Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ "Чагино" с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ "Чагино" с Изменением № 1, 53178-14

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 -АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20кВ «Чагино» - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ «Чагино», свидетельство об утверждении типа Ки.Е.34.004.А № 50369 от 08.04.2013 г., регистрационный № 53178-13 , и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерения № 50, № 58, № 77, № 78, № 79, № 80, № 81, № 82.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности

0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,5S и 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса точности 1,0 и 0,5 в части реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей и технических средств приема - передачи данных.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства синхронизации времени и коммутационного оборудования.

УСПД типа RTU-325H обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.

3-й    уровень - ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

-    сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);

-    обработку данных и их архивирование;

-    хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;

-    доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).

Лист № 2 Всего листов 13

ИВК состоит из центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройств синхронизации времени УССВ-35HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее - СПО «Метроскоп»).

К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.

Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра автоматически опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконно-оптической линии связи (далее - ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.

В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра информация о результатах измерений автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) опрашивает ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ) - один раз в 30 минут. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) осуществляет соединение и получение данных с ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра.

В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Один раз в сутки ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и всем заинтересованным организациям-

Лист № 3 Всего листов 13

участникам ОРЭ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ± 1 с.

Корректировка часов УСПД выполняется автоматически устройством синхронизации времени УССВ-GARMIN GPS 17N, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов УСПД происходит ежесекундно.

В ИВК ЦСОД МЭС Центра и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется устройство синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов серверов ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи между УСПД и подключенного к нему УССВ-GARMIN GPS 17N, время часов УСПД корректируется от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время часов счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Таблица 1 - Идентификационные данные СПО «Метроскоп», установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Центра_

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО;

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -«С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-325H (Госреестр № 44626-10, зав. № 003959), а уровень ИВК на базе Комплекса измерительновычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10).

Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК и метрологические характеристики ИК

Я

чз

о

о

и

*

<т>

X

х

<т>

н

РЭ

04

и

х

с

Е

to

00

КРУ - 20 кВ, секция К4К, яч. 404 (ОАО «Завод специальных монтажных изделий» Ввод 2)

КРУ - 20 кВ, секция К2К, яч. 205А (ООО «Техметснаб» Ввод 1)

to

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

х

о

о

LtJ

to    „

О    II

о

о    ^

н

д

ю'

-р*. о Ov о о °

-р*.

0

ON

VO

1

to „

О II

о -° о ^

СЛ

о ш >

>

>

Ю

И

о

О

> 00 2 ° hi ^

s*

TI

-р*.

н

TI

с

о\

о

to

LtJ

н

0\

о

Н

Ч

0\

о

<

Г

H

о

^1

о

LtJ

Ov

oo

VO

Ov

<

Г

Н

to

о

^1

о

LtJ

On

U>

VO

<

Г

H

to

о

^1

о

LtJ

Ov

to

to

-р*.

00

о

-р*.

VO

VO

Ov

^1

VO

24000

24000

Ov

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Tf

о

РЭ

п

X

СИ

X

р

hd

o>

p

з

д

CO

д

F

>

n

s

Cd

X

03

>

n

X

a

X

F

oo

Js>

Js>

VO

to

чУ1

“о

Я

чз

о

й

о

и

*

<т>

X

х

<т>

н

РЭ

04

и

х

с

Е

ю

^1

VO

00

КРУ - 20 кВ, секция К1К, яч. 110 (ООО «Мукомольное предприятие «Русич» Ввод 1)

КРУ - 20 кВ, секция КЗК, яч. 304А (ООО «Техметснаб» Ввод 2)

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

^    нн н

-    « Л

00    V.

ч    II £

О    05

ю*

Ov

ю*

О

Ov

VO

ю*

LtJ

Ov

О II

о -° о ^

Ov

о

о 5. <1 ^

Ov

о

о 5. <1 ^

LtJ

о td >

о td >

>

>

td

td

О

О

H

4

Ov

о

H

Ч

Ov

О

<

Г

Н

ю

о

^1

о

LtJ

Ov

00

<

Г

Н

ю

о

^1

о

OJ

Ov

ю

00

о

OJ

ю

-р*.

00

о

о

24000

24000

Ov

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

п

х

со

X

Р

hd

o>

p

з

s

CO

X

p

>

п

к

Cd

X

В3

>

n

X

a

X

F

00

JN)

VO

Ъо

"-J

Я

чз

о

о

и

*

<т>

X

к

<т>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

00

00

о

КРУ - 20 кВ, секция КЗК, яч. 310 (ООО «Мукомольное предприятие «Русич» Ввод 3)

КРУ - 20 кВ, секция К2К, яч. 209 (ООО «Мукомольное предприятие «Русич» Ввод 2)

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

д

iо* LtJ On

^    НН Н

-    « А

00    j

Ч    II £

О    05

ю*

Ov

ю*

О

Ov

VO

О II

о -° о ^

Ov

о о 5.

On О

О 5. <1 ^

LtJ

LtJ

О ш >

О И >

>

>

И

ю

о

О

н

ч

ov

о

н

ч

ov

о

<

Г

Н

ю

о

^1

о

OJ

ov

<

Г

Н

ю

о

^1

о

LtJ

On

U>

VO

ю

00

о

ю

-р*.

00

о

-р*.

оо

24000

24000

Ov

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

п

д

со

Д

Р

hd

o>

p

n

X

CO

Д

F

>

3

s

td

X

03

>

n

X

CO

Д

P

00

JN)

Js>

"oj

VO

Ъо

"-J

"-J

1.    В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 30 °С .

2.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока -(1,0 - 1,2)1н; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С; ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков: (23 ± 2) °С ; УСПД - от 15 °С до 25 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)

3.    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2)1н1; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,5 -

1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cos9=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30°С;

-    относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;

-    атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа)

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120 000 ч., время восстановления работоспособности TB=168 ч.;

-    компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0=55 000 ч., среднее время восстановления работоспособности TE = 24 ч.;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

Кг_АИИс = 0,664 - коэффициент готовности;

То_Аиис = 333 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

-    Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

-    Стойкость к электромагнитным воздействиям;

-    Ремонтопригодность;

-    Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

-    Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;

-    Резервирование элементов системы;

-    Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

-    Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

журнал событий счетчика:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания. журнал событий ИВКЭ:

-    ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

-    ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;

-    установка текущих значений времени и даты;

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т. п);

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

-    отключение питания. журнал событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывов электропитания;

-    программных и аппаратных перезапусков;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    нарушение защиты ИВК;

Лист № 11 Всего листов 13

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    привод разъединителя трансформаторов напряжения;

-    клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;

-    корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

-    клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

-    промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

-    испытательная коробка (специализированный клеммник);

-    крышки клеммных отсеков счетчиков;

-    крышки клеммного отсека УСПД.

защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на промконтроллер (УСПД);

-    установка пароля на сервер БД ИВК.

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений

- не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблицы 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 53178-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков типа АЛЬФА А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    счетчиков типа АЛЬФА А1800 - по документу «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - в соответствии с документом ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», утвержденным ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.;

-    УСПД RTU-325H - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

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

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04.

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Метод измерений изложен в документе «21168598.422231.0303.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/20 кВ «Чагино» с Изменением № 1

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

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

3.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

4.    «21168598.422231.0303.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/110/20 кВ «Чагино».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.