Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности СЭК Smart Metering
| Номер в ГРСИ РФ: | 75803-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "СтройЭнергоКом", г.Ступино |
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering» (далее АИИС КУЭ) предназначены для измерений и учета потребленной активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматического сбора, хранения и отображения измерительной информации, передачи учетной информации гарантирующим поставщикам электрической энергии и сетевым организациям с целью коммерческого и статистического учета.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 75803-19 |
| Наименование | Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности |
| Модель | СЭК Smart Metering |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 19.08.2024 |
Производитель / Заявитель
ООО "СтройЭнергоКом", г.Ступино
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 75803-19: Описание типа СИ | Скачать | 105.1 КБ | |
| 75803-19: Методика поверки 432-166-2019 МП | Скачать | 7.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering» (далее АИИС КУЭ) предназначены для измерений и учета потребленной активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматического сбора, хранения и отображения измерительной информации, передачи учетной информации гарантирующим поставщикам электрической энергии и сетевым организациям с целью коммерческого и статистического учета.
Описание
АИИС КУЭ представляют собой многофункциональные, многоуровневые системы с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение суточных значений активной и реактивной электрической энергии нарастающим итогом;
измерение значений активной и реактивной электрической энергии нарастающим итогом на интервале месяц;
измерение средних значений мощности активной и реактивной электрической энергии на 30-минутных или 60-минутных интервалах;
периодический (1 раз в сутки) автоматический и/или по запросу сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений электрической энергии и мощности с заданной дискретностью учета (30 (60) минут, сутки, месяц);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии;
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 единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й-уровень - измерительно-информационный комплекс точек измерений,
включающий:
трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 7746-2015 класса точности 0,5 или 0,5S и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 1983-2015 класса точности 0,5, указанные в таблице 4;
трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,2S или 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ 31819.21-2012, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ 31819.23-2012, КТ 0,5 по техническим условиям (ТУ) завода-изготовителя непосредственного или трансформаторного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;
трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,2S или 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ Р 52322-2005, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ Р 524252005, КТ 0,5 по ТУ завода-изготовителя непосредственного или трансформаторного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485
однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ 31819.212012 непосредственного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;
однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ Р 523222005 непосредственного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;
каналообразующая аппаратура: ретрансляторы (РТ-01) и коммуникационные шлюзы (ШЛ^Б-02) ZigBee сетей, GSM-модем стандарта 900/1800.
2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя:
устройство сбора и передачи данных ComMod М (Регистрационный № 72780-18).
3-й уровень: информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:
сервер сбора и обработки данных (далее сервер СОД) гарантирующего поставщика (энергосбытовой компании) или электросетевой компании или иного владельца АИИС КУЭ;
программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ БП» или ПО «АльфаЦЕНТР»;
система обеспечения единого времени (далее СОЕВ) на базе программных средств приема сигналов точного времени по протоколу NTP от серверов точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчики измеряют действующие (среднеквадратические) значения напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U-I.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2 - P2)0,5.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Результаты измерений электрической энергии передаются в цифровом формате на сервер гарантирующего поставщика, электросетевой компании или владельца АИИС КУЭ с целью обеспечения коммерческих расчетов.
Передача информации на верхний уровень АИИС КУЭ организована на базе встроенных в счетчики радиомодемов и коммуникационного шлюза HEI-ZB-02 или через интерфейс RS-485 счетчиков и GSM-модемы или устройства сбора и передачи данных. Коммуникационное оборудование обеспечивает ретрансляцию измерительной информации передаваемой счетчиками через ZigBee сеть или через интерфейс RS485 на сервер СОД ИВК по GPRS/TCP-IP протоколу. Для повышения надежности передачи данных по сети ZigBee применяются дополнительные маршрутизаторы-ретрансляторы PT-01.
На третьем уровне системы выполняется дешифрование поступающей измерительной информации в соответствии с протоколом SSL128, идентификация поступивших данных в соответствии с протоколом обмена счетчиков, обработка и хранение измерительной информации с возможностью последующего оформления справочных и отчетных документов.
Коррекция показаний часов счетчиков производится от часов сервера СОД гарантирующего поставщика (энергосбытовой компании), электросетевой компании или владельца АИИС КУЭ в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера СОД и часов счетчиков превосходит 2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журналах событий счетчиков и сервера СОД АИИС КУЭ.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает время (дата, часы, минуты) коррекции часов.
Состав измерительных каналов приводится в паспорте, оформляемом на каждый экземпляр изготавливаемой АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ «СЭК Smart Metering» может применяться программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энфорс АСКУЭ БП».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО «АльфаЦЕНТР» |
amrserver.exe amrc.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР» |
4.18.0.0 и выше 4.18.21.0 и выше 4.16.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ac metrology.dll |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Идентификационное наименование ПО «Энфорс АСКУЭ БП» |
bp_admin.exe bp_gr_config. exe bp_opcon.exe bp_request.exe collector_energy.exe enflogon.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО «Энфорс АСКУЭ БП» |
7.3.1.11 7.3.1.0 1.0.2.10 7.3.0.0 5.0.20.1 1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор |
259a42193097d68c428bcea4364637b0 22148faea2a3f3cd41a15375e6822815 00135ed2ec79750e1bf77b984895a24f 4e67475edc4189d53af1af5c595a0580 b86e531c55d47cca41835b59c37acdb9 7c6d480b64e6974787c9e2d4f4e51d73 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменения параметров, защиту прав пользователей и входа с помощью пароля, кодирование данных при передаче, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Возможный состав измерительных каналов (ИК) и метрологические характеристики
|
Тип ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | |
|
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, % |
Г раницы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
Трехфазные присоединения |
класс точности 0,5S |
- |
класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±1,5 ±2,4 |
±1,8 ±3,8 |
|
Трехфазные присоединения |
класс точности 0,5S |
- |
класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 0,5 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±1,7 ±2,4 |
±3,0 ±3,8 |
|
Трехфазные присоединения |
класс точности 0,5S |
- |
класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±1,7 ±2,7 |
±3,0 ±5,5 |
|
Трехфазные присоединения |
класс точности 0,5S |
- |
класс точности: по активной энергии - 1,0 по реактивной - 1,0 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±2,1 ±2,7 |
±4,6 ±5,5 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
Трехфазные присоединения |
класс точности 0,5S |
- |
класс точности: по активной энергии - 1,0 по реактивной - 2,0 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±2,1 ±3,5 |
±4,6 ±10,1 |
|
Трехфазные присоединения |
- |
- |
класс точности: по активной энергии - 1,0 по реактивной - 1,0 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±1,7 ±1,7 |
±4,4 ±5,1 |
|
Трехфазные присоединения |
- |
- |
класс точности: по активной энергии - 1,0 по реактивной - 2,0 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±1,7 ±2,8 |
±4,4 ±9,8 |
|
Трехфазные присоединения |
- |
- |
класс точности: по активной энергии - 2,0 по реактивной - 2,0 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±2,8 ±2,8 |
±8,0 ±9,8 |
|
Трехфазные присоединения |
класс точности 0,5S |
класс точности 0,5 |
класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±1,7 ±2,6 |
±1,9 ±4,0 |
|
Трехфазные присоединения |
класс точности 0,5S |
класс точности 0,5 |
класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 0,5 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±1,9 ±2,6 |
±3,1 ±4,0 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
Трехфазные присоединения |
класс точности 0,5S |
класс точности 0,5 |
класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±1,9 ±2,9 |
±3,1 ±5,6 |
|
Трехфазные присоединения |
класс точности 0,5 |
класс точности 0,5 |
класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±2,9 ±4,4 |
±3,0 ±5,4 |
|
Трехфазные присоединения |
класс точности 0,5 |
класс точности 0,5 |
класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 0,5 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±3,0 ±4,4 |
±3,9 ±5,4 |
|
Трехфазные присоединения |
класс точности 0,5 |
класс точности 0,5 |
класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 |
ComMod M |
Активная Реактивная |
±3,0 ±4,6 |
±3,9 ±6,7 |
|
Однофазные присоединения |
- |
- |
класс точности: по активной энергии - 1,0 |
ComMod M |
Активная |
±1,7 |
±4,4 |
|
Однофазные присоединения |
- |
- |
класс точности: по активной энергии - 2,0 |
ComMod M |
Активная |
±2,8 |
±8,0 |
|
Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от 1ном (баз) и cos9 = 0,8инд. 4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы ±5 с. 5 УСПД применяется при комплектовании трехуровневых систем. | |||||||
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Номинальное напряжение на присоединениях (Uhom), кВ |
0,23; 0,4; 6; 10 |
|
Номинальная частота, Гц |
50 |
|
Базовый ток для счетчиков прямого включения (1баз), А |
5; 10 |
|
Номинальный ток для счетчиков трансформаторного включения (Ihom), А |
1; 5 |
|
Максимальный ток (1макс.), А: для счетчиков прямого включения для счетчиков трансформаторного включения |
40; 60; 80; 100; 120 2; 7,5; 10 |
|
Номинальный первичный ток трансформаторов тока (1ТТ1), А |
от 50 до 3000 |
|
Номинальный вторичный ток трансформаторов тока (1ТТ2), А |
1; 5 |
|
Номинальный вторичное фазное/линейное напряжение трехфазных счетчиков (Uhom), В |
3-220/380 3^57,7/100 |
|
Номинальный вторичное напряжение однофазных счетчиков (Uhom), В |
220 (230) |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uhom ток, % От Ihom ток, % от 1баз коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 1 до 120 от 5 до 1макс 0,9 инд. от 49,8 до 50,2 от +20 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Uhom ток, % От Ihom ток, % От 1баз коэффициент мощности: COSф simp частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 5 до 1макс от 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от 49,5 до 50,5 от -30 до +40 |
|
Глубина хранения измерительной информации в однофазных и трехфазных счетчиках: значений энергий нарастающим итогом на конец/начало месяца по каждому тарифу, мес, не менее значений энергий нарастающим итогом на конец/начало суток по каждому тарифу, сут, не менее профилей мощности по видам энергий, сут, не менее |
12 35 35 |
|
Глубина хранения измерительной информации в базе данных сервера центра сбора и обработки информации, лет, не менее |
3,5 |
|
Средняя наработка системы на отказ, ч, не менее: АИИС КУЭ трансформаторы тока трансформаторы напряжения счетчики электрической энергии |
35000 219000 219000 120000 |
|
Средний срок службы системы, лет, не менее |
18 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
Резервирование каналов связи:
а) информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по телефонной радиосети стандарта GSM 900/1800 в соответствии с протоколом GPRS/TCP-IP.
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
а) счетчиками электрической энергии:
попыток несанкционированного доступа;
связи со счетчиком, приведшей к каким-либо изменениям данных;
коррекции текущих значений времени и даты;
перерывов питания;
самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;
промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
испытательных клеммных коробок;
сервера.
б) защита информации на программном уровне:
установка паролей на счетчиках электрической энергии;
установка пароля на сервере СОД;
возможность использования цифровой подписи при передаче.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Регистрационный № |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформаторы тока* |
ТШП; ТШЛ; ТЛШ; ТНШЛ; ТШЛГ |
64182-16 |
Согласно проектной документации |
|
ТОП; ТОЛК; ТЛК, ТОЛ |
47959-16 | ||
|
Т-0,66, ТШ-0,66 |
67928-17 | ||
|
ТШЛ-0,66с |
3688-05 | ||
|
TCH |
26100-03 | ||
|
Т-0,66; Т-0,66 М У3 |
71031-18 | ||
|
ТТИ |
28139-12 | ||
|
ТЛ, ТПОЛ, ТПЛ, ТПЛК |
47958-16 | ||
|
Трансформаторы напряжения* |
ЗНОЛ-СЭЩ |
71707-18 |
Согласно проектной документации |
|
НАМИТ-10 |
16687-13 | ||
|
ЗНОЛ |
46738-11 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии однофазные* |
Меркурий 206 |
46746-11 |
Согласно проектной документации |
|
Меркурий 203.2Т |
55299-13 | ||
|
СЕ102 |
33820-07 | ||
|
СЕ208 |
55454-13 | ||
|
ЛЕ |
33818-12 | ||
|
НЕВА МТ1 |
61544-15 | ||
|
Каскад-1-МТ |
53821-13 | ||
|
Счетчики электрической энергии трехфазные* |
Меркурий 234 |
48266-11 |
Согласно проектной документации |
|
Меркурий 230 |
23345-07 | ||
|
Меркурий 233 |
34196-10 | ||
|
СЕ308 |
59520-14 | ||
|
СЕ301 |
34048-08 | ||
|
СЕ303 |
33446-08 | ||
|
Альфа А1140 |
33786-07 | ||
|
Альфа А1800 |
31857-11 | ||
|
Каскад-3-МТ |
53978-13 | ||
|
Каналообразующая аппаратура* |
Устройство сбора и передачи данных ComMod M |
72780-18 |
Согласно проектной документации |
|
Шлюзы ZigBee сетей |
_ | ||
|
GSM модем |
_ | ||
|
Ретрансляторы ZigBee сетей |
_ | ||
|
Информационновычислительный комплекс* |
Сервер сбора и передачи данных Г арантирующего поставщика электрической энергии (энергосбытовой компании. Сетевой организации) или Заказчика, с доступом к сети Интернет |
_ |
Согласно проектной документации |
|
Автоматизированное рабочее место пользователя, с доступом к сети Интернет |
_ | ||
|
Программное обеспечение «Энфорс АСКУЭ БП» |
_ | ||
|
Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» |
_ | ||
|
Программные средства приема сигналов точного времени по протоколу NTP от серверов точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» |
_ | ||
|
Эксплуатационная документация: | |||
|
Ведомость эксплуатационных документов |
ГРЛТ.411711.001 ВЭ |
1 экз. |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Паспорт |
ГРЛТ.411711.001 ПС |
1 экз. | |
|
Руководство по эксплуатации |
ГРЛТ.411711.001 РЭ |
1 экз. | |
|
Методика измерений |
ГРЛТ.411711.001 МИ |
1 экз. | |
|
Методика поверки |
432-166-2019МП |
1 экз. | |
|
Эксплуатационная документация на компоненты АИИ |
С КУЭ | ||
|
Примечание: * При комплектовании АИИС КУЭ может использоваться любое устройство из указанных в таблице 4 | |||
Поверка
осуществляется по документу 432-166-2019МП «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тест-С.-Петербург» 17.06.2019 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
по МИ 3598-20018 Методика измерений потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации;
счетчиков электрической энергии - по документам на поверку, указанным в описании типа средства измерений;
модуль коррекции времени МКВ-02Ц (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44097-10);
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с модулем коррекции времени МКВ-02Ц;
прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
миллитесламетр универсальный ТП2-2У (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 16373-08);
качества
ПКЭ-А»
электрической энергии и
(регистрационный номер в
значений
силы тока и напряжения
прибор для измерения показателей
электроэнергетических величин «Энерготестер Федеральном информационном фонде 53602-13);
прибор для измерения действующих
вольтамперфазометр «ПАРМА ВАФ-А» (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-05).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе ГРЛТ.411711.001 МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering». Свидетельство об аттестации № 6-RA.RU.311468-2019 от 01.04.2019 г.
Нормативные документы
электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
ГРЛТ.411711.001 ТУ Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering». Технические условия
Смотрите также
