Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "МРСК Сибири" - "Горно-Алтайские электрические сети" (по линиям 10 кВ). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "МРСК Сибири" - "Горно-Алтайские электрические сети" (по линиям 10 кВ)

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1238 п. 28 от 05.08.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «ГорноАлтайские электрические сети» и ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт».

ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».

ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт» включает в себя сервер сбора данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней 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 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 входы УСПД, где производится умножение результатов измерений количества электрической энергии и мощности на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации , ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, 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 отчетных документов. Из ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» данные по сети Internet и резервному каналу связи стандарта GSM передаются на ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт», где импортируются в базу данных и передаются в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие смежные субъекты ОРЭ от ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт» осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использванием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени на основе УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующим собственное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1 и УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени для УСВ-1 не более ±0,5 с, для УСВ-2 не более ±0,35 с. Сервер сбора данных периодически сравнивает своё системное время с УСВ-2, корректировка часов сервера сбора данных осуществляется независимо от наличия расхождения. ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) в сутки составляет не более ±3 с. Часы контроллера СИКОН С70 синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение и синхронизация показаний часов происходит каждый сеанс связи (2 раза в сутки) независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность измерений времени контроллером СИКОН С70 составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и контроллера СИКОН С70 производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и контроллера СИКОН С70 более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

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

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065 d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeak-age.dll

3

b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e6649 4521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseMod-bus.dll

3

c391d64271acf4055

bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePira-mida.dll

3

ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dl l

3

530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Номер точки измерений

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

ИВКЭ

1

2

3

4

5

6

7

8

1

9

ВЛ-10 кВ Л-14-25 оп. № 174

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 150/5 № 11648 № 11651

ЗНОЛП-НТЗ-10

Кл.т. 0,5 10000/^37100/^3

№ 12409

№ 12406

№ 12405

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810137362

СИКОН С70

Зав. № 07131

активная

реактивная

2

8

ВЛ-10 кВ Л-14-4 оп. № 457/31/44

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 75/5 № 11653 № 11649

ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^37100/^3 № 12280 № 12278 № 12110

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810137348

СИКОН С70 Зав. № 07129

активная

реактивная

3

7

ВЛ-10 кВ Л-14-4 оп. № 174

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 200/5 № 11621 № 11870

ЗНОЛП-НТЗ-10

Кл.т. 0,5 10000/^37100/^3

№ 12556

№ 12558

№ 12108

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810136496

СИКОН С70 Зав. № 07132

активная

реактивная

4

10

ВЛ-10 кВ Л-20-11 оп. № 117/12

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 75/5 № 11871 № 11677

ЗНОЛП-НТЗ-10

Кл.т. 0,5 10000/^37100/^3 № 12265 № 12279 № 12407

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810137307

СИКОН С70 Зав. № 07130

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

5

11

ВЛ-10 кВ Л-20-14 оп. № 25

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 75/5 № 11704 № 11872

ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3:/100/^3 № 12266 № 12408 № 12562

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810137347

СИКОН С70 Зав. № 07133

активная

реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (+ 3), %

Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), %

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1, 2, 3, 4, 5

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 0,5S)

Ih1<I1<1,2Ih1

1,2

1,4

2,3

2,2

2,3

2,9

0,2Ih1<I1<Ih1

1,2

1,4

2,3

2,2

2,3

2,9

0,05Ih1<I1<0,2Ih1

1,5

1,7

3,0

2,3

2,5

3,5

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

2,7

3,1

5,6

3,1

3,5

5,8

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (+ 3), %

Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), %

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1, 2, 3, 4, 5

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 1,0)

Ih1<I1<1,2Ih1

2,8

2,1

1,6

4,5

4,1

3,8

0,2Ih1<I1<Ih1

2,8

2,1

1,6

4,5

4,1

3,8

0,05Ihi<Ii<0,2Ihi

3,6

2,7

1,8

5,0

4,4

3,9

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

6,6

4,7

3,0

7,4

5,8

4,5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва

ла, соответствующие вероятности 0,95.

3 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uhom; диапазон силы тока

(0,02 - 1,2) Ihom, частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

- температура окружающей среды:

- ТТ и ТН от минус 60 °С до плюс 40 °С;

- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;

- УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;

- ИВК от плюс 10 °С до плюс 25 °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 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 60 °C до плюс 40 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха:

- 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 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 35 °С.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ 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= 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т= 100000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

- Сервер сбора данных IBM 3850 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 41163 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида», 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 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;

- ИВК «ИКМ-Пирамида»;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера;

- ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточный график средних мощностей по каждому каналу - 45 суток;

- ИКМ-Пирамида - 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) филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ) типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-10

51679-12

10

Трансформатор тока проходной с литой изоляцией

ЗНОЛП-НТЗ-10

51676-12

15

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

5

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

28822-05

5

Устройство   синхронизации

времени

УСВ-1

28716-05

1

Устройство   синхронизации

времени

УСВ-2

41681-10

1

Комплексы информационновычислительные

«ИКМ-Пирамида»

45270-10

1

Сервер сбора данных

IBM 3850

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 58054-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2014 г.

Перечень основных средств 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 от

ключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии мно

гофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;

- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика

поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;

- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика

поверки ВЛСТ. 237.00.001И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «12» мая 2010 г.;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно

вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- 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;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ) (АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ))», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 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.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание