Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тобольск-Полимер"
| Номер в ГРСИ РФ: | 50376-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Росэнергосервис", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО ┌Тобольск-Полимер√ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, храненияи передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 50376-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Тобольск-Полимер" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 47099 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 476 п. 09 от 05.07.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "Росэнергосервис", г. Владимир
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 50376-12 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 50376-12: Описание типа СИ | Скачать | 220.8 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тобольск-Полимер» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановоки, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ 3000М (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени, входящее в состав УСПД и программное обеспечение (далее - ПО).
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, входящее в состав УСПД, на базе GPS-приемника. Часы УСПД синхронизированы с часами приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию часов сервера и счетчиков. Сличение часов сервера БД с часами УСПД ЭКОМ 3000М осуществляется каждые 30 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении часов сервера и УСПД ±1 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД каждые 30 мин, корректировка часов счетчиков при расхождении с часами УСПД ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера 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
В АИИС КУЭ ООО «Тобольск-Полимер» используется ПО "Энергосфера" версии 6.4, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО "Энергосфера" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО "Энергосфера".
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
ПК Энергосфера 6.4 (V36) SN: ES-S-10000-4-1000-1492 | ||||
|
CRQ-интерфейс |
CRQonDB.exe |
6.4.22.331 |
c285df946327e8b2e 65720b00ab85257 |
MD5 |
|
Алармер |
AlarmSvc.exe |
6.4.27.384 |
f1c1656937f7a14f43 4930610f1df522 |
MD5 |
|
Анализатор 485 |
Spy485.exe |
6.4.7.145 |
792fc10e74dfc2f1fd 7b8f4954960c96 |
MD5 |
|
АРМ Энергосфера |
ControlAge.exe |
6.4.93.1373 |
f1aae5d45d4798a4f3 aad167da87e151 |
MD5 |
|
Архив |
Archive.exe |
6.4.5.221 |
8dd7df147901b8139 1fb5ef16767a2ef |
MD5 |
|
Импорт из Excel |
Dts.exe |
Отсутствует |
MD5 | |
|
Инсталлятор |
Install.exe |
6.4.51.605 |
d1f482efad6d4991b 3c39e6914449f0e |
MD5 |
|
Консоль администратора |
Adcenter.exe |
6.4.46.866 |
31bdf00798ade2476 8df30c2ce635fea |
MD5 |
|
Локальный АРМ |
ControlAge.exe |
6.4.93.1373 |
f1aae5d45d4798a4f3 aad167da87e151 |
MD5 |
|
Менеджер программ |
SmartRun.exe |
6.4.51.605 |
f735898d771f858d0 b03e8b946f00992 |
MD5 |
|
Редактор расчетных схем |
AdmTool.exe |
6.4.152.5451 |
ba2923515a44b43a6 669a4321b7c1dcc |
MD5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Ручной ввод |
HandInput.exe |
6.4.19.266 |
8090180c319427ac8 03715cfe82cf92e |
MD5 |
|
Сервер опроса |
PSO.exe |
6.4.52.1508 |
769fdc49c90f73b21c a94f2ac72fee19 |
MD5 |
|
Тоннелепроклад-чик |
TunnelEcom.exe |
6.4.1.63 |
3027cf475f05007ff4 3c79c053805399 |
MD5 |
|
Центр импор-та/экспорта |
expimp.exe |
6.4.79.2233 |
df94749a21da07849 9e0c887cf012ca4 |
MD5 |
|
Электроколлектор |
ECollect.exe |
6.4.48.979 |
f73ec7f044649d56ed 7f5db972ebd76a |
MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Энергосфера», в состав которых входит ПО «Энергосфера», внесены в Госреестр СИ РФ № 19542-05.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
|
№ п/п |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ЦРП 10 кВ; 2 с.ш. 10 кВ; яч. 22 ИК №1 |
4MD63ZEK Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 1278002; Зав. № 1278006; Зав. № 1278001 |
4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 10/1281301 ; Зав. № 10/1281302 ; Зав. № 10/1281303 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812101002 |
ЭКОМ 3000М Зав.№0512 3947 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
2 |
ЦРП 10 кВ; 2 с.ш. 10 кВ; яч. 20 ИК №2 |
4MD63ZEK Кл. т. 0,5 4000/1 Зав. № 12781 01; Зав. № 12781 02; Зав. № 12781 03 |
4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 10/1281301 ; Зав. № 10/1281302 ; Зав. № 10/1281303 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812102425 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
3 |
ЦРП 10 кВ; 1 с.ш. 10 кВ; яч. 1 ИК №3 |
4MD63ZEK Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 12780 04; Зав. № 12780 05; Зав. № 12780 03 |
4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 10/1281304; Зав. № 10/1281305; Зав. № 10/1281306 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812102985 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
ЦРП 10 кВ; 1 с.ш. 10 кВ; яч. 3 ИК №4 |
4MD63ZEK Кл. т. 0,5 4000/1 Зав. № 12776 02; Зав. № 12776 03; Зав. № 12776 01 |
4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 10/1281304; Зав. № 10/1281305; Зав. № 10/1281306 |
СЭТ-4ТМ.03М.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812102978 |
ЭКОМ 3000М Зав.№ 05123947 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
5 |
ГРУ 10 кВ; 1 с.ш. 10 кВ; яч. 6 ИК №5 |
ТПЛ-20 УХЛ2 Кл. т. 0,2S 4000/5 Зав. № 132; Зав. № 133; Зав. № 134 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3576 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804112594 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,6 ±2,7 | |
|
6 |
ГРУ 10 кВ; 2 с.ш. 10 кВ; яч. 30 ИК №6 |
ТПЛ-20 УХЛ2 Кл. т. 0,2S 4000/5 Зав. № 135; Зав. № 136; Зав. № 137 |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 3588 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804112671 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,8 |
±1,6 ±2,7 | |
|
7 |
РП-401 10 кВ; 1 с.ш. 10 кВ; яч. 19 ИК №7 |
ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 1975; Зав. № 1937 |
НТМИ-10-66-УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № АВР |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802125604 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
8 |
РП-401 10 кВ; 2 с.ш. 10 кВ; яч. 36 ИК №8 |
ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 1938; Зав. № 1930 |
ЗНОЛ.06-10У3 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 987; Зав. № 963; Зав. № 1085 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802125533 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
9 |
ТП-107 10/0,4 кВ; 1 с.ш. 0,4 кВ; ШС1 ав. №2 ИК №9 |
ТТИ-А Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № А1463; Зав. № А1449; Зав. № А1464 |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605120219 |
ЭКОМ 3000М Зав.№0512 3947 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 | |
|
10 |
ТП-107 10/0,4 кВ; 2 с.ш. 0,4 кВ; 22ПР ав. №9 ИК №10 |
ТТИ-А Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № А1456; Зав. № F0990; Зав. № F0993 |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605120271 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,6 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; УСПД - от + 10 °С до + 30 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 + 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;
для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 °C до плюс 60 °C;;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «То-больск-Полимер» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т =
140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т =
140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД ЭКОМ 3000М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка 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;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - 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 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тобольск-Полимер» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Кол-во, шт. |
|
Трансформатор тока 4MD63ZEK (Госреестр №40281-08) |
12 |
|
Трансформатор тока ТПЛ-20 УХЛ2 (Госреестр №21254-06) |
6 |
|
Трансформатор тока ТПЛ-10 (Госреестр №1276-59) |
4 |
|
Трансформатор тока ТТИ-А (Госреестр №28139-07) |
6 |
|
Трансформатор напряжения 4MR12 ZEK (Госреестр №37380-08) |
12 |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 (Госреестр №831-69) |
2 |
|
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66-УЗ (Госреестр №831-69) |
1 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10У3 (Госреестр №3344-08) |
3 |
|
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 (Госреестр №17049-09) |
1 |
|
Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-08) |
8 |
|
Счётчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М (Госреестр №36355-07) |
2 |
|
Методика поверки |
1 |
|
Формуляр |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 50376-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тобольск-Полимер». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411151.145 РЭ1
• ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146 РЭ1 Методика поверки.
• УСПД ЭКОМ-3000 - по документу "ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП";
• 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.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Тобольск-Полимер».
Нормативные документы
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.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ООО «Тобольск-Полимер».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
