Используемые обозначения и сокращения
АСКУЭР | - | Автоматизированная система контроля и учёта энергоресурсов |
ГСИ | - | Государственная система обеспечения единства измерений |
ЖКИ | Жидкокристаллический индикатор | |
ЗИП | - | Запасные части, инструмент, принадлежности и материалы |
ИВК | - | Информационно-вычислительный комплекс |
ИВКЭ | - | Информационно-вычислительный комплекс электроустановки |
ИИК | - | Измерительно-информационный комплекс |
КТС | - | Комплекс технических средств |
МВИ | - | Методика выполнения измерений |
НСД | - | Несанкционированный доступ |
ПИП | - | Переносной инженерный пульт |
ПО | - | Программное обеспечение |
ПУЭ | - | Правила устройства электроустановок |
РД | - | Руководящий документ |
СОЕВ | - | Система обеспечения единого времени |
ТЗ | - | Техническое задание |
ТТ | - | Измерительный трансформатор тока |
УСПД | - | Устройство сбора и передачи данных |
GPRS | - | (General Packet Radio Service) - пакетная передача данных по радиоканалу |
EDGE | - | Enhanced Data Rates for Global Evolution - усовершенствованная технология передачи данных для глобального развития |
1.1. Общие положения
1.1.1. Наименование ИИК
Полное наименование системы – Информационно-измерительные комплексы учёта электроэнергии ГОУ ДС № 000, расположенной по адресу: г. Москва, 1-й Добрынинский пер.,9.
Условное наименование системы –
Шифр проекта 01.10.08.01.009.01.2101880.ХХ
Проектная документация предназначена для выполнения монтажных и пусконаладочных работ при создании ёта электроэнергии, а так же для заказа и приобретения для этих
целей оборудования и материалов.
1.1.2. Основания для разработки ИИК
Настоящая проектная документация разработана:
1. На основании Постановления Правительства Москвы от 01.01.01 г. «О ходе реализации Городской целевой программы «Энергосбережение в городе Москве на гг. и на перспективу до 2020 года».
2. В соответствии с Государственным контрактом № 10/9, заключённым между Качества Электроэнергии» и Департаментом топливно-энергетического хозяйства города Москвы на проектирование
Технорабочий проект выполнен согласно типовому Техническому заданию «Разработка проектной документации по установке информационно - измерительных комплексов в бюджетных учреждениях г. Москвы в соответствии с ФЗ № 000 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».
1.1.3. Перечень организаций участвующих в проекте, сроки выполнения стадий проекта
Заказчиком проекта является Департамент топливно-энергетического хозяйства города Москвы.
Исполнителем работ является Качества Электроэнергии». Сроки выполнения стадий работ определяются условиями договоров на выполнение отдельных работ для создания ИИК.
1.2. Цель и назначение ИИК
1.2.1. Основная цель
Целью создания информационно измерительных комплексов энергоресурсов в бюджетных учреждениях города Москвы, предназначенных для организации системы измерений в точках учёта, обеспечивающих получение результатов для:
- информационного обеспечения проведения расчётов за потреблённые/переданные энергоресурсы;
- планирования энергопотребления в целях оптимизации расчётов за потреблённые/переданные энергоресурсы;
- управление энергопотреблением с целью реализации программ энергосбережения.
1.2.2. Область использования
Областью использования проектируемых ёта электроэнергии является получение достоверной, привязанной к точному астрономическому времени данных о потреблённой/переданной электроэнергии и мощности.
1.2.3. Назначение
:
- проведение измерений количества потреблённой/переданной электроэнергии и мощности;
- проведение измерений параметров качества электроэнергии;
- повышение точности и надёжности учёта электроэнергии и мощности;
- оперативный контроль работы потребителей электроэнергии;
- межмашинный обмен информацией (повышение оперативности и достоверности расчётов за электроэнергию);
- обеспечение точной, достоверной и оперативной информации об электропотреблении;
- санкционированное предоставление результатов измерений;
- защиту информации от несанкционированного доступа;
- автоматизированный приём информации в центрах сбора и обработки;
- хранение информации;
- обмен информацией с другими уровнями АСКУЭР;
- вывод информации для пользователей.
1.3. Перечень требований, которым должен удовлетворять ИИК
1.3.1. Общие требования
, предъявляемым к ёта электроэнергии оптового и розничного рынка электроэнергии в части:
- надёжности:
- наработка до отказа применяемых счётчиков электроэнергии не менее 35 000 часов, для трансформаторов тока и напряжения параметры надёжности указаны в паспортах;
- защищённости:
- измерительные цепи имеют механическую защиту путём пломбирования крышек, клеммных соединений, крышки счётчиков имеют механические пломбы;
- доступ к данным счётчика и его параметрирование осуществляется после ввода пароля;
- диагностика:
- счётчики электроэнергии имеют «Журнал событий». В журнале отмечаются:
- факты параметрирования счётчика;
- факты пропадания напряжения;
- факты коррекции времени;
- имеется возможность снятия информации со счётчика:
- автономным способом;
- удалённым способом;
- визуального контроля информации на счётчике;
- по функциональной полноте:
- измерение приращений активной электроэнергии (функция автоматизирована);
- измерение приращений реактивной электроэнергии (функция автоматизирована);
- измерение времени и интервалов времени (функция автоматизирована);
- измерение тока;
- измерение напряжения;
- классы точности трансформаторов тока, напряжения счётчиков соответствуют допустимым по ПУЭ для проведения измерений в целях коммерческого учёта 0,5S;
- имеется возможность коррекции времени в ИИК;
- имеется возможность сбора:
- результатов измерений;
- состояний средств измерений;
- цикличность измерений:
- один раз в тридцать минут, один раз в час, один раз в сутки (функция автоматизирована);
- цикличность сбора информации (в перспективе):
- один раз в тридцать минут, один раз в час, один раз в сутки, один раз в месяц;
- глубина хранения профиля (функция автоматизирована):
- не менее 35 суток с интервалом (шаг архива 30 минут).
1.3.2. Требования по сохранности информации при авариях
Сохранность информации в :
- потеря питания технических средств;
- сбои ПО;
- выход из строя связующих компонентов;
- отказ технических средств;
- автоматически, с корректным завершением работы программного обеспечения (т. е. не приводящим к сбоям, отказам и потере накопленной информации).
На уровне первичных приборов учета сохранность информации при авариях осуществляться посредством:
- наличия встроенной батареи, обеспечивающей функционирование часов и календаря электросчётчика;
- наличия энергонезависимой памяти для хранения запрограммированных параметров электросчётчика и сохранения последних результатов измерений активной и реактивной энергии при пропадании питания в течение не менее 72 часов;
- возможностью подключения к счётчику дополнительного источника питания (не по измерительным цепям).
1.4. Соответствие проектных решений действующим нормам и правилам техники безопасности, пожаро - и взрывобезопасности
Технические решения, принятые в настоящем техническом проекте, соответствуют требованиям метрологических, экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных и других норм, а также правил взрывобезопасности действующих на территории Российской Федерации и обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных рабочими чертежами мероприятий.
По общим требованиям безопасности все оборудование соответствует ГОСТ 12.2.003-74. «Оборудование производственное. Общие требования безопасности».
1.5. Сведения об использованных при проектировании нормативно-технических документах
При разработке технорабочего проекта использовалась следующая нормативно-техническая документация:
1. ГОСТ 2.001-93 Единая система конструкторской документации. Общие положения.
2. ГОСТ 2.103-68 Единая система конструкторской документации. Стадии разработки.
3. ГОСТ 2.105-95 Единая система конструкторской документации. Общие требования к текстовым документам.
4. ГОСТ 2.106-96 Единая система конструкторской документации. Текстовые документы.
5. ГОСТ 2.109-73 Единая система конструкторской документации. Основные требования к чертежам.
6. ГОСТ 2.111-87 Единая система конструкторской документации. Нормоконтроль.
7. ГОСТ 2.120-73 Единая система конструкторской документации. Технический проект.
8. ГОСТ 2.201-80 Единая система конструкторской документации. Обозначение изделий.
9. ГОСТ 2.201-68 Единая система программной документации. Эксплуатационные документы.
10. ГОСТ 19.001-77 Единая система программной документации. Общие положения.
11. ГОСТ 21.101-97 Основные требования к проектной и рабочей документации.
12. ГОСТ 21.110-95 Система проектной документации в строительстве. Правила выполнения спецификации оборудования, изделий и материалов.
13. ГОСТ 34.003-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения.
14. ГОСТ 34.201-89 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем.
15. ГОСТ 34.603-92 Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем.
16. ГОСТ Энергетика и электрификация. Термины и определения.
17. ГОСТ Р Защита информации. Основные термины и определения.
18. ГОСТ 27.001-81 Надёжность в технике. Основные положения.
19. ГОСТ 27.002-89 Надёжность в технике. Основные понятия. Термины и определения.
20. ГОСТ 27.003-90 Надёжность в технике. Состав и общие правила задания требований по надёжности.
21. ГОСТ 27.410-87 Надёжность в технике. Методы контроля показателей надёжности и планы контрольных испытаний на надёжность.
22. ГОСТ Р Государственная система обеспечения единства измерений. Методика выполнения измерений.
23. ГОСТ Р 8. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем
24. ГОСТ Р «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2».
25. ГОСТ Р 52323‑2005 (МЭК 03) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
26. ГОСТ Р 52425‑2005 (МЭК :2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счётчики реактивной энергии классов точности 0,5 и 1.
27. ГОСТ Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
28. ГОСТ Трансформаторы тока. Общие технические условия.
29. Правила устройств электроустановок (ПУЭ). - Санкт-Петербург: Издательство ДЕАН, 2001.-928 с.
30. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. - Санкт-Петербург: Издательство ДЕАН, 2003.-304 с.
31. Типовые технические требования к средствам автоматизации коммерческого учёта электроэнергии и мощности для АСКУЭ энергосистем. Утверждено РАО «ЕЭС России» 11.10.94.
32. Автоматизированные системы коммерческого учёта электрической энергии АСКУЭ - С. Методика поверки. ВНИИМС. Москва. 1995 г.
33. РД 34.11.333-97 Учет электрической энергии и мощности на энергообъектах. Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии.
34. РД 34.09.101-94 Типовая инструкция по учёту электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении.
35. РД 153-34.0-03.150-00 (ПОТ Р М) Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок.
36. РД 34.11.114-98 Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики. Общие требования.
37. РД 34.20.116-93 Методические указания по защите вторичных цепей электрических станций и подстанций от импульсных помех.
38. РМГ 29-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения.
39. РД Государственной технической комиссии при Президенте Российской Федерации «Автоматизированные системы. Защита от несанкционированного доступа к информации. Классификация автоматизированных систем и требования по защите информации». Москва, Гостехкомиссия, 1992 г.
РД 50-34.698-90 Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов.
1.6. Сведения о типовых решениях, научно-исследовательских работах
При разработке настоящей проектной документации научно-исследовательские работы не проводились и типовые проектные решения не использовались.
1.7. Описание процесса деятельности
1.7.1. Характеристика объекта автоматизации
Предметом автоматизации является расчётный учёт электроэнергии по точкам поставки электроэнергии абонентам энергосбытовой организации.
Объектами автоматизации являются вводные устройства бюджетных учреждений
г. Москвы.
1.7.2. Перечень автоматизируемых процедур
/переданной электроэнергии и мощности, хранение информации, предоставления доступа к данным авторизованным пользователям.
1.7.3. Функционирование ИИК
Функционирование
1.8. Основные технические решения
, согласованный с Заказчиком приведён в приложении 1.1.
В состав :
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S;
- вторичные измерительные цепи;
- микропроцессорные многофункциональные счётчики электроэнергии с цифровыми интерфейсами RS-485/CAN;
- пассивные разветвители интерфейса RS‑485.
Применённые в
:
- автоматическое выполнение измерений величин (приращений) активной и реактивной электроэнергии и других показателей коммерческого учёта;
- цикличность измерений составляет – один раз в тридцать минут, один раз в час, один раз в сутки;
- измерение напряжения;
- измерение тока;
- автоматическое выполнение измерений времени;
- возможность коррекции времени в ИИК;
- автоматическую регистрацию событий в «Журнале событий», сопровождающих процессы измерения;
- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;
- безопасность хранения информации и программного обеспечения (далее - ПО) в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 и ГОСТ Р 51275;
- предоставление санкционированного доступа к результатам измерений - измеренным значениям приращений электроэнергии и мощности, а так же других параметров со стороны верхнего уровня АИСКУЭР и пользователей;
- предоставление санкционированного доступа к журналу событий со стороны верхних уровней АИСКУЭР и пользователей;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- диагностику работы технических средств;
- при наличии технической возможности и соответствующей МВИ, автоматизированный учёт потерь электроэнергии от точки измерений до точки учёта энергии.
Измерительные трансформаторы тока и напряжения:
- для измерительных трансформаторов тока и напряжения в качестве показателей надёжности, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746 с классом точности 0,5S выбираются средний срок службы и средняя наработка до отказа;
- класс точности применённых измерительных трансформаторов тока 0,5S;
- для измерений в электрических сетях с заземлённой нейтралью измерительные трансформаторы тока установлены в трёх фазах, к которым подключены трёхфазные трёхэлементные счётчики;
- в токовых измерительных цепях отсутствуют промежуточные трансформаторы тока и другие приборы;
- во всех эксплуатационных режимах отсутствует перегрузка измерительных трансформаторов;
- измерительные трансформаторы соответствуют ПУЭ по классу напряжения, электродинамической и термической стойкости, климатическому исполнению;
- выводы измерительных трансформаторов, используемых в измерительных цепях коммерческого учёта, защищены от несанкционированного доступа.
Вторичные цепи:
- в измерительных цепях ётчика и подключения образцового счётчика без отключения присоединения;
- вторичные измерительные цепи защищены от несанкционированного доступа и механических повреждений;
- кабели измерительных цепей тока и напряжения имеют по два резервных проводника.
Счётчики электроэнергии:
- технические параметры и метрологические характеристики расчётных счётчиков соответствуют требованиям ГОСТ Р «Статические счётчики энергии классов точности 0,2S и 0,5S» (для реактивной энергии - по ГОСТ Р 52425−2005 «Статические счётчики реактивной энергии») и ГОСТ Р «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2» Счётчики должны обеспечивать реверсивный учёт для присоединений, где возможны перетоки электроэнергии в двух направлениях.
Счётчики проводят:
- учёт активной и реактивной энергии (интегрированной реактивной мощности);
- класс точности счётчиков не хуже 0,5S/1,0;
- в применяемых счётчиках обеспечена возможность подключения резервного источника питания.
Счётчики имеют:
- энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров;
- индикатор для обеспечения визуального контроля информации на счётчике;
- наличие энергонезависимых часов, обеспечивающих ведение даты и времени, точность хода не хуже ± 5,0 секунды в сутки с возможностью внешней автоматической коррекцией (синхронизацией), работающей в составе системы обеспечения единого времени (СОЕВ), в перспективе, в составе автоматизированной системы контроля и учёта энергоресурсов (АСКУЭР);
- защиту от несанкционированного изменения параметров, а также от записи. При этом защита обеспечивается на программном (логическом) уровне установкой паролей и аппаратном (физическом) уровне установкой пломб, марок и т. п.;
- наличие «Журнала событий», фиксирующего время и даты наступления событий:
- попытки несанкционированного доступа;
- факты связи со счётчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
- отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания.
Счётчики обеспечивают:
- подключение по одному или нескольким цифровым интерфейсам компонентов автоматизированных информационно-измерительных систем, в том числе для автономного считывания, удалённого доступа и параметрирования;
- хранение данных электропотребления нарастающим итогом по каждому из тарифов не менее чем за шесть расчётных периодов (месяцев);
- работоспособность в диапазоне температур, определённых условиями эксплуатации;
Средняя наработка на отказ применённых счётчиков составляет не менее 35000 часов.
Межповерочный интервал применённых счётчиков не менее 8-ми лет.
Все технические средства, входящие в состав
Применяемые измерительные трансформаторы удовлетворяют требованиям ПУЭ к измерительным трансформаторам, применяемым в целях коммерческого учёта электроэнергии. Основные технические характеристики измерительных трансформаторов – коэффициенты трансформации, номинальные токи, рабочие напряжения, приведены в паспортах на применённые измерительные трансформаторы. Паспорт на измерительный трансформатор поставляется в комплекте с трансформатором.
Применяемые счётчики электроэнергии удовлетворяют всем требованиям ПУЭ к счётчикам, используемым в целях расчётного учёта электроэнергии. Основные технические характеристики счётчиков приведены в паспортах на применённые счётчики. Паспорт на каждый счётчик поставляется в комплекте со счётчиком.
Счётчики снабжены ЖКИ индикатором для визуального контроля информации.
Каждый счётчик имеет цифровой интерфейс RS-485/CAN для подключения к коммуникационной аппаратуре и передачи данных на вышестоящие уровни.
Счётчики имеют оптический порт для обеспечения возможности конфигурирования счётчика и обеспечения возможности снятия со счётчика данных по электропотреблению и других параметров автономным способом.
Счётчики устанавливаются в шкафах, на щитах учёта электроэнергии, и в отсеках или лицевых панелях ВРУ.
Рядом с каждым счётчиком монтируется испытательная клеммная колодка с возможностью опломбирования. Испытательная клеммная колодка обеспечивает механическую защиту измерительных цепей счётчика. При необходимости испытательная клеммная колодка обеспечивает закорачивание вторичных цепей измерительных трансформаторов тока, отключение токовых цепей и цепей напряжения в каждой фазе счётчиков при их замене, а также включение образцового счётчика для проверки основных счётчиков без отключения нагрузки потребителя.
Схемы расположения мест установки измерительных трансформаторов и счётчиков приведены в рабочей документации на чертежах.
Измерительные цепи тока и напряжения проложены к счётчикам отдельными кабелями и подключены к измерительным цепям счётчиков через испытательную клеммную колодку. Кабели имеют по два резервных проводника и защищены от механических повреждений путём прокладки измерительных кабелей в гофрированной трубе или коробе.
Клеммы вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют защитные крышки с возможностью их опломбирования.
Прочие потребительские характеристики
1.9. Структура ИИК
Измерительные трансформаторы тока и напряжения (ТН используются при учёте электроэнергии по высокой стороне)[1] передают по вторичным цепям на счётчики электроэнергии масштабированные значения токов и напряжений. Эти значения обрабатываются микропроцессорной схемой основной платы счётчика, преобразуются в значения мощности электроэнергии и другие величины и записываются в память счётчика в цифровом виде. Интерфейсные цепи счётчиков выведены на устанавливаемые интерфейсные коробки. По интерфейсным цепям возможен опрос цифровых считчиков со стороны АСКУЭР или переносного инженерного пульта.
Данные могут передаваться на верхние уровни АСКУЭР с использованием таких каналов связи как GPRS/EDGE, Ethernet и Internet.
1.10. Информационные связи
Взаимодействие между , должна обеспечивать канал связи между /сек. и коэффициентом готовности канала не менее 0,95. Конечные устройства связи должны иметь выходной интерфейс RS485/CAN, для обеспечения связи со счётчиками, входящими в состав ИИК.
Запрос, выдаваемый АСКУЭР, содержит:
- номер счётчика, с которого необходимо считать данные;
- состав запрашиваемых данных;
- текущее время и, при необходимости, команду на коррекцию времени в соответствии с текущим временем АСКУЭР.
Передача информации из счётчика в АСКУЭР осуществляется по запросу АСКУЭР в цифровом виде.
Состав данных, передаваемых от счётчика в АСКУЭР:
- измеренные данные о полученных/переданных активной и реактивной электроэнергии и мощности;
- диагностическая информация о состоянии счётчика.
Автономно опрос счётчиков можно производить с помощью переносного инженерного пульта (ПИП), представляющего собой ноутбук с установленным соответствующим программным обеспечением. При наличии в счётчике оптического порта, связь ПИП со счётчиком может производиться через оптический канал связи. Во время сеансов связи счётчика с ПИП, может производиться автоматическая коррекция времени счётчика от ПИП.
1.11. Функционирование ИИК
Функционирование :
- штатный режим – производятся измерения электроэнергии с заданной дискретностью, ведение журнала событий, хранение информации. В перспективе, по запросам, передача данных на верхний уровень АСКУЭР, автоматическая коррекция времени в счётчике;
- автономный режим – производятся измерения электроэнергии с заданной дискретностью, ведение журнала событий, хранение информации;
- сервисный режим – производится конфигурация счётчика ИИК.
1.12. Контроль достоверности и полноты принимаемой информации о результатах измерений
После получения измерительной информации проводится контроль её достоверности и полноты.
Контроль достоверности измерений производится на основе:
- сравнения результатов измерения с данными за предшествующий аналогичный период времени;
- анализа журналов событий считчиков;
- сравнения результатов измерений с предельно-допустимыми величинами приращений энергии за установленный период.
При контроле полноты измерительной информации, выполняется анализ наличия и полноты измеренных данных по каждой точке измерения.
1.13. Защита средств учёта и информации
Проектом предусматриваются методы защиты технических средств от механических, тепловых, электромагнитных и других воздействий, в том числе от несанкционированного доступа к ним.
На электрических подстанциях при коммутациях электрооборудования, коротких замыканиях, грозовых перенапряжениях, при коммутациях различных катушек соленоидов, контакторов, реле, при работе радиопередатчиков, включении усилителей поисковой связи и др., возникают сильные электромагнитные поля. Воздействуя на вторичные цепи, эти поля возбуждают в них импульсные помехи с высоким уровнем напряжений и токов, которые, попадая в устройства ИИК, могут приводить к повреждению этих устройств или вызывать их неправильную работу.
Для снижения уровня помех во вторичных цепях до предельно допустимых значений в соответствии с «Методическими указаниями по защите вторичных цепей электрических станций и подстанций от импульсных помех» (РД проектом предусматриваются следующие требования к прокладке кабелей: при прокладке измерительных и информационных кабелей по одной трассе с силовыми кабелями с напряжением 220В, расстояние между ними предусматривается не менее 0,15 м.
Для обеспечения нормальной работы устройств ИИК, предусматривается заземление устройств этих систем и экранирующих оболочек соединительных кабелей.
Металлические корпуса шкафов устройств
В соответствии с требованиями ПУЭ все электросчётчики размещены с соблюдением температурного режима эксплуатации (счётчики размещены в специализированных помещениях, при необходимости, в шкафах с возможностью поддержания минимальной рабочей температуры счётчиков).
Оборудование размещено с учётом максимально-возможного удобства его обслуживания (осмотр, профилактика, мелкий ремонт).
Информация, собираемая ИИК, используется для коммерческих расчётов. Поэтому она имеет степень защиты, соответствующую требованиям защиты коммерческой информации. Для размещения оборудования
Основной целью /переданной электроэнергии. Для выполнения этого требования предусмотрены следующие технические и организационные мероприятия:
- опломбирование или маркирование знаками визуального контроля всех разъёмных соединений электрических цепей, подключение к которым дополнительных технических устройств или замена может привести к искажению результатов измерений.
На этапе опытной эксплуатации ёта электрической энергии в соответствии с «Положением о порядке проведения ревизии и маркирования специальными знаками визуального контроля средств учёта электрической энергии» от 16.10.98. В ходе ревизии все средства учёта электроэнергии подлежат пломбированию или маркированию специальными знаками визуального контроля.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 |
