Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волжская ТГК" - ЦОК. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волжская ТГК" - ЦОК

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1238 п. 32 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) ОАО «Волжская ТГК» - ЦОК (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 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-3 (Зав. № 0075), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ».

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (далее - ИК) №7, 9 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-коммуникаторы, далее по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS поступает непосредственно на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает в шкаф связи, откуда сигнал посредством ЛВС ОАО «Волжская ТКГ» поступает на входы сервера ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии

Лист № 2

Всего листов 10 и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на базе УСВ-3, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS -приемника, входящего в состав УСВ-3. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) не более ± 100 мкс. Часы сервера синхронизированы с часами УСВ-3, синхронизация осуществляется один раз в час вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами сервера осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ». ПО «Пирамида 2000» выполняет функцию сбора данных в системе. Функции обработки, хранения и передачи данных в энергосбытовую компанию выполняет ПО «Энфорс АСКУЭ». 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». Программы, входящие в состав ПО «Пирамида 2000» и «Эн-форс АСКУЭ», указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного модуля

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Пирамида 2000»

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065 d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac

MD5

Наименование программного модуля

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

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

6f557f885b73726132

8cd77805bd1ba7

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

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055b b2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f

MD5

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

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc23e cd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e288

4f5b356a1d1e75

MD5

ПО «Энфорс АСКУЭ»

Модуль расчета вычисляемых показателей

CalcFormula.exe

2.2.1.20

ced70f330d11fd08bd fe91f4f729386e

MD5

Модуль формирования макетов XML 80020

M80020.exe

2.3.0.12

ce7bb2858a21dff28b 925816a3a1dda0

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 докумен-

тации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Лист № 4

Всего листов 10

ПО «Энфорс АСКУЭ» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПП-022-1224 от 02 сентября 2013 года, выданное АНО «МИЦ».

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 электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

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

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Волжская ТГК» - ЦОК и их основные метрологические характеристики

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

ИВК

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС "ЦОК" РП-50 10/6 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.1, ф.13

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 20248 Зав. № 07435 Зав. № 20243

НАМИ-10 У2 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 69591

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804142753

IBM System x3650 M2 Зав. № KD11Z7F

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,0

± 2,9

± 4,8

2

ПС "ЦОК" РП-50 10/6 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.3, ф.35

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19548 Зав. № 19595 Зав. № 20252

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 3475

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804142881

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,0

± 2,9

± 4,8

3

РП-51 "ЦОК" 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.2, ф.34

ТОЛ-10 УХЛ2-1

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 61403 Зав. № 59505

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 1586

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804142802

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,0

± 2,9

± 4,8

4

РП-51 "ЦОК" 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.18, ф.32

ТОЛ-10 УТ2.1 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 61404

ТОЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 23601

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 1633

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804140712

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,0

± 2,9

± 4,8

5

РП-53 "ЦОК" 10/6/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 1Д, ф.18

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 19101 Зав. № 19136 Зав. № 19166

НАМИ-10 У2 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 69594

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804140594

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,0

± 2,9

± 4,8

6

РП-53 "ЦОК" 10/6/0,4 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 4Д, ф.5

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 19165 Зав. № 19207 Зав. № 19173

НАМИ-10 У2 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 69593

СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804140658

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,0

± 2,9

± 4,8

7

ЦОК РУ-2-380В 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, п. 12, ф. ООО "РПФ-

Энергоремонт"

ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 2093414 Зав. № 2098431 Зав. № 2093553

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04 0,5S/1,0 Зав. № 0607122995

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,1

± 3,4

± 5,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

ЦОК РУ-3 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, шкаф 8, ф. ОАО "Вымпелком"

Т-0,66

Кл.т. 0,5S 30/5 Зав. № 129948 Зав. № 129949 Зав. № 129944

_

ПСЧ-3АРТ.07.132.4 0,5S/1,0 Зав. № 06004772

IBM System x3650 M2

Зав. № KD11Z7F

Активная

Реактивная

± 1,0

± 2,1

± 3,5

± 5,9

9

ЦОК КЦ-2 ВРУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, ф. ООО "Музыкальное радио"

ТОП-0,66 У3

Кл.т. 0,2S 50/5 Зав. № 2095163 Зав. № 2095162 Зав. № 2095159

_

ПСЧ-4ТМ.05М.04 0,5S/1,0 Зав. № 0607122391

Активная

Реактивная

± 0,7

± 1,3

± 2,4

± 4,4

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (30 минут).

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

3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4 Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; ча

стота (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающей среды: (23±2) °С;

5 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) U н1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;

- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) U н2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) I н2; диапазон коэффициента мощности cosф (sin-ф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха для счетчиков от минус 40°С до плюс 60 °С;

- относительная влажность воздуха 90% при плюс 30 °С;

- атмосферное давление от 70 кПа до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 25 °С;

- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 20 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

6 Погрешность в рабочих условиях указана для 2(5)% 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 °С до плюс 40 °С;

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера ИВК и УСВ-3 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Лист № 7

Всего листов 10

8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М- среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик ПСЧ-3АРТ.07 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 88 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- устройство синхронизации времени УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не

менее Т = 45 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного питания;

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

-   журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения на счетчике;

- 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 ИВК.

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

- электросчетчика;

- сервера ИВК.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- сервере 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:

Лист № 8

Всего листов 10

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- сервер ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 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) ОАО «Волжская ТГК» - ЦОК типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество

Трансформаторы тока

ТЛК-10-5,6

9143-01

12

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

7069-79

4

Трансформаторы тока опорные

ТОП

47959-11

6

Трансформаторы тока

Т-0,66

22656-07

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

11094-87

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

2

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

ПСЧ-3АРТ.07

36698-08

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

51644-12

1

Методика поверки

_

_

1

Формуляр

_

_

1

Руководство по эксплуатации

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 58058-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Волжская ТГК» -ЦОК. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 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 отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

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

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - осуществляется по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные 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.;

- счетчика ПСЧ-4ТМ.05М - осуществляется по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146 РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «20» ноября 2007 г.;

- счетчика ПСЧ-3АРТ.07 - осуществляется по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные ПСЧ-3АРТ.07. Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки» ИЛГШ.411152.147РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «17» декабря 2007 г.;

- устройства синхронизации системного времени УСВ-3 - осуществляется по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ 240.00.000МП», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУП «ВНИИФТРИ» в 2012 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 -20 до + 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 электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Волжская ТГК» - ЦОК, аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные документы

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

2. ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание