Untitled document

Приложение к свидетельству № 51099

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Кубаньэнергосбыт»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Кубаньэнергосбыт» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназна-

чена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также сбора, обработки, хране-

ния,формированияотчетныхдокументовипередачиинформациивОАО «АТС»,

ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регла-

мента.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную

систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Имерительные каналы (ИК), АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-ый уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя

измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),

многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тек-

сту – счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи дан-

ных.

2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (далее – УСПД);

3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух цен-

тров сбора и обработки информации – ИВК АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнерго» и ИВК АИИС

КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт».

ИВК АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнерго» включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№

121), устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2, каналообразую-

щую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспе-

чение (ПО) «Пирамида 2000».

ИВК АИИС

КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт» включает в себя сервер сбора данных HP

ProLiant DL180 G6 (470065-507),

устройство синхронизации времени на базе

GPS-приемника

типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала

(АРМ) и ПО «Альфа ЦЕНТР».

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (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);

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о

состоянии средств измерений 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;

Лист № 2

Всего листов 9

передача результатов измерений в заинтересованные организации;

- 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).

Принцип действия.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-

маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-

пают 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 актив-

ной 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 зна-

чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным каналам связи поступает на вхо-

ды УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициен-

тов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, отображе-

ние и передача накопленных данных на верхний уровень системы.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на ИВК «ИКМ-

Пирамида», установленную в ЦСОИ ОАО «Кубаньэнерго», по сотовым каналам связи стандар-та

GSM (в ИК № 3) и по выделенным каналам связи (в ИК № 1, 2, 4), где и хранятся обработан-ные

результаты измерений.

Из ИВК «ИКМ-Пирамида» информация о результатах измерений активной и реактив-

ной электроэнергии и «журналы событий» в формате XML 80020 по электронной почте посту-

пает на сервер сбора, установленный в ЦСОИ «Кубаньэнергосбыт», где импортируется в базу

данных. В базе данных сервера происходит дальнейшее хранение данных.

Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии осу-

ществляется посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), созданную на основе

устройств синхронизации времени УСВ-2, подключенных к ИВК «ИКМ-Пирамида» и серверу

сбора данных АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт». В состав устройства синхронизации вре-

мени УСВ-2 входит приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы по-

зиционирования (GPS). Ход часов УСВ-2 не более

0,35 с/сут. ИВК «ИКМ-Пирамида» перио-

дически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-2, установленным в ЦСОИ ОАО

«Кубаньэнерго»

Сличение

часов ИВК «ИКМ-Пирамида» с

часами УСВ-2 осуществляется не

реже чем

1 раз в час, коррекция часов

осуществляется независимо от наличия

расхождений.

Сравнение показаний часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит с цикличностью один

раз в час. Синхронизация часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется при расхож-

дении показаний часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» ±2 с. Сличение шкалы времени счетчи-

ков со щкалой времени УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30

минут). Корректировка шкалы времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с

временем УСПД ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Лист № 3

Всего листов 9

Сервер сбора данных периодически сравнивает свое системное время со временем в

УСВ-2, установленным в ЦСОИ ОАО «Кубаньэнергосбыт»

Сличение часов сервера с часами

УСВ-2 осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от

наличия расхождений.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт» используется ПО «Пирамида 2000» и ПО

«Альфа ЦЕНТР», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО

обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.

Средством

защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое про-

граммными средствами ПО.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в ИВК

АИИС КУЭ

Наименова-

ниепро-

граммного

обеспечения

Наименование программного модуля

(идентификационное наименование

программного обеспечения)

Наименование

файла

ритм

вычисле-

нияциф-

рового

НомерЦифровой идентифи-

Алго-

версиикатор программного

программ- обеспечения (контроль-

ного обес- ная сумма исполняемого

печениякода)

иденти-

фикато-

456

Модуль вычисления значений энергии

и мощности погруппам точек учета

CalcClients.dll3

e55712d0b1b219065d63d

a949114dae4

Модуль расчета небаланса энер-

гии/мощности

CalcLeakage.dll3

b1959ff70be1eb17c83f7b

0f6d4a132f

Модуль вычисления значений энергии

потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll3

d79874d10fc2b156a0fdc2

7e1ca480ac

Metrology.dll3

52e28d7b608799bb3ccea4

1b548d2c83

ParseBin.dll3

6f557f885b737261328cd7

7805bd1ba7

Модуль обработки значений физиче-

ских величин, передаваемых по прото-

колам семейства МЭК

ParseIEC.dll3

48e73a9283d1e66494521f

63d00b0d9f

Модуль обработки значений физиче-

ских величин, передаваемых по прото-

колу Modbus

ParseModbus.dll3

c391d64271acf4055bb2a4

d3fe1f8f48

Общий модуль, содержащий функции,

ПО «Пира-

используемые при вычислениях раз-

ми-

личных значений и проверке точности

да 2000.

вычислений

Сервер»

Модуль обработки значений физиче-

ских величин, передаваемых в бинар-

номпротоколе

20.02/2010/С

-6144

Модуль обработки значений физиче-

ских величин, передаваемых по прото-

колу Пирамида

ParsePiramida.dll3

ecf532935ca1a3fd321504

9af1fd979f

MD5

Лист № 4

Всего листов 9

Окончание таблицы 1

SynchroNSI.dll3

ПО «Пира-

ми-

да 2000.

Сервер»

20.02/2010/С

-6144

Модуль формирования расчетных

схем и контроля целостности данных

нормативно-справочной информации

Модуль расчета величины рассинхро-

низации и значений коррекции време-

ни

VerifyTime.dll3

530d9b0126f7cdc23ecd81

4c4eb7ca09

MD5

1ea5429b261fb0e2884f5b

356a1d1e75

ПО Альфа-

ЦЕНТР

Библиотека метрологически значимой

части

ac_metrology.dll12.01

3E736B7F380863F44CC8

E6F7BD211C54

ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной докумен-

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

«ВНИИМС».

ПО «АльфаЦентр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документа-

ции, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 года, выданное ФГУП

«ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, по-

лучаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от

счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы

допускаемых относительных погрешностей

по активной и реактивной элек-

троэнергии, а также для

разных временных (тарифных) зон не

зависят от

способов

передачи

измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-

ков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические характе-

ристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные

таблице 2, нормированы с учетом

ПО.

Уровень защиты программного обеспечения

АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт» от

непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт»

приведен в таблице 2.

МетрологическиехарактеристикиизмерительныхканаловАИИСКУЭОАО

«Кубаньэнергосбыт» приведены в таблице 3.

№ ИК

Наименование

ИК

Вид элек-

троэнергии

ПС-110/35/10

кВ

«Забайкалов-

ская»

ТФНД-110М

А № 1452

В №1508

С № 1545

Коэфф. тр. 400/5

Кл.т. 0,5

НКФ-110-57У1

А № 1042474

В № 1042400

С № 1042477

Коэфф. тр.

110000/√3:100/√3

Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03.01

Зав. №

11040019

Кл.т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

Зав.№ 01093

Активная

Реактив-

ная

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭОАО

«Кубаньэнергосбыт»

Состав

1-го и 2-го уровня измерительных каналов

Счетчик элек-

гии

пряженияУСПД

Трансформатор тока

Трансформатор на-

трической энер-

(

ИВ

КЭ)

Лист № 5

Всего листов 9

СЭТ-

4ТМ.03.01

Зав. №

0104085590

Кл.т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

Зав.№ 01090

Активная

Реактив-

ная

ТВК-10

А № 13423

С № 24583

Коэфф. тр. 50/5

Кл.т. 0,5

НТМИ-10

№ 75

Коэфф. тр.

10000/100

Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03.01

Зав. №

0108078512

Кл.т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

Зав.№ 03866

Активная

Реактив-

ная

ТФЗМ-110Б-1У1

А № 24619

В № 11292

С № 24550

Коэфф. тр. 300/5

Кл.т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03.01

Зав. №

0107076181

Кл.т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

Зав.№ 01092

Активная

Реактив-

ная

Продолжение таблицы 2

34567

НПС» ОРУ-

А № 46383

ПС-110/10 кВ

ТФЗМ-110Б-1У1

«Успенская

С № 46288

110кВ 1 с.ш.

Коэфф. тр. 600/5

Кл.т. 0,5

НКФ-110-57У1

А № 1107379

В № 1107365

С № 15534

Коэфф. тр.

110000/√3:100/√3

Кл.т. 0,5

ПС 35/10кВ

3«Маломино»

РУ-10 кВ

ПС-110/10кВ

«Псебай»,

4 ВЛ-110 кВ

ОРУ 110 кВ,

2 с.ш.

НКФ-110-57У1

А № 23290

В № 5850

С № 21561

Коэфф. тр.

110000/√3:100/√3

Кл.т. 0,5

1 - 4

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

5 %

20 %

100 %

Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО

«Кубаньэнергосбыт»

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК

АИИС КУЭ (измерение активной электрической энергии

Номер ИКcosφ

в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ)

5 %

изм

< I

20 %

1,0±2,2

0,9±2,7

0,8±3,2

0,7±3,8

0,5±5,6

20 %

изм

< I

100 %

±1,7

±2,0

±2,2

±2,4

±3,3

100 %

изм

120 %

±1,6

±1,8

±1,9

±2,1

±2,6

5 %

20 %

100 %

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК

АИИС КУЭ (измерение реактивной электрической энер-

Номер ИКcosφ

гии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ)

0,9

1 - 40,8

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,7

0,5

5 %

изм

< I

20 %

±6,8

±4,9

±4,1

±3,3

20 %

изм

< I

100 %

±3,9

±3,0

±2,6

±2,3

100 %

изм

120 %

±3,1

±2,5

±2,3

±2,1

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и сред-

ней мощности (30 мин.).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответ-

ствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

Лист № 6

Всего листов 9

напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;

сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos

=0,9 инд;

температура окружающей среды: от 5 до 25

С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном,

сила тока от 0,05 Iном до 1,2 Iном для ИК №№ ’1 - 4

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 55

С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;.

для УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» и сервера от плюс 15 до плюс 30

С.

5. Таблице 3 погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в

месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5°С до 40°С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001,

счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425-

2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на

аналогичные(см.п.6Примечания)утвержденныхтиповсметрологическими

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.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее

90000 часов;

УСПД СИКОН С70 – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов

ИВК «ИКМ-Пирамида» – среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:

для счетчика Тв ≤ 2 часа;

для УСПД Тв ≤ 2 часа;

для ИВК «ИКМ-Пирамида» Тв ≤ 1 час;

для УСВ-2 ≤ 2 часа;

для компьютера АРМ 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 механиче-

скими пломбами;

наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает иденти-

фикацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

фактов параметрирования счетчика;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции времени.

Наличие фиксации в журнале событий в УСПД следующих событий:

Лист № 7

Всего листов 9

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и УСПД;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

ИВК «ИКМ-Пирамида» (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчики электроэнергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлени-

ях – не менее 35 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-

дому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток;

при отключении питания – не менее 5 лет;

ИВК – хранение

результатов измерений

и информации о состоянии средств измере-

ний – не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации

АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Наименование

Тип

1 Трансформатор тока

ТФНД-110М (Госреестр № 2793-71)

2 Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-1У1 (Госреестр № 2793-88)

3 Трансформатор тока

ТВК-10 (Госреестр № 8913-82)

4 Трансформатор напряжения

НКФ-110-57У1 (Госреестр № 14205-05)

5 Трансформатор напряжения

НТМИ-10 (Госреестр № 831-53)

6 Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03.01 (Госреестр № 27524-04)

7 ИВК

8 Сервер сбора данных

HP ProLiant DL180 G6 (470065-507)

УСВ -2 (Госреестр № 41681-10)

10 УСПД

11 ПО

«Пирамида 2000»

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Кол-во,

шт.

ИВК «ИКМ-Пирамида» (Госреестр №

45270-10)

9 Устройство синхронизации време-

ни

Контроллер СИКОН С70 (Госреестр №

28822-05)

Лист № 8

Всего листов 9

13 Методика поверки

14 Паспорт – формуляр

Продолжение таблицы 4

12 ПО«Альфа ЦЕНТР»

МП 1565/446-20131

ВЛСТ 891.00.000 ФО1

Поверка

осуществляется по документу МП 1565/446-2013 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО

«Кубаньэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в

феврале 2013 года.

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 счётчиков СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласован-

ной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г.

для УСПД СИКОН С70 – по документу « Контроллер сетевой индустриальный СИКОН

С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в

2005 г;

ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно-вычислительные

«ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП

«ВНИИМС» в 2010 г.;

для УСВ-1 – по документу «ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённому ФГУП ВНИИФТРИ

в 2004 г.

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04).

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы

со счетчиками

системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деле-

ния 1°С.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: Методика измерений количества электри-

ческойэнергии(мощности)сиспользованиемавтоматизированнойинформационно-

измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «Кубаньэнер-

госбыт» (по точкам поставки в сечениях с ОАО «Ставропольэнергосбыт» и ОАО «Карачаево-

Черкесскэнерго») для оптового рынка электроэнергии (АИИС КУЭ ОАО «Кубаньэнергосбыт»

(по точкам поставки в сечениях с ОАО «Ставропольэнергосбыт» и ОАО «Карачаево-

Черкесскэнерго»)). ВЛСТ 890.00.000 МИ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО «Кубань-

энергосбыт»

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения.

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-

нические условия.

Лист № 9

Всего листов 9

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения

электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности

0,2S и 0,5S.

7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ЗАО ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИРМА «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»

Адрес (юридический): 600026, г. Владимир, ул. Лакина, 8

Телефон: (4922) 33-93-68

Испытательный центр

Федеральное

бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,

метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).

Аттестат аккредитации № 30010-10 от 15.03.2010 года.

Адрес : 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Тел.(495) 544-00-00, 668-27-40, (499) 129-19-11

Заместитель

Руководителя Федерального агент-

ства по техническому регулирова-

нию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.«____» ____________2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru