Государственный реестр средств измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО "ЭК" "СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО" в г. Севастополь, 67085-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь (далее-АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля электрической энергии и мощности, потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям.
Карточка СИ
Номер в госреестре 67085-17
Наименование СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО "ЭК" "СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО" в г. Севастополь
Изготовитель ООО "Энергометрология", г.Москва
Год регистрации 2017
МПИ (интервал между поверками) 4 года
Описание типа скачать
Методика поверки скачать

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь (далее-АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля электрической энергии и мощности, потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

-    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 системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее-ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные ZMD (модификации ZMD405CT44, ZMD405CR44) в ГР№53319-13 и ZMG (модификации ZMG405CR.4, ZMG310CR.4) в ГР № 54762-13 класса точности (КТ) 0,5S/1,0 и 1,0/2,0 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (11 точек измерения).

2-й    уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (далее-ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-3 в ГР№ 64242-16, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы 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, реактивной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых числах кВтч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 и GSM-модема передается на ИВК по запросу или в автоматическом режиме.

СБД АИИС КУЭ при помощи ПО «Пирамида 2000» осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Автоматизированное рабочее место АИИС КУЭ энергосбытовой компании (далее - АРМ АИИС КУЭ) подключен к ИВК АИИС КУЭ ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь. Отчеты в формате XML сформированые на ИВК АИИС КУЭ ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь передаются на АРМ АИИС КУЭ посредством электронной почты. Далее на АРМ АИИС КУЭ отчеты XML подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по выделенному каналу связи сети Ethernet в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования.

СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормируемые метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Часы ИВК АИИС КУЭ синхронизированы со временем УСВ-3, корректировка часов ИВК АИИС КУЭ выполняется при расхождении времени часов ИВК и УСВ-3 на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов ИВК происходит при каждом опросе, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов ИВК на чем ±2 с выполняется их корректировка.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки. Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» (Версия 30.01/2014/С-50).

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Идентификационные данные (признаки)

Значения

1

2

Наименование ПО

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

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014 - средний.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее - ИК), представлен в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

ИКр

е

S

о

н

Наименование

ИК

Состав измерительного канала

Вид

электроэнергии

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

электрической

энергии

В

О

У

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС-9 (35/6 кВ) 1СШ 35кВ ВЛ 35 кВ ПС-9 - Некрасовка

ТОЛ-СВЭЛ-35 III

300/5 КТ 0,5S

ЗНОМ-35-65 35000/100 КТ 0,5

ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0

УСВ-3

Активная

Реактивная

2

ПС-10 (110/10 кВ) ОРУ-110 кВ 1СШ ВЛ 110 кВ ПС-10-Заря

ТОЛ-110 III

400/5 КТ 0,5S

НАМИ-110 УХЛ1 110000/100 КТ 0,2

ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0

3

ПС-10 (110/10 кВ) РУ-10 кВ 1СШ яч.11 КВЛ 10 кВ ПС-10 л.11 - РП Форос

ТПЛ-10

200/5 КТ 0,5

НАМИ-10 10000/100 КТ 0,5

ZMD405CR44 КТ 0,5S/1,0

4

ПС-10 (110/10 кВ) РУ-10 кВ 2СШ яч.14 КВЛ 10 кВ ПС-10 л.14 - РП Форос

ТПЛ-10

300/5 КТ 0,5

НАМИ-10 У 2 10000/100 КТ 0,2

ZMD405CR44 КТ 0,5S/1,0

1

2

3

4

5

6

7

5

ПС 110/35/10 кВ Мекензиевы Горы, 1Сш 35 кВ ВЛ 35 кВ Мекензиевы Горы -Танковое с отпайкой на ПС-8

ТОЛ-СВЭЛ-35 III

400/5 КТ 0,5S

ЗНОМ-35-65 35000/100 КТ 0,5

ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0

УСВ-3

Активная

Реактивная

6

СП-1 (10/0,4 кВ) РУ-10 кВ ВЛ 10 кВ Сирень л.12 - СП-1

ТПЛ-СВЭЛ-10 150/5 КТ 0,5S

НТМИ-10-66У3 10000/100 КТ 0,5

ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0

7

ТП-229 (10/0,4 кВ), РУ-10 кВ, ВЛ 10 кВ ТП-229 - ТП-8193 с отпайкой на ТП-8468

ТПЛУ-10У2.1 200/5 КТ 0,5S

НТМК-10 10000/100 КТ 0,5

ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0

8

КТП-639 (10/0,4 кВ), ввод РУ-0,4 кВ

ТОП-0,66 200/5 КТ 0,5S

-

ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0

9

КТП-639 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, яч. 3 КЛ 0,4 кВ КТП-639 -Церковь

-

-

ZMG310CR.4 КТ 1,0/2,0

10

ПС-8 (35/6 кВ) 1Сш 35 кВ ВЛ 35 кВ Мекензиевы Г оры -Танковое с отпайкой на ПС-8

ТФЗМ 40,5 400/5 КТ 0,5S

ЗНОМ-35-65 35000/100 КТ 0,5

ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0

11

ТП-171 (10/0,4 кВ) РУ-10 кВ, яч.2, КЛ 10 кВ ТП-171 - ТП-172

ТПЛ-10 75/5 КТ 0,5S

НТМИ-1-10-У3 10000/100 КТ 0,5

ZMG405CR.4 КТ 0,5S/1,0

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ином ток (0,01-1,2) !ном, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк.; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 70°С, для сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах расположения счетчиков от минус 10 до плюс 35 °С.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях_

Номер измерительного канала

е

к

К ^ Ш и F О ей О

н

СП

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), %

I1(2) %£ 1 изм< 1 5 %

§5 %,

35 %£ 1 изм< 1 20 %

§20 %,

1 20 %£ 1 изм< 1 100 %

§100 %,

3^100 %£ 1 изм£ 1 120 %

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1,5-7,10,11

0,5

±5,6

±3,6

±3,2

±2,7

±2,4

±2,5

±2,4

±1,5

0,8

±3,1

±5,1

±1,9

±3,5

±1,5

±3,0

±1,5

±2,1

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1,5-7,10,11

1

±2,1

не норм

±1,3

не норм

±1,1

не норм

±1,6

не норм

2

0,5

±5,5

±3,5

±3,0

2,7

±2,2

±2,5

±2,2

±2,5

0,8

±3,0

±5,0

±1,7

±3,4

±1,3

±2,9

±1,3

±2,9

1

±2,1

не норм

±1,2

±3,4

±1,0

не норм

±1,5

не норм

3

0,5

-

-

±5,8

±3,9

±3,5

±3,2

±2,9

±3,1

0,8

-

-

±3,3

±5,5

±2,2

±4,0

±2,0

±3,7

1

-

-

±2,2

не норм

±1,6

не норм

±1,9

не норм

4

0,5

-

-

±5,7

±3,8

±3,4

±3,2

±2,7

±3,1

0,8

-

-

±3,2

±5,4

±2,1

±3,9

±1,8

±3,6

1

-

-

±2,1

не норм

±1,5

не норм

±1,8

не норм

8

0,5

-

-

±5,7

±4,7

±3,3

±4,5

±2,6

±4,4

0,8

-

-

±3,3

±4,9

±2,2

±4,7

±2,0

±4,7

1

-

-

±2,0

не норм

±1,4

не норм

±1,2

не норм

9

0,5

±5,4

±3,3

±3,0

±2,6

±2,0

±2,4

±2,0

±2,4

0,8

±2,9

±4,9

±1,7

±3,4

±1,3

±2,8

±1,3

±2,8

1

±1,9

не норм

±1,1

не норм

±0,9

не норм

±1,4

не норм

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Цном; ток (0,01-1,2) !ном, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк; температура окружающей среды (23±2) °С приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии_

Номер измерительного канала

К

X ©■

и

F О ей О X СП

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии, %

51(2)%,

Ii(2) %£ I изм< I 5 %

55 %,

I5 %£ I изм< I 20 %

520 %,

I 20 %£ I изм< I 100 %

5ю0 %,

I100 %£ I изм£ I 120 %

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1,5-7,10,11

0,5

±5,5

±3,0

±3,1

±1,9

±2,3

±1,5

±2,3

±1,5

0,8

±3,0

±4,6

±1,7

±2,8

±1,3

±2,1

±1,3

±2,1

1

±2,1

не норм

±1,2

не норм

±1,0

не норм

±1,0

не норм

2

0,5

±5,4

±2,9

±2,9

1,8

±2,0

±1,4

±2,0

±1,4

0,8

±3,0

±4,5

±1,6

±2,6

±1,2

±1,9

±1,2

±1,9

1

±2,0

не норм

±1,1

±3,4

±0,9

не норм

±0,9

не норм

3

0,5

-

-

±5,5

±2,7

±3,0

±1,8

±2,3

±1,5

0,8

-

-

±2,9

±4,6

±1,7

±2,6

±1,3

±2,1

1

-

-

±1,8

не норм

±1,2

не норм

±1,0

не норм

4

0,5

-

-

±5,4

±2,7

±2,8

±1,7

±2,0

±1,4

0,8

-

-

±2,9

±4,5

±1,5

±2,4

±1,2

±1,9

1

-

-

±1,8

не норм

±1,1

не норм

±0,9

не норм

8

0,5

±5,4

±2,9

±2,8

±1,7

±1,9

±1,3

±1,9

±1,3

0,8

±2,9

±4,5

±1,6

±2,6

±1,1

±1,8

±1,1

±1,8

1

±2,0

не норм

±1,0

не норм

±0,8

не норм

±0,8

не норм

9

0,5

-

-

не норм

не норм

±1,1

±2,2

±1,1

±2,2

0,8

-

-

не норм

не норм

±1,1

±2,2

±1,1

±2,2

1

-

-

±1,7

не норм

±1,1

не норм

±1,1

не норм

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик электрической энергии многофункциональный ZDM, ZMG

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 22 0000 ч, трансформатор тока (напряжения)

-среднее время наработки на отказ не менее 40-105 часов, сервер

-среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 часов,

-среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.

Надежность системных решений:

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

Регистрация событий: журнал событий счетчика:

-    параметрирования;

-    воздействия внешнего магнитного поля;

-    вскрытие счетчика;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике; журнал сервера:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывов электропитания;

-    потери и восстановления связи со счётчиками;

-    программных и аппаратных перезапусков;

-    корректировки времени в счетчике и сервере;

-    изменения ПО.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    сервера ИВК;

защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента системы

Регистрационный номер в Информационном фонде

Количество

1

2

3

Счетчики электрической энергии ZMD

53319-13

9 шт.

Счетчики электрической энергии ZMG

54762-13

1 шт.

Счетчики электрической энергии ZMG

1 шт.

Трансформатор тока ТОЛ-110 III, КТ 0,5S

64539-16

3 шт.

1

2

3

Трансформатор тока ТОЛ-СВЭЛ-35 III, КТ 0,5S

51517-12

6 шт.

Трансформатор тока ТОП-0,66, КТ 0,5S

57218-14

3 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10, КТ 0,5

1276-59

4 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10, КТ 0,5S

2 шт.

Трансформатор тока ТПЛ-СВЭЛ-10, КТ 0,5S

44701-10

2 шт.

Трансформатор тока ТПЛУ-10 У2.1, КТ 0,5S

41376-09

2 шт.

Трансформатор тока ТФЗМ 40,5, КТ 0,5S

49580-12

3 шт.

Трансформатор напряжения НАМИ-110, УХЛ1, КТ 0,2

24218-13

3 шт.

Трансформатор напряжения НАМИ-10, КТ 0,5

57274-14

1 шт.

Трансформатор напряжения НАМИ-10 У2, КТ 0,2

57274-14

1 шт.

Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65, КТ 0,5

912-70

9 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3, КТ 0,5

831-69

1 шт.

Трансформатор напряжения НТМК-10, КТ 0,5

355-49

1 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-1-10-У3, КТ 0,5

59761-15

1 шт.

Устройство синхронизации времени УСВ-3

64242-16

1 шт.

Основной сервер: HP ProLiant DL180 G6

-

1 шт.

АРМ (автоматизированное рабочее место)

-

5 шт.

Документация

Методика поверки МП 4222-16-7714348389-2017

1 экз.

Формуляр ФО 4222-16-7714348389-2017

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-16-7714348389-2017. «Система автома-тизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь. Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 18.01.2017 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчик электрической энергии трехфазный ZMD 400 трансформаторного включения Серия Е 650. Инструкция пользователя. Методика поверки. D000030110c-E650-MP-UA;

-    счетчик электрической энергии трехфазный ZMG 300 прямого включения Серия Е550. Инструкция Пользователя. Методика поверки. D7102000377c-E550-MP-UA;

-    счетчик электрической энергии трехфазный ZMG400 трансформаторного включения Серия Е550. Инструкция пользователя. Методика поверки. D000029783c-E550-MP-UA;

-    устройство синхронизации времени УСВ-3 по документу «Инструкция. Устройства синхрони-зации времени УСВ-3». Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г;

-    радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Информационном фонде 27008-04;

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Информационном фонде 33750-12. Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но

обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь. Свидетельство об аттестации №167 /RA.RU. 311290/2015/2017 от 10 января 2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь

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

ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)

Номер в ГРСИ РФ:
67085-17
Производитель / заявитель:
ООО "Энергометрология", г.Москва
Год регистрации:
2017
Похожие СИ
92460-24
92460-24
2024
Открытое акционерное общество "Минский механический завод имени С. И. Вавилова - управляющая компания холдинга "БелОМО" (ОАО "ММЗ имени С. И. Вавилова - управляющая компания холдинга "БелОМО"), Республика Беларусь
Срок действия реестра: 19.01.2027
93681-24
93681-24
2024
Общество с ограниченной ответственностью "Ланамедика" (ООО "Ланамедика"), г. Санкт-Петербург
Срок действия реестра: 02.11.2029
93682-24
93682-24
2024
Beijing Brighty Instrument Co., Ltd, Китай
Срок действия реестра: 02.11.2029
93683-24
93683-24
2024
Beijing Brighty Instrument Co., Ltd, Китай
Срок действия реестра: 02.11.2029
93684-24
93684-24
2024
Общество с ограниченной ответственностью "Диджитал Медикэл Оперейшнс" (ООО "ДМО"), г. Москва
Срок действия реестра: 02.11.2029
93685-24
93685-24
2024
Акционерное общество "Силд Эйр Каустик" (АО "Силд Эйр Каустик"), г. Волгоград
Срок действия реестра: 02.11.2029
93686-24
93686-24
2024
Shanghai Huace Navigation Technology Ltd, Китай
Срок действия реестра: 02.11.2029
93688-24
93688-24
2024
Techik Instrument (Shanghai) Co., Ltd, КНР
Срок действия реестра: 02.11.2029
93689-24
93689-24
2024
Qinghai Measuring & Cutting Tools Co., Ltd, КНР
Срок действия реестра: 02.11.2029
93693-24
93693-24
2024
Федеральное бюджетное учреждение "Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Омской области" (ФБУ "Омский ЦСМ"), г. Омск
Срок действия реестра: 02.11.2029