| Номер в госреестре | 64881-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "УТСК" Тюменские Тепловые Сети |
| Изготовитель | ООО "Агентство энергетических решений", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УТСК» Тюменские Тепловые Сети (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс, включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - Счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту -ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе сервера HP Proliant DL20 с установленным серверным программным обеспечением ПО "Энергосфера", устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (госреестр № 51644-12), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и нарастающим итогом на начало расчетного периода;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа;
- обработка, формирование и передача результатов измерений в KML-формате по электронной почте ОАО «АТС» и внешним организациям с электронной подписью;
- предоставление дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и мощности;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ) при выполнении измерений количества активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств измерений;
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы сервера ИВК осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредством сети Ethernet (счетчик - каналообразующая аппаратура - сервер ИВК) и/или сотовой GSM связи (GPRS соединение).
На верхнем - втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате ХМЬ. Результаты измерений по электронной почте передаются ОАО «АТС» и внешним организациям; электронный документ с результатами измерений подписывается электронной подписью на почтовом сервере в корпоративной вычислительной сети ОАО «Фортум» ответственным сотрудником исполнительного аппарата ОАО «Фортум». Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа УСВ-3. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УСВ-3 происходит каждый час. Ход часов сервера ИВК не превышает ± 1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем
1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером ИВК. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и сервера ИВК.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «Энергосфера».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Другие идентификационные данные | pso_metr.dll |
Граница интервала допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Границы интервалов 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 и измерительных трансформаторов.
ПО «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав измерительных каналов | Сервер | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | |||
| 1 | ТП 10/6 кВ ПНС-5, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 5 | ТВК-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Госреестр № 8913-82 | НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | HP Proliant DL20 |
| 7 | ТП 10/6 кВ ПНС-5, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 7 | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
| 2 | ТП 10/6 кВ ПНС-5, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. № 4 | ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
| 8 | ТП 10/6 кВ ПНС-5, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. № 10 | ТЛК-СТ кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Г осреестр № 58720-14 | НТМИ-10-66У3 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | HP Proliant DL20 |
| 3 | ПС 220/110/10 кВ "Ожогино", РУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч. № 31 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Г осреестр № 32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 27524-04 | |
| 4 | ТП-420 10/6 кВ (ПНС-1), РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 1 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 1261-59 | НТМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
| 5 | ТП-420 10/6 кВ (ПНС-1), РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. № 8 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 1261-59 | НТМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
| 6 | ТП-420 10/6 кВ (ПНС-1), РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 5 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 1261-59 | НТМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Г осреестр № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
| 9 | ПНС-3, ВРУ-0.4 кВ, 2 СШ 0.4 кВ, 1 ЩСУ, пан. 7 | ТТИ кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Госреестр № 28139-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
| 10 | ПНС-3, ВРУ-0.4 кВ, 1 СШ 0.4 кВ, 1 ЩСУ, пан. 3 | ТТИ кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Госреестр № 28139-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
| Таблица 3 - Метрологические ха | рактеристики ИК АИИС КУЭ | ||||
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервалов допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I1(2)% £ I изм< I5 % | I '-Л % IA нн и з 2 Л нн 2 о % ©х | % % 0 0 I1 V м 1 VI % 0 2 I | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1, 2, 4 - 7 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 | |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,6 | |
| 3, 8 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5 S; ТН 0,5) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,6 | |
| 9, 10, (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,7 | ±1,5 | |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±1,9 | ±1,6 | |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 | |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,0 | ±2,3 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервалов допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I1(2)% £ I изм< I5 % | I '-Л % 1Л нн и з 2 Л нн 2 о % ©х | % % 0 0 I1 < м 1 VI % 0 2 I | I100 “/о^изм^ШУо | ||
| 1, 2, 4 - 7 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±7,4 | ±5,2 | ±4,2 |
| 0,8 | - | ±5,7 | ±4,1 | ±3,8 | |
| 0,7 | - | ±5,0 | ±3,8 | ±3,6 | |
| 0,5 | - | ±4,4 | ±3,5 | ±3,4 | |
| 3, 8 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5 S; ТН 0,5) | 0,9 | ±7,4 | ±5,2 | ±4,6 | ±4,2 |
| 0,8 | ±5,7 | ±4,5 | ±3,8 | ±3,8 | |
| 0,7 | ±5,0 | ±4,2 | ±3,6 | ±3,6 | |
| 0,5 | ±4,4 | ±3,9 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 9, 10, (Счетчик 1,0; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±7,3 | ±5,0 | ±4,0 |
| 0,8 | - | ±5,6 | ±3,9 | ±3,6 | |
| 0,7 | - | ±4,9 | ±3,7 | ±3,5 | |
| 0,5 | - | ±4,3 | ±3,4 | ±3,3 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений §1(2)%Р и 8i(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений §1(2)%Р и §1(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации, используемые для расчета таблицы 3:
- напряжение от 0,98Ином до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации, используемые для расчета таблицы 3:
- напряжение от 0,98Ином до 1,02-Ином;
- сила тока от 0,05 1ном до 1,21ном для ИК № 1, 4 - 10 и от 0,01 1ном до 1,21ном для ИК № 2, 3;
температура окружающей среды:
- для счетчиков от + 10 до + 35 °С;
- для трансформаторов тока по, ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6 Трансформаторы тока соответствуют ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения соответствуют ГОСТ 1983-2001, счетчики соответствуют ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
9 Уменьшение количества измерительных каналов не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ в целом, не требует внесений изменений в документацию, оформляется техническим решением путем их учета в технических актах (ТА) предприятия-владельца АИИС КУЭ.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) -среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее 45000 часов;
- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков электрической энергии Тв < 72 часа;
- для сервера Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере ИВК;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков времени и даты следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;
- фактов пропадания напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;
- фактов коррекции шкалы времени.
Ведение журнала событий ИВК с фиксацией следующих событий:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) шкалы времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные «Журналы событий» от ИК.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет 114 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 40 лет;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет 113,7 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 40 лет;
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество шт. |
| 1 Трансформатор тока | ТВК-10 | 2 |
| 2 Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 4 |
| 3 Трансформатор тока | ТЛК-СТ | 2 |
| 4 Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| 5 Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| 6 Трансформатор тока | ТТИ | 6 |
| 7 Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66У3 | 2 |
| 8 Трансформатор напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 1 |
| 9 Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 2 |
| 10 Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 9 |
| 11 Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| 12 Сервер ИВК | HP Proliant DL20 | 1 |
| 13 ПО (комплект) | ПО «Энергосфера» | 1 |
| 14 УССВ | УСВ-3 | 1 |
| 15 Паспорт - формуляр | 12852430. АЭР.021.ФО | 1 |
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Идентификационные данные программного обеспечения сервера ИВК указаны в Паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счётчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённому ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;
- для счётчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) - по документу «Методика поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, утверждённому ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- для устройства синхронизации времени УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы «ГЛОНАСС»/01оЬа1 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;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от - 40 до + 50°С, цена деления 1°С.
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УТСК» Тюменские Тепловые Сети. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 1932/550-01-0029-2016 от 14.05.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УТСК» Тюменские Тепловые Сети
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».
