Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Интинская ТЭЦ
| Номер в ГРСИ РФ: | 70591-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ТЕЛЕКОР", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Интинская ТЭЦ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70591-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Интинская ТЭЦ |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 402.03 |
Производитель / Заявитель
ООО "ТЕЛЕКОР", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 70591-18: Описание типа СИ | Скачать | 157.8 КБ | |
| 70591-18: Методика поверки МП-312235-006-2017 | Скачать | 665.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Интинская ТЭЦ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ является средством измерения единичного производства. Конструктивно АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений активной и реактивной электрической энергии, и средней мощности.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1) первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), класса точности 1 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи.
2) второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ-3000 и коммутационного оборудования.
3) третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер баз данных (далее - СБД) на базе виртуальной машины Microsoft Hyper-V, локальную вычислительную сеть (далее - ЛВС), автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного обмена между уровнями системы, технические средства для обеспечения ЛВС и разграничения доступа к информации.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ. Перечень и состав АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 402.03, заводской номер указан в формуляре АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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.
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.
Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков.
Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
ИВК с периодичностью не реже одного раза в сутки производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация и вычисление электроэнергии и мощности, записывается в базу данных сервера БД.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя приемники сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS), встроенные в УСПД ЭКОМ-3000Т ИТЭЦ и УСПД ЭКОМ-3000Т СТЭЦ (АИИС КУЭ Сосногорская ТЭЦ (СТЭЦ), рег. № в ФИФ ОЕИ 69001-17).
Приемник сигналов точного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию времени УСПД с ежесекундным сличением. Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования времени более чем на ±1 с УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков.
Сличение времени сервера с временем УСПД осуществляется при каждом обращении сервера к УСПД. Корректировка времени сервера выполняется при условии расхождения времени сервера и УСПД ±2 с.
Сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется при каждом обращении УСПД к счетчику. Корректировка времени счетчиков осуществляется раз в сутки, при условии расхождения времени счетчика и УСПД ±3 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и 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
Структура и функции программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ:
- встроенное ПО счетчиков, предназначенное для вычисления приращений активной и реактивной электрической энергии, и средней мощности;
- ПК «Энергосфера», разработанный ООО «Прософт-Системы» и предназначенный для автоматизированного сбора, обработки и отображения результатов измерений электрической энергии, ведения журнала событий, формирования отчетных документов, хранения и передачи информации в центры сбора.
Основные программы в составе ПК «Энергосфера», установленные на сервере:
- «Сервер опроса» (автоматизированный сбор информации со счетчиков);
- «Редактор расчетных схем» (создание и редактирование структуры объекта учета, настройка и отображение свойств средств измерений ИИК АИИС КУЭ);
- «Консоль администратора» (конфигурирование и настройка сервера, синхронизации времени, прав пользователей, параметров резервного копирования);
- «АРМ Энергосфера» (отображение результатов измерений и журнала событий, формирование отчетных документов);
- «Центр импорта/экспорта» (формирование и передача в автоматическом режиме в центры сбора информации, в том числе передача «стандартных» макетов);
- «Ручной ввод» (ввод данных в базу при нарушении связи со счетчиками);
- «Алармер» (ведение журнала событий)
На компьютерах АРМ оператора установлена программа «АРМ Энергосфера». Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является библиотека «pso_metr.dll», предназначенная для обработки информации, поступающей от счетчиков электрической энергии. Идентификация выполняется по команде оператора для программ ПК «Энергосфера», установленных на сервере. Идентификационные данные приведены в таблице 1.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ нормированы с учётом влияния программного обеспечения АИИС КУЭ. Защита программного обеспечения АИИС КУЭ и данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений осуществляется на аппаратном и программном уровне. Для защиты ПО АИИС КУЭ и данных реализован алгоритм авторизации и разграничения полномочий пользователей. Для защиты передаваемых данных осуществляется их кодирование, обеспечиваемое ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже |
7.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b для файла «pso metr.dll» |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Перечень и состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование присоединения |
Средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ | |||||
|
Вид СИ |
Фаза |
Обозначение, тип |
Рег. № в ФИФ ОЕИ |
Класс точности |
Коэффициент трансформации | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
ИТЭЦ, ЗРУ-35 кВ, яч. 3 |
ТТ |
А |
ТФНД-35м |
82617-21 |
0,5 |
600/5 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТФНД-35м | ||||||
|
ТН |
А |
ЗНОМ-35-65 |
912-70 |
0,5 |
35000:^3/ 100:^3 | ||
|
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
|
С |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
0,5S/1 |
_ | |||
|
УСПД |
ЭКОМ-3000Т |
17049-14 |
_ |
_ | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
2 |
ИТЭЦ, ЗРУ-35 кВ, яч. 5 |
ТТ |
А |
ТФНД-35м |
82617-21 |
0,5 |
600/5 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТФНД-35м | ||||||
|
ТН |
А |
ЗНОМ-35-65 |
912-70 |
0,5 |
35000:^3/ 100:^3 | ||
|
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
|
С |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
0,5S/1 |
_ | |||
|
УСПД |
ЭКОМ-3000Т |
17049-14 |
_ |
_ | |||
|
3 |
ИТЭЦ, ЗРУ-35 кВ, яч. 7 |
ТТ |
А |
ТФНД-35м |
82617-21 |
0,5 |
600/5 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТФНД-35м | ||||||
|
ТН |
А |
ЗНОМ-35-65 |
912-70 |
0,5 |
35000:^3/ 100:^3 | ||
|
В |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
|
С |
ЗНОМ-35-65 | ||||||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
0,5S/1 |
_ | |||
|
УСПД |
ЭКОМ-3000Т |
17049-14 |
_ |
_ | |||
|
4 |
ИТЭЦ, ЦРП-6 кВ, яч. 18 |
ТТ |
А |
ТПОЛ-10 |
1261-02 |
0,5 |
200/5 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПОЛ-10 | ||||||
|
ТН |
А В С |
НТМИ-6 |
831-53 |
0,5 |
6000:^3/100:^3 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
0,5S/1 |
_ | |||
|
УСПД |
ЭКОМ-3000Т |
17049-14 |
_ |
_ | |||
|
5 |
ИТЭЦ, ЦРП-6 кВ, яч. 19 |
ТТ |
А |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
0,5 |
150/5 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПЛ-10 | ||||||
|
ТН |
А В С |
НТМИ-6 |
831-53 |
0,5 |
6000:^3/100:^3 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
0,5S/1 |
_ | |||
|
УСПД |
ЭКОМ-3000Т |
17049-14 |
_ |
_ | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
8 |
ИТЭЦ, ЦРП-6 кВ, яч. 12 |
ТТ |
А |
ТПОЛ-10 |
1261-02 |
0,5 |
200/5 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПОЛ-10 | ||||||
|
ТН |
А В С |
НТМИ-6 |
831-53 |
0,5 |
6000:^3/100:^3 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
0,5S/1 |
_ | |||
|
УСПД |
ЭКОМ-3000Т |
17049-14 |
_ |
_ | |||
|
9 |
ИТЭЦ, ЦРП-6 кВ, яч. 13 |
ТТ |
А |
ТПОЛ-10 |
1261-02 |
0,5 |
50/5 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПОЛ-10 | ||||||
|
ТН |
А В С |
НТМИ-6 |
831-53 |
0,5 |
6000:^3/100:^3 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
0,5S/1 |
_ | |||
|
УСПД |
ЭКОМ-3000Т |
17049-14 |
_ |
_ | |||
|
10 |
ИТЭЦ, ЦРП-6 кВ, яч. 7 |
ТТ |
А |
ТПОЛ-10 |
1261-02 |
0,5 |
200/5 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПОЛ-10 | ||||||
|
ТН |
А В С |
НТМИ-6 |
831-53 |
0,5 |
6000:^3/100:^3 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
0,5S/1 |
_ | |||
|
УСПД |
ЭКОМ-3000Т |
17049-14 |
_ |
_ | |||
|
11 |
ИТЭЦ, ЦРП-6 кВ, яч. 16 |
ТТ |
А |
ТПОЛ-10 |
1261-02 |
0,5 |
200/5 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПОЛ-10 | ||||||
|
ТН |
А В С |
НТМИ-6 |
831-53 |
0,5 |
6000:^3/100:^3 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
0,5S/1 |
_ | |||
|
УСПД |
ЭКОМ-3000Т |
17049-14 |
_ |
_ | |||
Продолжение таблицы 2 .________ ________________________________________________
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
12 |
ТГ-1 |
ТТ |
А |
ТПОЛ-10 |
1261-08 |
0,5 |
1000/5 |
|
В |
ТПОЛ-10 | ||||||
|
С |
ТПОЛ-10 | ||||||
|
ТН |
А В С |
НТМИ-6 |
831-53 |
0,5 |
6000:^3/100:^3 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
0,5S/1 |
_ | |||
|
УСПД |
ЭКОМ-3000Т |
17049-14 |
_ |
_ | |||
|
Примечание: - допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в настоящей таблице. Замена оформляется актом в установленном в ПАО «Т-Плюс» порядке, который хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть. | |||||||
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ при измерении тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии, и средней мощности приведены в таблицах 3 и 4. В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК при измерении активной электроэнергии
|
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК |
COSф |
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности | |||||||
|
для диапазона I2(1*) < I < I5 |
для диапазона I5 < I < I20 |
для диапазона I20 < I < I100 |
для диапазона I100 < I < I120 | ||||||
|
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % | ||
|
1 - 5, 8 - 12 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5 S |
1,0 |
не норм. |
±1,8 |
±2,2 |
±1,2 |
±1,7 |
±1,0 |
±1,6 | |
|
0,8 |
не норм. |
±2,9 |
±3,2 |
±1,7 |
±2,1 |
±1,3 |
±1,9 | ||
|
0,5 |
не норм. |
±5,5 |
±5,7 |
±3,0 |
±3,3 |
±2,3 |
±2,7 | ||
|
Примечание - В таблице приняты следующие условные обозначения: I2(1), I5, I20,1100 И I120 - значения первичного тока, соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения 1н (1*) - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности для коэффициента мощности cosф, равного 1, нормируется в диапазоне первичного тока I1 < I < I5; бо - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; бру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности; Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая); | |||||||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электроэнергии
|
Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК |
simp |
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности | |||||||
|
для диапазона I2 < I < I5 |
для диапазона I5 < I < I20 |
для диапазона I20 < I < I100 |
для диапазона I100 < I < I120 | ||||||
|
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % |
бо, % |
бру, % | ||
|
1 - 5, 8 - 12 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1 |
0,6 |
не норм. |
±4,6 |
±5,5 |
±2,6 |
±4,0 |
±2,1 |
±3,7 | |
|
0,87 |
не норм. |
±2,7 |
±4,1 |
±1,8 |
±3,5 |
±1,5 |
±3,4 | ||
|
Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: I2, I5, I20,1100 И I120 - значения первичного тока, соответствующие 2, 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения 1н бо -границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; бру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая); | |||||||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия эксплуатации компонентов ИК АИИС КУЭ: - температура окружающей среды, °С - параметр сети: напряжение, в долях от номинального значения ин - параметр сети: сила тока, в долях от номинального значения И Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: - температура окружающего воздуха трансформаторов, °С - температура окружающего воздуха счетчиков и УСПД, °С - температура окружающего воздуха ИВК, °С - относительная влажность воздуха при 30 °С, %, не более - атмосферное давление, кПа |
от +20 до +25 1,00±0,02 1,1±0,1 от -45 до +40 от +10 до +35 от +15 до +30 90 от 84,0 до 106,7 |
|
Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ - параметры сети: - напряжение, в долях от номинального значения ин - сила тока, в долях от номинального значения П - частота, в долях от номинального значения Гн - коэффициент мощности (cosф) - индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более |
1,0±0,1 от 0,01(0,05) до 1,2 1,00±0,02 от 0,5 до 1,0 0,5 |
|
Параметры электрического питания средств приёма-передачи данных: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц |
220±10 50,0±0,2 |
|
Среднее время наработки на отказ компонентов АИИС КУЭ, ч, не менее: - измерительных трансформаторов тока - измерительных трансформаторов напряжения - счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - УСПД ЭКОМ-3000Т - сервера |
4000000 400000 165000 90000 286800 |
|
Среднее время восстановления системы, не более, ч |
24 |
|
Средний срок службы системы, не менее, лет |
20 |
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- автоматическое измерение средних на тридцатиминутных интервалах времени значений активной и реактивной электрической мощности;
- периодический (каждые 30 мин или два раза в сутки для каналов сотовой связи) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии и средней мощности с заданной дискретностью и данных о состоянии средств измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и данных о состоянии средств измерений АИИС КУЭ в базе данных сервера, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование) и от несанкционированного доступа;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;
- хранение в счетчиках тридцатиминутных приращений электрической энергии в двух направлениях не менее 45 суток, а при отключении питания - не менее 10 лет;
- формирование, ведение и хранение журнала событий АИИС КУЭ;
- формирование и передача в автоматическом режиме отчетных документов в центры сбора информации, в том числе осуществление сервером обмена информацией с ИВК смежных АИИС КУЭ в виде макетов файлов в xml-формате;
- обеспечение защиты с использованием электронной цифровой подписи при передаче измерительной информации в центры сбора;
- предоставление пользователям и персоналу, эксплуатирующему АИИС КУЭ, регламентированного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств измерений АИИС КУЭ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ от несанкционированного доступа на аппаратном (пломбирование счетчиков, испытательных коробок, механическая защита шкафа сервера АИИС КУЭ) и программном уровне (авторизация пользователей, регистрация событий в журнале);
- диагностика, мониторинг функционирования, конфигурирование и настройка параметров технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ.
Пломбирование средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, выполняется в соответствии с их эксплуатационной документацией.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра печатным способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-35м |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
13 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
10 шт. |
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000Т |
1 шт. |
|
Сервер баз данных |
Виртуальная машина Microsoft Hyper-V |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП-312235-006-2017 |
1 экз. |
|
Формуляр |
ТЕ.411711.402.03 ФО |
1 экз. |
|
Эксплуатационная документация |
ТЕ.411711.402.03-ЛУ. |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе
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
Смотрите также
