| Номер в госреестре | 89690-23 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Искитимцемент" |
| Изготовитель | Акционерное общество "Сибэнергоконтроль" (АО "Сибэнергоконтроль"), г. Кемерово |
| Год регистрации | 2023 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Искитимцемент» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени; сбора, обработки, хранения и передачи полученных результатов измерений коммерческому оператору оптового рынка, системному оператору и смежным субъектам ОРЭ. Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) (за исключением измерительных каналов №№ 18 и 19), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи - проводники и приборы, подключенные к измерительным обмоткам ТТ и ТН;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) с приемником сигналов ГЛОНАСС/GPS, средства приёма-передачи данных (модемы, каналообразующая аппаратура);
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений (сервер БД) с программным обеспечением (ПО) ПК «Энергосфера», технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура), удаленное автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации (ЭСО).
Основными функциями АИИС КУЭ являются:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- один раз в сутки и по запросу сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии со счетчиков (ИИК), с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах электроэнергии и журналов событий в базе данных сервера БД в течение 3,5 лет (для 30 минутных приращений энергии);
- резервирование баз данных на DVD-дисках;
- разграничение доступа посредством паролей к базам данных для разных групп пользователей, и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- конфигурирование параметров и настроек АИИС КУЭ;
- защита от несанкционированного доступа маркированием и пломбированием узлов системы;
- подготовку данных по результатам измерений в XML-формате для их передачи по электронной почте через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», АО «Новосибирскэнергосбыт», АО «РЭС», филиал АО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ;
- ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, УСПД, линии связи, ПК «Энергосфера») на сервере сбора и хранения данных уровня ИВК, УСПД и счетчиках;
- ведение системы единого времени.
Принцип действия:
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии.
Счетчики производят измерения и вычисления полученной активной и реактивной энергии и мощности. Интервал времени усреднения мощности для коммерческого учета установлен равным 30 минут. Счетчики автоматически записывают в память измеренные величины (активной и реактивной энергии), с интервалом усреднения 30 минут, на глубину не менее 45 суток (в соответствии с техническими требованиям АО «АТС» Приложение 11.1). В памяти счетчика хранятся два четырехканальных (актив/реактив, прием/отдача) независимых массива профиля мощности. Основные и вспомогательные величины, выбранные для отображения на жидкокристаллическом индикаторе и их последовательность, определяются при программировании счетчика. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация и журналы событий по счетчикам электрической энергии направляются на УСПД. В УСПД собранная информация консолидируется и далее по автоматическим запросам передается на сервер БД. Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения ПК «Энергосфера» на сервере БД. Просмотр полученной информации об электропотреблении по всем измерительным каналам (ИК) доступен на автоматизированном рабочем месте (АРМ).
С ИВК АИИС КУЭ данные передаются по выделенному каналу сети «Интернет» через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», АО «Новосибирскэнергосбыт», АО «РЭС», филиал АО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, УСПД, УССВ, сервера БД уровня ИВК), влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.
На уровне ИВКЭ СОЕВ организована с помощью подключенного к УСПД УССВ ЭНКС-2, которое имеет встроенный модуль синхронизации времени, работающей от сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS и обеспечивает автоматическую синхронизацию внутренних часов УСПД по протоколу синхронизации NTP с использованием сети Ethernet.
Не менее одного раза в сутки производится синхронизация времени сервера БД ИВК по времени УСПД при условии расхождения времени сервера БД и УСПД более чем на ±1 с (программируемый параметр).
Сравнение показаний часов счетчиков ИК и ИВКЭ осуществляется один раз в сутки при опросе счетчиков, синхронизация осуществляется при расхождении часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 с (программируемый параметр).
СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с/сут.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 35. Заводской номер указывается в формуляре-паспорте на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре-паспорте на АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (СПО) ПК «Энергосфера». Уровень защиты СПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимая часть СПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
| Но мер ИК | Наименование объекта | ТТ | ТН | Счетчик | Д С О У | В О о У | Сервер БД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.327 | ТЛШ 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 64182-16 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | 9 0 0- о о 30 -7 S -о g К. ^ fc Рч | 5 - 00 (N -С37 о ^ .г (U Рч | HPE ProLiant DL160 |
| 2 | ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.403 | ТЛШ 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 64182-16 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | |||
| 3 | ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.322 | ТОЛ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |||
| 4 | ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.405 | ТОЛ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |||
| 5 | ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.315 | ТОЛ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |||
| 6 | ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.412 | ТОЛ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. №36697-17 | |||
| 7 | РТП-3 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.17 | ТШЛ-0,66-УШ-2 300/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16 | НАЛИ-НТЗ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 70747-18 | ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 КТ 0,5S/1,0 Рег. №50460-18 | |||
| 8 | РТП-3 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.16 | ТШЛ-0,66-УШ-2 300/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16 | НАЛИ-НТЗ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 70747-18 | ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 КТ 0,5S/1,0 Рег. №50460-18 | |||
| 9 | ТП 6 кВ №10, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.28 | ТЛК 50/5, КТ 0,5 Рег. № 42683-09 | НАМИТ-10 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-97 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |||
| 10 | ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.9 | ТЛП-10 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-06 | НАМИ-10 6000/100, КТ 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 11 | ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.15 | ТЛП-10 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-06 | НАМИ-10 6000/100, КТ 0,2 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |||
| 12 | ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 1 с.ш. 3 кВ, яч.3 | ТЛП-10 3000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-06 | НИОЛ-СТ 3000:V3/100:V3, КТ 0,2 Рег. № 58722-14 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |||
| 13 | ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 1 с.ш. 3 кВ, яч.8 | ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 | НИОЛ-СТ 3000:V3/100:V3, КТ 0,2 Рег. № 58722-14 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |||
| 14 | ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 1 с.ш. 3 кВ, яч.10 | ТПОЛ 600/5, КТ 0,5S Рег. № 47958-16 | НИОЛ-СТ 3000:V3/100:V3, КТ 0,2 Рег. № 58722-14 | ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |||
| 15 | ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 2 с.ш. 3 кВ, яч.19 | ТЛП-10 3000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-06 | НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | 9 о 09 04 30 -7 S - О№ К. ^ fc Р | 5 ■ 8 (N О £ Н о ^ с е Р | HPE ProLiant DL160 |
| 16 | ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 2 с.ш. 3 кВ, яч.20 | ТПОЛ 600/5, КТ 0,5S Рег. № 47958-16 | НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 380-49 | ПСЧ-4ТМ.05МК. 00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |||
| 17 | ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 2 с.ш. 3 кВ, яч.25 | ТПЛ-10-М 400/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-03 | НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |||
| 18 | ПС 110 кВ «Искитимская», Ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТОП-0,66 200/5, КТ 0,5 Рег. № 15174-01 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |||
| 19 | ПС 110 кВ «Искитимская», Ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТОП-0,66 200/5, КТ 0,5 Рег. № 47959-11 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |||
| 20 | ТП 3 кВ №2, ЗРУ-3 кВ, 1 с.ш. 3 кВ, яч.5 | ТПОФ 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 518-50 | НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |||
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик; 2 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа; | |||||||
3 Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа;
4 Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);
5 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номера ИК | Вид | Г раницы основной | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5), % | Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ |
| электроэнергии | погрешности, | относительно | ||
| (±5), % | национальной шкалы времени UTC (SU), с | |||
| 1 - 6, 15 - 17 | Активная | 1,6 | 2,1 | |
| Реактивная | 2,9 | 3,5 | ||
| 7 - 9, 20 | Активная | 1,7 | 2,3 | |
| Реактивная | 3,0 | 3,8 | ||
| 10 - 12, 14 | Активная | 1,5 | 2,0 | ±5 |
| Реактивная | 2,9 | 3,4 | ||
| 13 | Активная | 1,7 | 2,2 | |
| Реактивная | 2,9 | 3,7 | ||
| 18 - 19 | Активная | 1,6 | 2,2 | |
| Реактивная | 2,9 | 3,7 | ||
| Примечания: | ||||
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая); | ||||
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, | ||||
| соответствующие вероятности Р | = 0,95; | |||
| 3 Погрешность | в рабочих условиях указана для ^S9 = 0,8 инд и температуры окружающего | |||
| воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °С | ||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 20 |
| Нормальные условия: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности ^S9 - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Г ц - коэффициент мощности ^S9 - температура окружающей среды для ТТ, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 49,6 до 50,4 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +50 |
| 1 | 2 |
| - температура окружающей среды для ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от -45 до +70 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М.01, ПСЧ-4ТМ.05М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Электросчетчик ПСЧ-4ТМ.05МК.00: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД ЭКОМ-3000: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| УССВ ЭНКС-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, более | 10 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование электрического питания 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.
Регистрация событий:
- в журнале событий электросчетчиков: параметрирования;
пропадания питания;
коррекции времени в электросчетчике с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- в журнале событий УСПД:
параметрирования;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
пропадания питания;
результатов самодиагностики;
попыток несанкционированного доступа;
коррекции времени в электросчетчиках и УСПД с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректированы электросчетчики или УСПД;
- в журнале событий сервера БД: изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения; факт и величина синхронизации (коррекции) времени; пропадание питания; замена счетчика;
полученные с уровня ИВКЭ «Журналы событий» счетчиков электроэнергии и УСПД. Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательных коробок;
УСПД;
УССВ; сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования электронной
подписи);
установка пароля на электросчетчиках; установка пароля УСПД; установка пароля на сервер БД.
наносится на титульный лист формуляра-паспорта АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛШ | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ | 12 |
| Трансформатор тока | ТШЛ-0,66-УШ-2 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛК | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 8 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 2 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОФ | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-НТЗ | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НИОЛ-СТ | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 8 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 4 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.01 | 5 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.09 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| У стройство синхронизации системного времени | ЭНКС-2 | 1 |
| Сервер БД | HPE ProLiant DL160 | 1 |
| Формуляр-паспорт | 07.2021.036-АУ.ФО-ПС | 1 |
| Руководство по эксплуатации | 07.2021.036-АУ.РЭ | 1 |
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Искитимцемент», аттестованном ФБУ «Кузбасский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310473.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
| Зарегистрировано поверок | 10 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
