63633-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Симбирская энергосбытовая компания" "Новоульяновск" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Симбирская энергосбытовая компания" "Новоульяновск"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 63633-16
Производитель / заявитель: ООО "Симбирская энергосбытовая компания", г.Ульяновск
Скачать
63633-16: Описание типа СИ Скачать 111.9 КБ
63633-16: Методика поверки МП 4222-02-7325106267-2015 Скачать 774.5 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Симбирская энергосбытовая компания" "Новоульяновск" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Новоульяновск» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения информации, формирования отчётных документов и передачи данных в утвержденных форматах в ОАО «АТС».

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 63633-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Симбирская энергосбытовая компания" "Новоульяновск"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 02
Производитель / Заявитель

ООО "Симбирская энергосбытовая компания", г.Ульяновск

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

63633-16: Описание типа СИ Скачать 111.9 КБ
63633-16: Методика поверки МП 4222-02-7325106267-2015 Скачать 774.5 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Новоульяновск» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения информации, формирования отчётных документов и передачи данных в утвержденных форматах в ОАО «АТС».

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;

• 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);

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

• передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень- измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.02.2 (ГР №20175-01), СЭТ-4ТМ.03М.01 (ГР №36697-12) класса точности (КТ) 0,5S/1,0 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (4 точки измерения).

2-й уровень- измерительно-вычислительные комплексы (ИВК), включают в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» (ГР №45270-10), устройство синхронизации времени УСВ-2 (ГР №41681-10), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и специализированное программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

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 преобразуются 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на сервер ИВК «ИКМ-Пирамида», где производится обработка измерительной информации (перевод в именованные величины с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение результатов измерений, оформление отчётных документов, а также передача информации всем заинтересованным субъектам в рамках согласованного регламента. При отказе основного канала сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» переключается на резервный, организованный по технологии CSD стандарта GSM.

Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Единой национальной электрической сети (ГР №45673-10) в виде xml-макета формата 80020 по ИК №17 (точка измерения № 24.1 АИИС КУЭ ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Новоульяновск») и ИК №18 (точка измерения №24.2 АИИС КУЭ ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Новоульяновск») системы автоматизированной       информационно-измерительной

коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/6 кВ «Кремёнки» (ГР № 42047-09).

Сформированные XML-отчеты передаются заинтересованным организациям и участникам Оптового рынка электроэнергии (мощности) по выделенному каналу доступа в сеть Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее-СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) установленного на уровне ИВК и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Сравнение показаний часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-2 происходит 1 раз в час. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного ГЛОНАСС/GPS-приёмника к шкале координированного времени UTC ±10 мкс. Синхронизация часов сервера и УСВ-2 осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) в сутки, не более ±3 с. Сличение показаний часов счетчиков и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с часами сервера на величину более чем ±1 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» 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 на уровне ИВК установлено программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

ПО «Пирамида 2000» аттестовано ФГУП «ВНИИМС». Свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года.

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «Пирамида 2000» приведены в таблице №1.

Таблица 1   - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения

«Пирамида 2000»

Идентификационные данные (признаки)

Значения

Наименование ПО

«Пирамида 2000»

1. Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

2. Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

3. Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

4. Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

5. Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

6f557fS85b737261328cd77805bd1ba7

6.Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

7. Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

8. Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

9.Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09

10.Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014 - «высокий».

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов и напряжений, считанных со счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность) на уровне ИВК. Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем, опломбированием сервера и фиксацией изменений в журнале событий. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

Перечень компонентов АИИС КУЭ с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице № 2.

Таблица 2 - Перечень компонентов АИИС КУЭ

Номер измерительного канала

Наименования присоединений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Пределы допускаемой основной относительной погрешности, ±(%)

Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, ±(%)

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

УСВ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

24.3

ЦРП-2 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 сш-6 кВ, яч.1

ТПК-10

Ктт =400/5

КТ 0,5 Зав. №00105 Зав. №00103

ЗНОЛ.06-6У3 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Зав . №21924 Зав. №22703

Зав.№48

СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/1,0 Зав . № 01071263

ИВК «ИКМ-Пирамида» зав. №502

УСВ-2 №3027

А

Р

1,3

2,1

5,6

3,4

24.4

ЦРП-2 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 сш-6 кВ, яч.8

ТПК-10

Ктт =400/5

КТ 0,5 Зав. №00102 Зав. №00104

ЗНОЛ.06-6У3 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Зав.№826 Зав.№821 Зав.№837

СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/1,0 Зав . № 01070794

1,3

2,1

5,6

3,4

24.5

ЦРП-1

6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, сш-6 кВ, яч.2

ТОЛ-СЭЩ-10-11

Ктт =600/5

КТ 0,5

Зав. №15000-10

Зав. №15040-10

Зав. №15246-10

ЗНОЛ.06-6У3 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Зав . №1004487 Зав . №1004495 Зав . №1004475

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав . № 0804113501

1,3

2,1

5,6

3,4

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ЦРП-1 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, сш-6 кВ, яч.4

ТОЛ-СЭЩ-10-11

Ктт =600/5

КТ 0,5 Зав. №15351-10 ТОЛ-10-СЭЩ-21 Ктт =600/5

КТ 0,5 Зав. №10996 ТОЛ-СЭЩ-10-11 Ктт =600/5

КТ 0,5 Зав. №15136-10 Ктт =600/5

КТ 0,5

ЗНОЛ.06-6У3 Ктн=6000/100

КТ 0,5 Зав . №1004496 Зав . №1004491 Зав . №1004488

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав.№ 0807140303

ИВК «ИКМ-Пирамида» зав. №502

УСВ-2 №3027

А

Р

1,3

2,1

5,6

3,4

Примечания:

1. А-активная электрическая энергия, Р-реактивная электрическая энергия;

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

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) иНОМ, ток (1^ 1,2) 1НОМ, cos9 = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) иНОМ, ток (0,05^ 1,2) 1НОМ , cos9 от 0,5 инд до 0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 60 °С, для счетчиков от минус 40 °С до + 60 °С; для «ИКМ Пирамида» от + 10°С до +25°С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана при I = 0,05 1ном, cos ф = 0,5 нд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35С.

6. Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ) приведены в таблице №3.

Таблица 3- Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электроэнергии

Номер измерительного канала (ИК)

Значение cos ф

Предел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии ( при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), %

2< 1раб <5 (%)

5< 1раб <20 (%)

20< 1раб <100 (%)

100< 1раб <120 (%)

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

24.3

24.6

0,5

-

-

±5,6

±3,4

±3,1

±2,6

±2,4

±2,5

0,8

-

-

±3,0

±5,0

±1,8

±3,3

±1,5

±2,9

1

-

-

±1,9

Не норм.

±1,3

Не норм.

±1,6

Не норм.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М.01

- среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;

- среднее время восстановления работоспособности te = 2 часа;

• счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.02.2

- среднее время наработки на отказ не менее 90 000 часов;

- среднее время восстановления работоспособности te = 2 часа;

• трансформатор тока (напряжения)

- среднее время наработки на отказ не менее 400 000 часов,

- среднее время восстановления работоспособности не более 168 часов;

• устройство синхронизации времени УСВ-2

- среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов;

- среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

• ИВК «ИКМ-Пирамида»

- среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 часов,

- среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии (мощности) с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

• журнал событий счетчика:

- параметрирования;

- воздействия внешнего магнитного поля;

- вскрытие счетчика;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

• журнал сервера ИВК «ИКМ-Пирамида»:

- даты начала регистрации измерений;

- перерывов электропитания;

- потери и восстановления связи со счётчиками;

- программных и аппаратных перезапусков;

- корректировки времени в счетчике и сервере;

- изменения ПО.

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- сервера ИВК «ИКМ-Пирамида»;

• защита информации на программном уровне:

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

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик СЭТ-4ТМ - каждый массив профиля при времени интегрирования 30 мин составляет 113 суток ;

- сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы (ИК) и на комплектующие средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице №4.

Таблица 4- Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента системы

Гос.реестр СИ

Количество (шт.)

1

2

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ 4ТМ.03М.01 , КТ 0,5S/1,0

ГР №36697-12

2

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ 4ТМ.02.2, КТ 0,5S/1,0

ГР №20175-01

2

Трансформатор тока ТПК-10 КТ 0,5

ГР № 22944-13

4

Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 (модификации ТОЛ-СЭЩ-10-21, ТОЛ-10-СЭЩ-10-11), КТ 0,5

ГР №32139-06

1/5

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06

ГР №03344-08

12

Устройство синхронизации времени УСВ-2

ГР №41681-10

1

Комплекс информационно-вычислительный ИКМ-Пирамида

ГР №45270-10

1

Наименование документации

Методика поверки МП 4222-02-7325106267-2015

1

Программа испытаний ПИ 4222-02-7325106267-2015

1

Формуляр ФО 4222-02-7325106267-2015

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-02-7325106267-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Новоульяновск». Методика поверки», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 25 декабря 2015 г.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ниижнегородский ЦСМ» 04 мая 2011 г;

- счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02 в соответствии с методикой поверки «Счётчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. Методика поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ниижнегородский ЦСМ» в 2001г;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» в соответствии с документом «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида. Методика поверки ВЛСТ.230.00.000, утвержденным ФГУП ВНИИМС в 2010 г;

- устройство синхронизации времени УСВ-2 в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2.Методика поверки ВЛСТ.237.00.001 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12 мая 2010 г;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1 Positioning System (GPS), ПГ±1 мкс;

- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерения напряжения в диапазоне (15-300) В, ПГ ±0,2 %; в диапазоне (15-150) мВ, ПГ ±2,0 %. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока в диапазоне (0,002-1,5) А, ПГ ±0,3 %; в диапазоне (0,25-7,5)А, ПГ ±0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ±0,02 Гц.

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Новоульяновск» приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Симбирская энергосбытовая компания». «Новоульяновск».

МВИ 4222-02-7325106267-2015. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №124//RA.RU 311290/2015 от 21 декабря 2015 г.

Нормативные документы

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

■ ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.

■ ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

■ ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии

переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики реактивной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.

■ ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии

переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD).

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/6 кВ «Куруктачи» филиала ПАО «РусГидро» -«Бурейская ГЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической...
63631-16
МАКС-ЕМК Тестеры-анализаторы пакетных сетей
ЗАО НПП "КОМЕТЕХ", г.С.-Петербург
Тестеры-анализаторы пакетных сетей МАКС-ЕМК (далее - тестеры) предназначены для формирования цифрового измерительного сигнала с заданной тактовой частотой и измерения количества передаваемой информации при тестировании каналов передачи данных с интер...
63630-16
IMETEOLABS PWS Метеостанции автоматические
ООО "АйСиБиКом", г.Москва
Метеостанции автоматические IMETEOLABS PWS (далее - метеостанции) предназначены для автоматических измерений метеорологических параметров: температуры воздуха, относительной влажности воздуха, скорости и направления воздушного потока, атмосферного да...
63629-16
КСД/УОС АМЦ3.058.004-01 Контроллер измерительный струнных датчиков с устройством обработки сигналов
ОАО "НИКТИ средств контроля электронной аппаратуры и изделий электронной техники" (Контрольприбор), г.Пенза
Контроллер измерительный струнных датчиков с устройством обработки сигналов КСД/УОС АМЦ3.058.004-01 (далее - КСД/УОС) предназначен для измерений электрического сопротивления и периода синусоидальных сигналов со струнных измерительных преобразователей...
63628-16
РУБИН Тестеры волоконно-оптические
ООО "НПП "ИТС", г.С.-Петербург
Тестеры волоконно-оптические РУБИН предназначены для измерения средней мощности оптического излучения, генерирования стабилизированного оптического излучения, определения затухания оптических сигналов в одномодовых и многомодовых волоконных световода...