| Номер в госреестре | 66677-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК" |
| Изготовитель | ОАО "Свердловская энергогазовая компания", г.Екатеринбург |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК", далее по тексту - «АИИС КУЭ» или «система», предназначена для измерения количества активной и реактивной электрической энергии и электрической мощности, вырабатываемой, преобразуемой и распределяемой Кумертауской ТЭЦ за установленные интервалы времени, в целях коммерческого учета электрической энергии, а также для отображения, хранения, обработки и передачи полученной измерительной информации с привязкой к единому календарному времени.
Принцип действия системы состоит в использовании счетчиков электрической энергии с трансформаторным включением в цепи тока и напряжения контролируемого присоединения. Счетчик автоматически производит преобразование в цифровую форму, умножение сигналов тока и напряжения с последующим интегрированием, формирует и хранит профиль данных (результатов) измерений на заданных последовательных интервалах времени (как правило, 30 минут), передает измерительную информацию с помощью интерфейса на следующий уровень системы. Результат измерений электрической энергии получают накопительным итогом, результат измерений средней электрической мощности получают как отношение электрической энергии за установленный интервал времени к продолжительности этого интервала.
АИИС КУЭ выполнена двухуровневой с распределенной функцией измерения и централизованным управлением процессами сбора, обработки и представления измерительной информации.
Первый уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), которые включают в себя счетчики электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, их вторичные цепи, через которые унифицированные аналоговые сигналы тока и напряжения поступают на входы счетчиков, а также преобразователи интерфейсов для приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), основой которого является сервер базы данных (СБД) с необходимым программным обеспечением (ПО), сопряженный с автоматизированным рабочим местом оператора (АРМ) и системой обеспечения единого времени (СОЕВ) при помощи преобразователей интерфейсов и электрических каналов связи. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи. СБД с помощью ПО формирует запрос для получения информации со счетчиков, осуществляет сбор измерительной информации, ее обработку, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации взаимодействующим субъектам, включая субъекты ОРЭМ, в соответствии с требованиями действующих регламентов.
В системе использован ИВК «АльфаТЦЕНТР» (Госреестр СИ № 44595-10), в качестве СБД применен компьютер с ПО «Альфа-ЦЕНТР». Система обеспечения единого времени построена на основе устройства синхронизации системного времени (УССВ) типа УСВ-2 (Госреестр СИ № 41681-09). Сличение часов СБД с УССВ происходит один раз в 1 час, часов счетчиков с часами СБД - при обращении к счетчикам; при расхождении более чем в пределах ±3 с производится коррекция показаний времени.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение активной и реактивной электроэнергии, включая ее приращения на установленных интервалах времени;
- измерение календарного времени, синхронизация часов компонентов системы и формирование последовательности интервалов времени для измерения приращений электроэнергии;
- периодический и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор данных о состоянии счетчиков электроэнергии во всех измерительных каналах;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- формирование отчетных документов и расчет учетных показателей;
- передача результатов измерений смежным субъектам, включая субъекты ОРЭМ;
- 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;
- регистрацию событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и пр.);
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.
Конструктивно система включает в себя ряд обособленных узлов, расположенных в помещениях ТЭЦ. Трансформаторы тока и напряжения ОРУ-220 и ОРУ-110 - открытой установки, остальные трансформаторы размещены в машинном зале и в специальных помещениях КРУ. Счетчики расположены в специальных шкафах со степенью защиты не ниже IP51, СБД - в отдельном помещении с ограниченным доступом.
Механическая устойчивость технических средств системы к внешним воздействиям обеспечена конструктивным исполнением ее элементов (шкафы, кабельные короба, металлорукава и пр.). Предусмотрено экранирование и заземление узлов системы с целью радиоэлектронной защиты.
Для всех технических и программных средств системы предусмотрена защита от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
- на счетчиках предусмотрена возможность пломбирования крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчиков;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- попытки несанкционированного доступа;
- связь со счетчиком, приводящая к изменению данных;
- факты параметрирования счетчиков;
- факты пропадания напряжения;
- факты коррекции шкалы времени;
- отклонение тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов, включая отсутствие напряжения при наличии тока;
- перерывы питания.
Перечень измерительных каналов системы с указанием измерительных компонентов представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов системы
| № ИК | Наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ТГ- 5 | ТВШ-15 (3 шт.) 8000/5 КТ 0,5 | ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 6000/V3/100/V3 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.М КТ 0,2S/0,5 |
| 2 | ТГ- 6 | ТШЛ-20 (3 шт.) 6000/5 КТ 0,5 | ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 10000/V3/100/V3 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 3 | ОРУ-220 кВ, РСШ 220 кВ, яч.2, ВЛ 220кВ КТЭЦ-Г елий-3 | ТФНД-220-I (3шт.) 600/5 КТ 0,5 | НКФ-220-58-У1 (6 шт.) 220000/V3/100/V3 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 4 | ОРУ-220 кВ, ОВ-220кВ | ТФЗМ220Б-ШУ1 (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 3 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 5 | ОРУ-220 кВ, РСШ 220 кВ; яч.5; ВЛ-220 кВ Кумертауская ТЭЦ-Самаровка | ТФЗМ220Б-ШУ1 (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 3 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 6 | ОРУ-110 кВ, 1СШ 110 кВ; яч.3; ВЛ-110 кВ Кумертауская ТЭЦ-Октябрьская | ТОГ-110 (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 | НКФ-110-57У1 (4 шт.) НКФ-110-83У1 (2 шт.) 110000/V3/100/V3 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 7 | ОРУ-110 кВ, 2СШ 110 кВ; яч.02; ВЛ-110 кВ Кумертауская ТЭЦ-Г ородская | ТФЗМ-110Б-1У (3 шт.) 600/2,5 КТ 0,5 | из состава канала 6 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 8 | ОРУ-110 кВ, 2СШ 110 кВ; яч.5; ВЛ-110 кВ Кумертауская ТЭЦ-Тюльган | ТФНД-110М (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
| 9 | ОРУ-110 кВ, 1СШ 110 кВ; яч.7; ВЛ-110 кВ Кумертауская ТЭЦ-Разрез | ТФЗМ-110Б-1У(3 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
| № ИК | Наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 10 | ОРУ-110 кВ, 2СШ 110 кВ; яч.9; ВЛ-110 кВ Кумертауская ТЭЦ- Худайбердино | ТФНД-110М (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 6 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 11 | ОРУ-110 кВ, 1СШ 110 кВ; яч.11; ВЛ-110 кВ Кумертауская ТЭЦ-Мелеуз | ТФЗМ-110Б-1У(3 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 6 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 12 | ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ | ТФЗМ- 110Б-IУ(3 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 6 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
| 13 | ЗРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, яч.8; ВЛ-35 кВ Кумертауская ТЭЦ-Маячное-1 | ТФН-35 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5 | ЗНОМ-35-65 (6 шт.) 35000/V3/100/V3 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 14 | ЗРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.9; ВЛ-35 кВ Кумертауская ТЭЦ-Маячное-2 | ТФН-35 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 13 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 15 | ЗРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, яч.14; ВЛ-35 кВ Кумертауская ТЭЦ-Машзавод-1 | ТФНД-35М (2 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 13 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 16 | ЗРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.15; ВЛ-35 кВ Кумертауская ТЭЦ-Машзавод-2 | ТФНД-35М (2 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 13 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
| 17 | ЗРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, яч.12; ВЛ-35 кВ Кумертауская ТЭЦ-Бахмут | ТФН-35 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 13 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 18 | ЗРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.6; ВЛ-35 кВ Кумертауская ТЭЦ-ВЭС | ТФНД-35М (2 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 13 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 19 | ЗРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.5; ВЛ-35 кВ Плавка гололёда | ТФН-35 (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 | из состава канала 13 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| № ИК | Наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 20 | ГРУ-6 кВ; ТСШ; яч.9; КЛ-6кВ Плавка гололёда | ТПШФ-20 (2 шт.) 2000/5 КТ 0,5 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 21 | РУСН-6 кВ, 1СШ, яч.17, КЛ-6 кВ Трансформатор КЭС | ТВК-10 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5 | НОМ-6 (2 шт.) 6000/V3/100/V3 КТ 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
| 22 | РУСН-6 кВ, 1 СШ, яч.12, ТСН Л10Т | ТПОЛ-СВЭЛ-10-2 (2 шт.) 100/5 КТ 0,5 | из состава канала 21 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
| 23 | РУСН-0,4 кВ; секция 9Л; п.7; КЛ-0,4 кВ ООО «Энергоремонт» | Т-0,66 (3 шт.) 40/5 КТ 0,5 | - | СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1 |
| 24 | КЦ; сборка 0,4 кВ №1; КЛ-0,4 кВ ООО «Энергоремонт» | Т-0,66 (3 шт.) 100/5 КТ 0,5 | - | СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1 |
| 25 | РУСН-0,4 кВ; секция 9Л; п.17; КЛ-0,4 кВ ООО «Энергоремонт» | Т-0,66 (3 шт.) 40/5 КТ 0,5 | - | СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1 |
| 26 | РУСН-0,4 кВ; секция 2Л; п.9; КЛ-0,4 кВ ООО «Башэнерготранс» (Г араж) | ТТИ (3 шт.) 50/5 КТ 0,5 | - | СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1 |
| 27 | РУСН-0,4 кВ; секция 1 Л; п.2; КЛ-0,4 кВ ООО УК «Энергоресурс» | ТТИ- (3 шт.) 50/5 КТ 0,5 | - | СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1 |
| 28 | РУСН-0,4 кВ; секция 2Л; п.8; КЛ-0,4 кВ ООО «Башэнерготранс» (Пожарное депо) | ТТИ (3 шт.) 50/5 КТ 0,5 | - | СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1 |
| Примечание - В течение срока эксплуатации системы допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на такие же или аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице. Замену оформляют актом в установленном на Кумертауской ТЭЦ порядке, в соответствии с МИ 29992011 и записью в формуляре системы. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | ||||
В системе используется информационно-вычислительный комплекс для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10). Программное обеспечение (ПО) ИВК имеет архитектуру «клиент-сервер» и модульную структуру. ПО обеспечивает систему управления базой данных, управление коммуникацией в системе, управление синхронизацией времени, а также ввод исходных описаний и получение отчетов и выходных форм.
ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.77-2014. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «АльфаЦЕНТР», ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики | |
| 1 | 2 | |
| Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы, с | ±5 | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности одного измерительного канала при номинальном токе нагрузки (активная электрическая энергия и средняя активная мощность), %: | cos ф = 1 | cos ф = 0,7 |
| - каналы 1 - 5, 7-21 | ±1,4 | ±2,0 |
| - канал 6 | ±1,4 | ±1,9 |
| - канал 22 | ±1,9 | ±3,6 |
| - каналы 23 - 25 | ±1,5 | ±1,9 |
| - каналы 26-28 | ±1,6 | ±2,2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности одного измерительного канала при номинальном токе нагрузки (реактивная электрическая энергия и средняя реактивная мощность), %: | sin ф = 1 | sin ф = 0,7 |
| - каналы 1 - 5, 7-21 | ±1,7 | ±2,1 |
| - канал 6 | ±1,7 | ±2,0 |
| - каналы 22 - 25 | ±2,9 | ±3,7 |
| - каналы 26-28 | ±3,0 | ±3,4 |
| Примечания: 1) характеристики относительной погрешности рассчитанны по метрологическим характеристикам средств измерений, входящих в канал; 2) погрешность измерительных каналов при токе нагрузки меньше номинального для cos9 = 1 (sin9 = 1) рассчитывают при соответствующих значениях погрешностей средств измерений, входящих в канал, по формуле, приведенной в методике поверки МП 180-262-2016. | ||
Таблица 4 - Технические характеристики системы
| Наименование характеристики | Значение характеристики | |
| 1 | 2 | |
| Номинальное линейное напряжение ином на входах | 220000 | каналы 3-5; |
| системы, В | 110000 | каналы 6-12; |
| 35000 | каналы 13-19; | |
| 10000 | канал 2; | |
| 6000 | каналы 1, 20-22; | |
| 380 | каналы 23-28 | |
| Номинальные значения силы первичного тока 1ном на | 8000 | канал 1; |
| входах системы, А | 6000 | канал 2; |
| 2000 | канал 20; | |
| 600 | каналы 3-19; | |
| 200 | канал 21; | |
| 100 | каналы 22, 24; | |
| 50 | каналы 26, 27, 28; | |
| 40 | каналы 23, 25 | |
| Показатели надежности: | ||
| - среднее время восстановления, час (кроме трансформаторов открытой установки и шинных трансформаторов тока) | 8 | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 | |
| Условия эксплуатации: | ||
| - температура окружающего воздуха, °С: измерительные трансформаторы класса 35 кВ и ниже, | ||
| счетчики, ИВК; | от плюс 15 до плюс 35 | |
| измерительные трансформаторы открытой установки | от минус 40 до плюс 60 | |
| - относительная влажность воздуха, % | от 0 до 90 | |
| - атмосферное давление, кПа | от 70 до 106 | |
| - электропитание компонентов системы | Сеть 220 В 50 Гц с параметрами по ГОСТ 32144-2013 | |
наносится на титульные листы эксплуатационных документов АИИС КУЭ печатным способом.
Полная комплектность АИИС КУЭ приведена в проектной документации. Заводские номера компонентов системы приведены в паспорте-формуляре. Сведения об измерительных и системообразующих компонентах приведены в таблице 5.
| Таблица 5 - Комплектность АИ | Э У К С И | ||
| Наименование | Обозначение | Кол., шт. | Номер в ФИФ |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТШВ-15 | 3 | 1836-63 |
| Трансформатор тока | ТШЛ20 | 3 | 1837-63 |
| Трансформатор тока | ТФНД-220-I | 3 | 3694-73 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ220Б-ШУ1 | 6 | 3694-73 |
| Трансформатор тока | ТОГ-110 | 3 | 26118-03 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-1У | 12 | 26422-04 |
| Наименование | Обозначение | Кол., шт. | Номер в ФИФ |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТФНД-110М | 6 | 2793-71 |
| Трансформатор тока | ТФН-35 | 9 | 664-51 |
| Трансформатор тока | ТФНД-35М | 6 | 3689-73 |
| Трансформатор тока | ТПШФ-20 | 2 | 519-50 |
| Трансформатор тока | ТВК-10 | 2 | 8913-82 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-СВЭЛ-10-2 | 2 | 45425-10 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 9 | 22656-07 |
| Трансформатор тока | ТТИ | 9 | 28139-12 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-15-63 | 6 | 1593-70 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220-58-У1 | 6 | 1382-60 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57У1 | 4 | 14205-94 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-83У1 | 2 | 1188-84 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 | 912-70 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 | 380-49 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 4 | 159-49 |
| Счетчик электрической энергии электронный | СЭТ-4ТМ.03 | 16 | 27524-04 |
| Счетчик электрической энергии электронный | СЭТ-4ТМ.03М | 6 | 36697-08 |
| Счетчик электрической энергии электронный | СЭТ-4ТМ.02М .15 | 6 | 36697-08 |
| Сервер | HP Proliant DL60 G5 | 1 | |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 2200 VA | 1 | |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 | 54074-13 |
| Специализированное ПО | АльфаЦЕНТР | 44595-10 | |
| Паспорт-формуляр | АИИС.2.1.0222.002 ФО | 1 | |
| Руководство пользователя | АИИС.2.1.0222.002 ИЗ | 1 | |
| Методика поверки | МП 180-262-2016 | 1 |
осуществляется по документу МП 180-262-2016 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК". Методика поверки", утвержденному Директором ФГУП «УНИИМ» 26.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющаяся приложением к ИЛГШ.411152.145РЭ Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации;
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющаяся приложением к ИЛГШ.411152.124РЭ Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации;
- источник сигналов точного времени ±10-4 с от шкалы времени UTC(SU) (Интернет-ресурс www.ntp1.vniiftri.ru).
- термогигрометр, диапазон измерений температуры от минус 40 до плюс 50 °С, абс. погр. ±1 °С, диапазон измерений влажности от 1 до 90 %, абс. погр. ±1 % (CENTER, рег. номер в ФИФ 22129-01);
- инженерный пульт (переносный компьютер) с техническими средствами чтения информации, хранящейся в памяти счетчика
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.
Знак поверки наносят на свидетельство о поверке системы.
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК"
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
