Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС № 845 220/10 кВ "Матвеевская" ("Давыдковская"), 51682-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 845 220/10 кВ «Матвеевская» («Давыдковская») (далее — АИИС КУЭ «Матвеевская») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, обеспечения эффективного автоматизированного контроля и учета потребления электроэнергии, осуществления сбора, обработки, хранения и отображения информации параметров электропотребления, поступающих от цифровых счетчиков коммерческого учета электроэнергии и регистрации параметров потребления, а также для передачи информации в центр сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «ОЭК», и предоставление доступа со стороны ОАО «МОЭСК», ОАО «АТС», ОАО «Мосэнергосбыт» и смежных сетевых организаций.

Описание

АИИС КУЭ «Матвеевская» является трехуровневой системой с распределенной функцией измерения и централизованной функцией сбора и обработки данных.

АИИС КУЭ «Матвеевская» включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), выполняющие функции проведения измерений электроэнергии, включающие: измерительные трансформаторы тока и напряжения, многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии серии СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М производства ОАО «ННПО имени М.В.Фрунзе»;

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ «Матвеевская», выполняющий функции консолидации информации по данной электроустановке, включающий в себя: устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 производства ООО «Эльстер-Метроника», источник бесперебойного питания, а так же коммуникационное оборудование и каналы связи для организации информационного обмена между уровнями системы. Непосредственно на ПС «Матвеевская» установлены технические средства уровней ИИК, ИВКЭ.

3-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ «Матвеевская», включающий в себя: коммуникационное оборудование и компьютеры, предназначенные для выполнения функций сбора и хранения данных, а также автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) обеспечивающие пользовательский интерфейс, в том числе печать отчетов.

Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными по принципу цифровой обработки входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память программ. Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК.

Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллеру.

Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.

МК управляет работой устройства индикации с целью отображения измеренных данных. Режим индикации может изменяться посредством кнопок клавиатуры управления.

Сбор информации со счетчиков осуществляется по запросу ИВКЭ. Каналы связи между ИВКЭ и ИИК организованы следующим образом: счетчики подключены при помощи интерфейса RS-485 к Ethernet-серверу, далее через коммутатор сети Ethernet к УСПД.

Опрос ИВКЭ со стороны ИВК производится в автоматическом режиме или по запросу оператора. Вся информация поступает в ИВК в электронном виде. К УСПД через коммутатор сети Ethernet подключено АРМ. Сбор информации с ИВКЭ осуществляется по запросу ИВК. Между ИВКЭ и ИВК организовано два канала связи на основе сотовой сети стандарта GSM одного оператора связи.

Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации автоматически производится программным обеспечением в составе ИВК ЦСОИ ОАО «ОЭК». На компьютерном оборудовании ИВК выполняется накопление, хранение, резервное копирование измерительной информации, в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

На АРМ операторов системы выполняется мониторинг измерительной информации, анализ, печать отчетных форм. Передача данных из АИИС КУЭ «Матвеевская» в смежные сетевые организации осуществляется по электронной почте.

Поддержание единого системного времени уровней ИИК, ИВКЭ осуществляется посредством приемника сигналов точного времени УССВ, подключенного к УСПД. УСПД автоматически синхронизируется при помощи УССВ не менее одного раза в сутки по сигналам точного времени системы GPS при помощи GPS-приемника УССВ-35 HVS. Синхронизация времени уровня ИИК осуществляется от уровня ИВКЭ. Имеется возможность синхронизации времени уровня ИВКЭ от ЦСОИ.

Синхронизация УСПД происходит при превышении разности времени, полученного от УССВ и времени УСПД по абсолютному значению более чем на 2 секунды. При опросе УСПД устанавливает в счетчиках точное время в случае превышения разности времени УСПД и счетчика более чем на 2 секунды. Синхронизация счетчиков от ИВКЭ производится один раз в сутки, автоматически.

В нормальном режиме работы ИИК, ИВКЭ участие оператора для выполнения функция АИИС КУЭ «Матвеевская» не требуется. Все функции выполняются автоматически.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматическое выполнение измерений 3-х и 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, параметров электрической сети

-    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета 30 мин;

-    автоматическое выполнение измерений времени;

-    автоматическую регистрацию событий в «Журнале событий», сопровождающих процессы измерения;

-    хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений;

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций - участников договорных отношений;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ «Матвеевская».

Внешний вид шкафа УССВ, шкафа УСПД и монтажа счетчиков с указанием мест пломбирования

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения системы входит ПО «АльфаЦЕНТР» из состава «Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», утвержденного типа (Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений № 44595-10).

Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.

Программное обеспечение (ПО) ИВК имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из следующих основных компонентов и модулей: программа — планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей), драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД, драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД, драйвер работы с БД, библиотека шифрования пароля счетчиков, библиотека сообщении планировщика опросов.

Предусмотрены меры защиты ПО от преднамеренного и непреднамеренного изменения:

-    пользователь не имеет возможность обновления или загрузки новых версий ПО без фиксации в журнале событий;

-    без нарушения целостности конструкции и заводских пломб невозможно удаление запоминающего устройства, или его замена другим устройством;

-    в процессе работы невозможно ввести данные измерений, полученные вне измерительных компонентов системы;

-    обеспечена защита программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа

Защита программы от непреднамеренных воздействий обеспечивается функциями резервного копирования.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов системы и определяются классом применяемых электросчетчиков.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Таблица 1 Метрологически значимые модули ПО

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ: метрологические характеристики (МХ) АИИС КУЭ «Матвеевская» указаны в таблице 3 с учетом влияния ПО.

Таблица 2

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ «Матвеевская» с указанием наименований точек учета, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, номеров регистрации средств измерений в Государственном реестре средств измерений, представлен в таблице

3.

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

ТЛО-10

600/5

0,2S

25433-06

0,2S/0,5

27524-04

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

КРУ-10 кВ, линия 10 кВ, яч. № 409

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

КРУ-10 кВ, ввод 4 сек. от T-1, яч.№411

ТЛП-10-1

3000/5

0,2S

30709-05

КРУ-10 кВ, фидер 27009, яч. №412

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

КРУ-10 кВ, линия 10 кВ, яч. №413

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

КРУ-10 кВ, фидер 21110, яч. №414

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

RTU-325,

№ Гос-реестра 37288-08

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

КРУ-10 кВ, линия 10 кВ, яч. №415

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03М

0,2S/0,5

36697-08

КРУ-10 кВ, ТДГР-4, яч. 416

ТЛ0-10

300/5

0,2S

25433-06

КРУ-10 кВ, ТСН-4, яч. №417

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

ТЛ0-10

300/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03М

0,2S/0,5

36697-08

КРУ-10 кВ, ТДГР-5, яч. 502

ТЛ0-10

300/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

СЭТ-

4ТМ.03

ТЛ0-10

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

0,2S/0,5

27524-04

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

КРУ-10 кВ, линия 10 кВ, яч. №505

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

КРУ-10 кВ, линия 10 кВ, яч. №506

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

КРУ-10 кВ, фидер 27036, яч. №508

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

КРУ-10 кВ, фидер 14175, яч. №509

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

КРУ-10 кВ, фидер 27040, яч. №510

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

RTU-325,

№ Гос-реестра 37288-08

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

КРУ-10 кВ, фидер 26059, яч. №512

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

КРУ-10 кВ, фидер 14050, яч. №513

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

КРУ-10 кВ, линия 10 кВ, яч. №514

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03М

0,2S/0,5

36697-08

КРУ-10 кВ, ввод 5 сек. от ^2,яч. №516

ТЛП-10-1

3000/5

0,2S

30709-05

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

СЭТ-

4ТМ.03

ТЛ0-10

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

0,2S/0,5

27524-04

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03М

0,2S/0,5

36697-08

КРУ-10 кВ, ТДГР-6, яч. 601

ТЛ0-10

300/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

КРУ-10 кВ, линия 10 кВ, яч. №602

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

КРУ-10 кВ, фидер 26143 а+в, яч. №603

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

КРУ-10 кВ, линия 10 кВ, яч. №604

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

КРУ-10 кВ, фидер 12128, яч. №605

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

RTU-325,

№ Гос-реестра 37288-08

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

КРУ-10 кВ, фидер 26165, яч. №606

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

КРУ-10 кВ, фидер 26143A+g, яч. №608

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

КРУ-10 кВ, линия 10 кВ, яч. №609

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

16687-02

СЭТ-

4ТМ.03

0,2S/0,5

27524-04

КРУ-10 кВ, линия 10 кВ, яч. №610

ТЛ0-10

600/5

0,2S

25433-06

НАМИТ-10-1

УХЛ2

10000/^3/100/^3

0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

ТЛ0-10

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 минут).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «Матвеевская»:

-    напряжение питающей сети: напряжение (0,98-1,02)^^^ ток (1-1,2)Тном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды (20±5) °С.

4.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «Матвеевская»:

-    напряжение питающей сети (0,9-1,1) ^ном, сила тока (0,01-1,2) •Ьом, 0,5 инд. < cosj < 0,8 емк.;

-    температура окружающей среды: от 10 °С до 40 °С (для компьютерного оборудования от 15 до 30 °С);

5.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена других компонентов системы на однотипные , имеющие технические характеристик не хуже приписанных компонентам системы и совместимых для работы с другими компонентами системы. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ «Матвеевская» как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ «Матвеевская» основных компонентов

системы:

-    счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

-    счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

-    УССВ среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;

-    GSM модем среднее время наработки на отказ не менее 2198760 часов.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ «Матвеевская» от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

-    панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков имеют устройства для пломбирования;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;

-    организация доступа к информации посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

Наличие фиксации в журнале событий счетчика событий:

-    фактов параметрирования счетчика;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД, сервере (функция автоматизирована);

Глубина хранения информации:

-    счетчики электроэнергии - не менее 35 суток по каждому каналу измеренной энергии, до 5 лет при отключении питания, при температуре 25 °С;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится сверху справа на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 51682-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 845 220/10 кВ «Матвеевская» («Давыдковская»). Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в июне 2012 г.

Поверка средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется:

-    измерительных трансформаторов напряжения типа STE1/245 и НАМИТ-10-1 УХЛ2 по ГОСТ 8.216-88 с интервалами между поверками соответственно 4 года (STE1/245) и 8 лет (НАМИТ-10-1 УХЛ2);

-    измерительных трансформаторов тока типа AMT 245/1, ТЛП-10-1, ТЛО-10, ТНШЛ-0,66, Т-0,66 по ГОСТ 8.217-2003 с интервалами между поверками соответственно 8 лет (ТНШЛ-

0,66, AMT 245/1) и 4 года (ТЛП-10-1, ТЛО-10, Т-0,66);

-    счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.08 по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, изложенной в приложении к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, с интервалами между поверками 10 лет и СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, изложенной в приложении к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ, с интервалами между поверками 12 лет;

-    устройства сбора и передачи данных RTU - 325 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП» с интервалами между поверками 6 лет.

Основные средства поверки:

-    измерительных трансформаторов напряжения, предусмотренные ГОСТ 8.216-88;

-    измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

-    счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.08 в соответствии с приложением к ИЛГШ.411152.124 РЭ и СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 в соответствии с приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;

-    устройства сбора и передачи данных RTU - 325 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП»;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), абсолютная погрешность ± 1 мкс;

-    термогигрометр электронный «Center» модель 315, диапазон измерений от минус 20 до плюс 60 °С, абсолютная погрешность ±0,8 °С, относительной влажности воздуха от 0 до 99 %, абсолютная погрешность ±3,0 %.

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 845 220/10кВ «Матвеевская» («Давыдковская»)»

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 845 220/10кВ «Матвеевская» («Давыдковская»)

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электроэнергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии класса точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

МИ 2999-2011 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».

МИ 3286-2010 «Проверка защиты программного обеспечения и определение её уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».

Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 845 220/10кВ «Матвеевская» («Давыдковская»).

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.