72861-18: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Братские электрические сети" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Братские электрические сети"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 72861-18
Производитель / заявитель: АО "РЭС Групп", г.Владимир
Скачать
72861-18: Описание типа СИ Скачать 109.4 КБ
72861-18: Методика поверки МП 046-2018 Скачать 4.2 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Братские электрические сети" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Братские электрические сети» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 72861-18
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Братские электрические сети"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 524
Производитель / Заявитель

АО "РЭС Групп", г.Владимир

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 3
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 3 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

72861-18: Описание типа СИ Скачать 109.4 КБ
72861-18: Методика поверки МП 046-2018 Скачать 4.2 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Братские электрические сети» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД) ООО «Братские электрические сети», устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) ООО «Братские электрические сети», программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер БД АИИС КУЭ ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ.

АРМ ООО «Братские электрические сети» в автоматическом режиме по сети Internet с использованием ЭП раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера БД АИИС КУЭ проводится при расхождении часов сервера БД АИИС КУЭ и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД АИИС КУЭ более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД АИИС КУЭ отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.08, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР»

Библиотека ac_metrology.dll

Номер   версии   (идентификационный

номер) ПО

12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм    вычисления    цифрового

идентификатора ПО

MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УССВ/ Сервер

Г раницы основной погрешности, (±6), %

Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±6), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП 35 кВ Лесоцех

1

ТП 35 кВ Лесоцех, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1

ТТН100

Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 1500/5 Рег. № 58465-14

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

2

ТП 35 кВ Лесоцех, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2

ТТН125

Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 3000/5 Рег. № 58465-14

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

3

ТП 35 кВ Лесоцех, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т3

ТТН125

Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 3000/5 Рег. № 58465-14

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП 35 кВ Лесоцех-2

4

ТП 35 кВ Лесоцех-2, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1

ТТН125

Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 3000/5 Рег. № 58465-14

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

5

ТП 35 кВ Лесоцех-2, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2

ТТН125

Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 3000/5 Рег. № 58465-14

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

ТП №12У 6 кВ

6

ТП №12У 6 кВ,

РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2

ТТН100

Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 1500/5 Рег. № 58465-14

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

7

ТП №12У 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1

ТТН100

Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 1500/5 Рег. № 58465-14

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

ТП №80У 6 кВ

8

ТП №80У 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1

ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 300/5 Рег. № 64182-16

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП №896 6 кВ

9

ТП №896 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1

ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 400/5 Рег. № 64182-16

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

ТП №891 6 кВ

10

ТП №891 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1

ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 600/5 Рег. № 64182-16

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

ПС 110 кВ Инкубатор

11

ПС 110 кВ Инкубатор, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, Яч.4, ЛЭП-10 кВ №879

ТОЛ-10-8.2-2У2

Кл. т. 0,2S Коэфф. тр. 150/5 Рег. № 47959-16

НТМИА-10 УХЛ2

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр. 10000/100 Рег. № 67814-17

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,1

±2,3

±4,2

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

ПС 110 кВ Инкубатор, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Яч.10, ЛЭП-10 кВ №874

ТОЛ-10-8.2-2У2

Кл. т. 0,2S Коэфф. тр. 150/5 Рег. № 47959-16

НТМИА-10 УХЛ2

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр. 10000/100 Рег. № 67814-17

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,1

±2,3

±4,2

ЯКНО №7 10 кВ

13

ЯКНО №7 10 кВ, ЛЭП-10 кВ №881

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,2S Коэфф. тр. 75/5 Рег. № 47958-16

НТМИА-10 УХЛ2

Кл. т. 0,5 Коэфф. тр. 10000/100 Рег. № 67814-17

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,1

±2,3

±4,2

ЯКНО №6 10 кВ

14

ЯКНО №6 10 кВ, ЛЭП-10 кВ №878

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,2S Коэфф. тр. 75/5 Рег. № 47958-16

НТМИ-10 У3 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр. 10000/100 Рег. № 51199-12

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,1

±2,3

±4,2

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП №623 10 кВ

15

ТП №623 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1

ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 400/5 Рег. № 64182-16

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

ТП №652 10 кВ

16

ТП №652 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1

ТШП-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Коэфф. тр. 200/5 Рег. № 64182-16

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

ПС 110 кВ Карапчанка

17

ПС 110 кВ Карапчанка, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, Яч.12

ТЛК-СТ-10-ТВЛМ(1) У3

Кл. т. 0,2S Коэфф. тр. 150/5 Рег. № 58720-14

НТМИА-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Коэфф. тр. 10000/100 Рег. № 67814-17

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

±1,0

±2,1

±2,3

±4,2

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, 1=0,02 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 17 от 0 до плюс 40 °C.

4 В Таблице 2 и далее по тексту приняты следующие сокращения (обозначения): Кл. т. - класс точности, Коэфф. тр. - коэффициент трансформации, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

6 Допускается замена УССВ-2 на аналогичные утвержденных типов.

7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

17

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos9

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС:

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.04

165000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01

140000

для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.00

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

40

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника

бесперебойного питания;

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Братские электрические сети».

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

1

2

3

Трансформатор тока

ТТН100

9

Трансформатор тока

ТТН125

12

Трансформатор тока

ТШП-0,66 У3

15

Трансформатор тока

ТОЛ-10-8.2-2У2

4

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М У2

4

Трансформатор тока

ТЛК-СТ-10-ТВЛМ(1) У3

2

Трансформатор напряжения

НТМИА-10 УХЛ2

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-10 У3

1

1

2

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

12

Счётчик   электрической   энергии

многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

3

Счётчик   электрической   энергии

многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

2

У стройство           синхронизации

системного времени

УССВ-2

1

Сервер

HP ProLiant DL360 Gen 10

1

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

1

Методика поверки

МП 046-2018

1

Паспорт-Формуляр

85599429.446453.042.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 046-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная     коммерческого     учета     электроэнергии     (АИИС     КУЭ)

ООО «Братские электрические сети». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 28.08.2018 г.

Основные средства поверки:

- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения

цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденного ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;

- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001 МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;

- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками

системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

- термогигрометр CENTER (мод.315): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %, Рег. № 22129-09.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Братские электрические сети», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

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

72862-18
ТТНК Трансформаторы тока и напряжения комбинированные электронные
АО "Профотек", г.Москва; ООО "НПЦ Профотек", г.Москва
Трансформаторы тока и напряжения комбинированные электронные типа ТТНК (далее по тексту - ТТНК) предназначены для измерений и масштабных преобразований значений силы переменного (в том числе - с апериодической составляющей) тока и напряжения и вырабо...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «КРЫМТЭЦ» (Сакская ПГУ 120) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обрабо...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГосМКБ Радуга им. А.Я. Березняка» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ивановоэнергосбыт» по ГТП ОАО «Кинешемская городская электросеть» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов, отгружаемых АО «КНПЗ» на ЛПДС «Воскресенка» АО «Транснефть - Дружба» (далее - СИКНП), предназначена для автоматизированных измерений массы нефтепродуктов прямым методом динамических...