| Номер в госреестре | 61810-15 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Республики Башкортостан |
| Изготовитель | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Башкортостан (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень -измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучёта (далее - ИВКЭ), реализованный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-327, выполняющий функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ ОАО «РЖД», с помощью которого решаются задачи коммерческого многотарифного учёта расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов;
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) включает в себя Центр сбора данных ОАО «РЖД», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», УССВ-16ИУ8, УССВ-35НУБ каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч) передаются в целых числах.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД RTU-327, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в Центр сбора данных ОАО «РЖД», где происходит оформление отчетных документов. Передача информации об энергопотреблении на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем межсерверного обмена.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» осуществляет передачу полученных данных в виде xml-отчетов в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным организациям ОРЭМ.
Передача информации, заверенной ЭЦП субъекта ОРЭ, от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ПАК ОАО «АТС» и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все три уровня системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ-16ИУ8, УССВ-35НУ8, УСПД, счетчиков, Центра сбора данных ОАО «РЖД» и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и УССВ-16НУБ происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов Центра сбора данных ОАО «РЖД» и УССВ-35НУБ происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов УСПД RTU-327 и Центра сбора данных ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД RTU-327 происходит с цикличностью один раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже
± 5,0 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД RTU-327 отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА», в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1 - 3.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «АльфаЦЕНТР», ПО «ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА».
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО | ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | ac_metrology.dll |
| Идентификационное наименование ПО | ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | enalpha.exe |
| Таблица 2 - Идентификационные данные ПО | ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | enalpha.exe |
| Таблица 3 - Идентификационные данные ПО | ИВКЭ |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | ac_metrology.dll |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 4.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 5, 6.
| 1 | Наименование объекта | Состав ИК | Вид элект- роэнер- гии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | УСПД | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС Чишмы-тяга 110/35/10 кВ фидер №3-10 кВ | ТПЛ-10 У3 класс точности 0,5 Ктт =100/5 Зав. №№ 2326, 3711 Госреестр № 1276-59 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Класс точности 0,5 КТН = 10000/100 Зав.№ 81 Госреестр № 16687-07 | EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01137650 Госреестр № 16666-97 | RTU-327 (Зав.№ 000529). Госреестр № 19495-03 | актив ная реак тивная |
| 2 | ПС Чишмы-тяга 110/35/10 кВ фидер №1-ПЭ-10 кВ | ТЛО-10 класс точности 0,5 Ктт =100/5 Зав. №№ 1827, 2660 Госреестр № 25433-03 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Класс точности 0,5 КТН = 10000/100 Зав.№ 2080 Госреестр № 16687-07 | EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01138239 Госреестр № 16666-97 | актив ная реак тивная | |
| 3 | ПС Чишмы-тяга 110/35/10 кВ фидер №4-ПЭ-10 кВ | ТПЛ-10 У3 класс точности 0,5 Ктт =50/5 Зав. №№ 87606, 18234 Госреестр № 1276-59 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Класс точности 0,5 КТН = 10000/100 Зав.№ 2080 Госреестр № 16687-07 | EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01098504 Госреестр № 16666-97 | актив ная реак тивная | |
| 4 | ПС Чишмы-тяга 110/35/10 кВ фидер №2-ПЭ-10 кВ | ТЛО-10 класс точности 0,2S Ктт=150/5 Зав. №№ 1696, 1699 Госреестр № 25433-03 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Класс точности 0,5 КТН = 10000/100 Зав.№ 2080 Госреестр № 16687-07 | EA05RL-P1B-3 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01138089 Госреестр № 16666-97 | актив ная реак тивная | |
| 5 | ПС Юша-тяга 110/27,5/10 кВ ОРУ-27,5 кВ 1СШ фидер №3-ДПР-27,5 кВ | ТФН-35М класс точности 0,5 Ктт=150/5 Зав. №№ 11670, 12247 Госреестр № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 Класс точности 0,5 Ктн = 27500/100 Зав.№ 11035261, 1103529 Госреестр № 912-70 | EA05RL-P1B-4 класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01146556 Госреестр № 16666-97 | актив ная реак тивная | |
| Номер ИК | еоБф | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии 5, % | |||
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | НЧ 2 0 £ 1Л 1 и з 2 Л I 0 о % ©х | 1 0 0 % 1Л 1 и з 2 1Л 1 2 о % о4- | ||
| 1-3,5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | 1,8 | 1,2 | 1,0 |
| 0,87 | - | 2,5 | 1,5 | 1,2 | |
| 0,8 | - | 2,9 | 1,7 | 1,3 | |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 | |
| 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | 1,5 | 0,9 | 0,9 | 0,9 |
| 0,87 | 1,6 | 1,1 | 1,0 | 1,0 | |
| 0,8 | 1,7 | 1,2 | 1,0 | 1,0 | |
| 0,5 | 2,3 | 1,9 | 1,5 | 1,5 | |
| Номер ИК | еоБф | Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
| I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | НЧ 2 0 £ 1Л 1 и з 2 Л I 0 о % ©х | 1 0 0 % 1Л 1 и з 2 1Л 1 2 о % о4- | ||
| 1-3,5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,8 | - | 4,7 | 2,6 | 2,1 |
| 0,5 | - | 2,9 | 1,8 | 1,5 | |
| 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,8 | 3,5 | 2,2 | 1,7 | 1,6 |
| 0,5 | 2,7 | 1,8 | 1,4 | 1,3 | |
Таблица 6
| Номер ИК | еоБф | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии 5, % | |||
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | НЧ 2 0 £ 1Л 1 и з 2 Л I 0 о % ©х | 1 0 0 % 1Л 1 и з 2 1Л 1 2 о % о4- | ||
| 1-3,5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | 2,3 | 1,7 | 1,6 |
| 0,87 | - | 2,9 | 2,0 | 1,8 | |
| 0,8 | - | 3,2 | 2,2 | 1,9 | |
| 0,5 | - | 5,7 | 3,4 | 2,7 | |
| 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | 1,9 | 1,6 | 1,5 | 1,5 |
| 0,87 | 2,1 | 1,7 | 1,7 | 1,7 | |
| 0,8 | 2,2 | 1,8 | 1,7 | 1,7 | |
| 0,5 | 2,8 | 2,5 | 2,2 | 2,2 | |
| Номер ИК | еоБф | Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | НЧ 2 0 £ 1Л 1 и з 2 Л I 0 о % ©х | 1 0 0 % 1Л 1 и з 2 1Л 1 2 о % о4- | ||
| 1-3,5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,8 | - | 5,2 | 3,0 | 2,5 |
| 0,5 | - | 3,5 | 2,3 | 2,1 | |
| 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,8 | 5,1 | 3,2 | 2,2 | 2,1 |
| 0,5 | 4,0 | 2,6 | 2,0 | 1,9 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений 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:
- параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) ин; ток (от 1,0 до 1,2) 1н; cosj = 0,8 инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С для счетчиков активной энергии ГОСТ 30206-94; (20±2) °С для счетчиков реактивной энергии ГОСТ 26035-83.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) 1н1; коэффициент мощности от cos9 (sin9) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °С;
- атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа. для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (от 0,9 до 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока (от 0,01 до 1,2) 1н2; диапазон коэффициента мощности от cos9 (sin9)
0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха для ЕвроАЛЬФА от минус 40°С до 70°С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при 30 °С;
- атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа. для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10°С до 25°С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
- напряжение питающей сети 0,9-ином до 1,1ином;
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 °С до 35°С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 4. Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч;
- УССВ-16НУБ - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;
- УССВ-35НУБ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- ИВК «АльфаЦЕНТР» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов; Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД RTU-327 с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу -35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Башкортостан типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6
| Наименование | Тип | Кол-во, шт |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 У3 | 4 |
| ТЛО-10 | 4 | |
| ТФН-35М | 2 | |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 2 |
| ЗНОМ-35-65 | 2 | |
| Счётчик электрической энергии | ЕвроАЛЬФА | 5 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-16Н^ | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-35Н^ | 1 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» | НР ProLiant BL460c G7 | 1 |
| Сервер управления ОАО «РДЖ» | НР ML 360 G5 | 1 |
| Сервер БД ОАО «РДЖ» | НР ML 570 G4 | 2 |
| Методика поверки | - | 1 |
| Паспорт - формуляр | 13526821.4611.042.ЭД.ПФ | 1 |
осуществляется по документу МП 61810-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Башкортостан. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. 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 электроэнергии классов точности 0,5S - по методики поверки с помощью установок МК6800, МК6801;
- счетчиков электроэнергии классов точности 1,0 - по методики поверки с помощью установок ЦУ 6800;
- для УСПД RTU-300 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- 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 13526821.4611.042.ПЕ «Технорабочий проект системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Башкортостан.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО «РЖД» в границах Республики Башкортостан
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
