Сведения о средстве измерений: 41122-09 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго"

Номер по Госреестру СИ: 41122-09
41122-09 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго"
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО «Иркутскэнерго» (г. Шелехов, Иркутской области) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), выработанной и потребленной за установленные интервалы времени Шелеховским участком Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5), а также автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов с поставщиками и потребителями электроэнергии и оперативного управления потреблением электроэнергией.

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 128984
ID в реестре СИ - 351384
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да

Модификации СИ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-И, -,

Производитель

Изготовитель - ЗАО "Ирмет"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Иркутск
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

FA_5 Стоимость поверки

Отчет предоставляет агрегированные данные о стоимости поверки средств измерений по регионам, городам и организациям. Данные о стоимости поверки берутся из открытых источников и периодически обновляются. В базе содержится более 700 тыс. записей.

В качестве поисковой фразы могут быть указаны: номер типа СИ из реестра АРШИНа, часть наименования типа СИ, город или наименование организации. Фраза должна состоять минимум из 5 символов.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Статистика

Кол-во поверок - 2
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 1
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№878 от 2015.07.24 О продлении срока действия свидетельств об утверждении типа средств измерений

№1605 от 2023.08.09 Об утверждении типов средств изменений

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель	ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений ЗАО "Ирмет"

№ в реестре cрок св-ва	Наименование СИ, обозначение, изголовитель	ОТ, МП	МПИ
24722-03	Система автоматизированная коммерческого учета электроэнергии, АСКУЭ ФОРЭМ ОАО "Иркутскэнерго" ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)		4 года
33399-06	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутскэнерго". Этап IV. Сальдо-перетоки, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)		4 года
36404-07	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Иркутскэнерго" (этап IV-сальдо-перетоки) (в части ПС Быстрая), Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)		4 года
36712-08	Комплекс измерительно-вычислительный, ИВК ГУЭП "Облкоммунэнерго" ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
38839-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) электрокотельных ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
38840-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутская энергосбытовая компания" ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39342-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-11 ОАО "Иркутскэнерго" Этап III. ТЭЦ-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39343-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго". Этап III. ТЭЦ-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39344-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Этап-IV-сальдо-перетоки ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39345-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго" Этап II. ГЭС-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39346-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Зиминской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго" Этап III. ТЭЦ-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39347-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Иркутской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго". Этап III. ТЭЦ-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39348-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Иркутской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго". Этап II. ГЭС-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
39349-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка №1 ТЭЦ-9 ОАО "Иркутскэнерго". Этап III ТЭЦ-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
41121-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка теплоисточников и тепловых сетей ТЭЦ-6 (ТЭЦ-7) ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
41122-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
41123-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-16 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
41124-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-12 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
41716-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Братские электрические сети", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
42732-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУЭП "Облкоммунэнерго" Ангарские электрические сети", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
44971-10	Система автоматизированная информационно-измерительная технического учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АЭХК", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
46030-10	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-10 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
46031-10	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУЭП "Облкоммунэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
47140-11	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АЭХК", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
52179-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
52180-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РУСАЛ Братский алюминиевый завод", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
54263-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ХК "Якутуголь", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
56000-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220/35 кВ "Тайшет-2 (Озерная)" ОАО "Иркутскэнерго" в части подключения ВЛ 500 кВ от ПС "Ангара" до ПС "Тайшет-2 (Озерная)", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
56001-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Богучанский алюминиевый завод", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
56443-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Иркутской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго". Этап III. ТЭЦ-генерация, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58968-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Иркутской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58972-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58973-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ново-Зиминской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58974-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-11 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58975-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58976-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-10 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58977-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-9 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58978-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58979-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58980-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) участка № 1 ТЭЦ-9 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58981-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220/35 кВ "Тайшет-2 (Озерная)" ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58982-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РУСАЛ Братск" (ОАО "РУСАЛ Братский алюминиевый завод"), Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
58983-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТЭЦ-6 ОАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ	4 года
60847-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутская Энергосбытовая компания" в части сальдо-перетоков электроэнергии, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ МП	4 года
61221-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутского авиационного завода - филиала ОАО "НПК "Иркут", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ МП	4 года
64329-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Усть-Илимской ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго", Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ МП	4 года
66676-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Иркутская Энергосбытовая компания" в части сальдо-перетоков электроэнергии, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ МП	4 года
66719-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Иркутскэнерго" Ново-Зиминская ТЭЦ, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ МП	4 года
66720-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Иркутскэнерго" Иркутская ТЭЦ-10, Нет данных ЗАО "Ирмет" (РОССИЯ г.Иркутск)	ОТ МП	4 года

OW_2 Дерево связей: владельцы СИ и поверители (за последние пол года)

Отчет Дерево связей позволяет получить информацию об организациях, оказывающих услуги поверки выбранному владельцу средств измерений.

Отчет выполнен в виде графа. Красной парной связью показаны связи между владельцем СИ и поверителями, серой парной связью показаны прочие клиенты поверителя.

В целях обеспечения актуальности информации и читаемости графа максимальное количество связей ограничено 50 (для владельца СИ и каждого из поверителей). Кроме того, связь отображается только в том случае, если количество поверок между владельцем и поверителем превышает 50 шт. за последние 6 месяцев.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

Наименование организации	Cтатус	Поверенные модификации	Кол-во поверок	Поверок в 2024 году	Первичных поверок	Периодических поверок	Извещений	Для юриков	Для юриков первичные	Для юриков периодические
ООО "МЕТРОСЕРВИС" (RA.RU.311269)		Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-И	1		0	0	0	0	0	0
ООО "ИРМЕТ" (RA.RU.312880)		-	1		1	0	0	0	0	0

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго" (Нет данных)

Организация, регион	Стоимость, руб	Средняя стоимость

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО «Иркутскэнерго».

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

ГОСТ Р 52425-2005 «Счетчики электрической реактивной энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 51841-2001 Программируемые контроллеры. Общие технические требования и методы испытаний

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».

Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО «Иркутскэнерго».

2) В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3) Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98^1 ,02)Г1ном; ток (1<-1,2)Ihom, coscp = 0,9 инд;
- температура окружающей среды (20±5)°С;

4) Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9^1,1 )U ном; ток (0,05-H,2)Ihom, coscp = 0,8 инд;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 до +45°С, для счетчиков от минус 40 до +50°С, для УСПД от минус 25 до +60°С;

5) Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6) Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.5 Примечаний)

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АПИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО «Иркутскэнерго». Методика поверки» МП 001-2009, утвержденной ВСФ ФГУП «ВНИИФТРИ» в июле 2009 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с документом: «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные типа АЛЬФА. Методика поверки» ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», 2004 г.;
- средства поверки комплексов аппаратно-программных средств на основе УСПД серии RTU-300 в соответствии с документом: «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», ДНЯМ 466453.005 ФГУП ВНИИМС, 2003 г.;
- средства измерений в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения

измерений электрической энергии и мощности АИИС КУЭ Шелеховского участка НовоИркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО «Иркутскэнерго» ФР_____________________;

- переносной инженерный пульт - ноутбук с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;
- Радиочасы МИР РЧ-01 (приемник, принимающий сигналы службы точного времени) (ГР № 27008-04);
- ПО «Альфа-Смарт» для настройки КАПС на основе УСПД RTU-325L, ПО «MeterCat» для конфигурации и опроса счетчиков и ПО AC LapTop - для ноутбука.

Межповерочный интервал - 4 года.

Заключение

Тип Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО «Иркутскэнерго» (единичное изделие) утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации.

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);
- 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;
- передачу в заинтересованные организации результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии к измерительно-вычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка аппаратных ключей, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО «Иркутскэнерго» включает в себя следующие уровни;

1-й уровень: измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р52323-2005 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ Р 524252005 для реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, размещенные на объектах и подстанциях (12 точек измерения).
2- й уровень: информационно-вычислительный компонент электроустановки (ИВКЭ) на базе комплекса аппаратно-программных средств (КАПС) на основе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, включающий технические средства приема-передачи данных, технические средства для разграничения доступа к информации.
3- й уровень: измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) располагается в центре сбора информации (ЦСИ) ОАО «Иркутскэнерго», включающий каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, систему обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии, на базе устройства синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ) и программное обеспечение.

Принцип действия АИИС КУЭ Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО «Иркутскэнерго»: первичные токи и напряжения в контролируемой линии передачи преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за период 0,02с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средние значения активной (реактивной) электрических мощностей вычисляются как средние значения данных мощностей при усреднении за 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков на объектах Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) по шине интерфейса RS-485 и далее через конвертор интерфейсов МОХА поступает по цифровому интерфейсу Ethernet на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов измерений в ИВК ОАО «Иркутскэнерго» (сервер БД). Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения в УСПД.

Сопряжение электросчетчиков и УСПД с корпоративной информационно-вычислительной сетью (КИВС) ОАО «Иркутскэнерго» осуществляется посредством Switch-коммутаторов, образуя основной канал передачи данных. Резервный канал образован при помощи GSM-модема подключенного к УСПД.

С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК) ОАО «Иркутскэнерго», где проводится контроль её достоверности. Сигналы содержат информацию о результатах измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств и объектов измерений (журналы событий УСПД и счетчиков электроэнергии) Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО «Иркутскэнерго». Временная задержка поступления информации не более 30 мин. По запросу возможно получение всей информации, хранящейся в базе данных АИИС. Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения «Альфа ЦЕНТР», которое функционирует на сервере ИВК.

В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД предусмотрен сбор информации непосредственно с электросчетчика, при помощи переносного инженерного пульта, с последующей выгрузкой собранной информации в базу данных ИВК ОАО «Иркутскэнерго», при этом возможна синхронизация времени электросчетчика со временем предварительно синхронизованного инженерного пульта.

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии (мощности) с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, расчет потерь электроэнергии, а также хранение и отображение информации. Для контроля и мониторинга работы системы по присоединениям Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО «Иркутскэнерго» предусмотрены автоматизированные рабочие места (персональный компьютер с принтером). По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется предусмотренная программным обеспечением обработка измерительной информации, ее формирование, оформление справочных и отчетных документов. Отчетные документы, содержащие информацию о результатах 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии и о состоянии средств и объектов измерений, передаются в вышестоящие организации и смежным энергосистемам по основному и резервному каналам связи.

АНИС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на основе устройства синхронизации системного времени (GPS-приемника сигналов точного времени), которое автоматически корректирует время ИВК. СОЕВ выполняет функцию синхронизации хода внутренних часов элементов системы на всех уровнях АНИС КУЭ с обеспечением перехода на "Зимнее" и "Летнее" время. Данная функция является централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней. На уровне ИВК ОАО «Иркутскэнерго» установлено первое УССВ на базе GPS-приёмника HVS-35. Настройка системного времени сервера БД ИВК ОАО «Иркутскэнерго» выполняется непосредственно от GPS-приёмника с помощью программного обеспечения AC Time, входящего в его комплект поставки, и синхронизирует время при расхождении более, чем на ±1с, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1с. Корректировка хода внутренних часов УСПД (ИВКЭ) осуществляется вторым устройством синхронизации системного времени (HVS-35), установленного в ИВКЭ, коррекция времени происходит в случае расхождения времени более чем на ±2с. Синхронизация времени в УСПД является функцией программного модуля -компонента внутреннего ПО УСПД. Ход внутренних часов счетчиков электрической энергии (уровень ИИК) синхронизируется со временем в УСПД (ИВКЭ) не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД при расхождении ±2 с, и реализуется программным модулем заводского ПО в счетчике. Возможна синхронизация времени счетчиков непосредственно от сервера ИВК ОАО «Иркутскэнерго». Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Комплектность АИИС КУЭ определена в проектной документации на систему и приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО «Иркутскэнерго»

№ Наименование		№Госреестра СИ РФ	Примечание
Основные технические компоненты
1	Технические средства учета электроэнергии и мощности
1.1	Измерительные трансформаторы тока
1.1.1	ТЛК-10	ГР №9143-06	КТ 0,5 (24 шт.)
1.2	Измерительные трансформаторы напряжения
1.2.1	ЗНОЛП-10	ГР № 23544-07	КТ 0,5 (9 шт.)
1.3	Счетчики электроэнергии трехфазные многофункциональные серии АЛЬФА
1.3.1	A1802RALQ-P4G-DW-4	ГР № 3 1857-06	КТ 0,2S (А) по ГОСТ Р52323-2005 и 0,5 (R) по ГОСТ Р 52425-2005 (5шт.)
1.3.2	A1802RLQ-P4G-DW-4	ГР № 3 1857-06	КТ 0,2S (А) по ГОСТ Р52323-2005 и 0,5 (R) по ГОСТ Р 52425-2005 (7шт.)
1.4	Комплекс аппаратно-программных средств
1.4.1	RTU-325L-E2-512-М2-В2	ГР№ 37288-08	сбор измерительной информации от счетчиков (1 шт.)
Вспомогательные технические компоненты
2	Средства вычислительной техники и связи
1.1	GSM-модем с блоком питания и антенной Siemens M-35s	-	1 шт.
1.2	Источник бесперебойного питания (ИБП) APS Smart UPS 1500	-	1 шт.
1.3	Преобразователь интерфейсов МОХА	-	1 шт.
1.4	Сервер базы данных	-	1 шт.
1.5	Коммутатор Switch Cisco Catalyst 2950	-	1 шт.
Программные компоненты
3	Программное обеспечение, установленное на компьютере типа IBM PC	ГР №20481-00	ПО Microsoft Windows 2000 Pro ПО «Альфа-Центр» ПО «Альфа-Смарт» для настройки КАПС на основе УСПД RTU 325L ПО «MeterCat» для конфигурации и опроса счетчиков ПО AC LapTop - для ноутбука
Эксплуатационная документация
4.1	Руководство пользователя АИИСКУЭ Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.

№	Наименование	№Госреестра СИ РФ	Примечание
4.2	Паспорт-формуляр АИИС КУЭ Шелеховского участка НовоИркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.3	Технологическая инструкция АИИС КУЭ Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.4	Инструкция по формированию и ведению базы данных АИИС КУЭ Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.5	Инструкция по эксплуатации АИИС КУЭ Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.6	Методика поверки АИИС КУЭ Шелеховского участка Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) ОАО "Иркутскэнерго"	-	1 экз.
4.7	Техническая документация на комплектующие изделия	-	1 комплект

Перечень и характеристики измерительно-информационных комплексов, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов, заводских номеров и классов точности средств измерений, входящих в состав ИИК, представлены в таблице 1.

Таблица 1 - - Перечень и характеристики измерительно-информационных комплексов (ИИК)

ИИК		Средство измерений		Ктт • Ктн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип
Шелеховский участок Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5)		УСПД	RTU-325L-E2-512-М2-В2 ГР № 37288-08 № 004297		Энергия активная, энергия реактивная, календарное время, интегрированная активная и реактивная мощность
1	ВЛ-1	тт КТ 0,5 К_тт= 1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР № 9143-06 Поверка 2006	тлк-ю Зав.№ 08689 (фаза А); Зав.№ 08670 (фаза С)	о о о о СО	Ток первичный, Ь

иик		Средство измерений		Крт' Кун	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип
		TH КТ 0,5 К_тн= 10000/100 Г'Р №23544-07 Поверка 2006	знолп-ю Зав.№ 11181		Напряжение первичное,Ui
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 1185646		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное.1Г Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
2	ТСН-24	ТТ КТ 0,5 К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР №9143-06 Поверка 2006	ТЛК-10 Зав.№ 08671 (фаза А); Зав.№ 08672 (фаза С)	12000	Ток первичный, h
		TH КТ 0,5 К _тн= Ю000/100 ГР № 23544-07 Поверка 2006	знолп-ю Зав.№ 11181		Напряжение первичное,Ui
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RLQ-P4G-DW-4 Зав.№ 1185579		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
3	ТГ-1	ТТ КТ 0,5 К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР №9143-06 Поверка 2006	ТЛК-10 Зав.№ 08673 (фаза А); Зав.№ 08674 (фаза С)	12000	Ток первичный, 1\|
		ГН КТ 0.5 К_тн= 10000/100 ГР № 23544-07 Поверка 2006	ЗНОЛП-Ю Зав.№ 11181		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0.2S (А) 0,5 (R) К_сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	AI802RALQ-P4G- DW-4 Зав.№ 1185640		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
4	ТСН-21	ТТ КТ 0,5 К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР №9143-06 Поверка 2006	ТЛК-10 Зав.№ 08675 (фаза А); Зав.№ 08676 (фаза С)	12000	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн= 10000/100 ГР № 23544-07 Поверка 2006	ЗНОЛП-Ю Зав.№ 11181		Напряжение первичное,Ui

иик		Средство измерений		К-п' К_Тн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RLQ-P4G-DW-4 Зав.№ 1185584		Ток вторичный, \|₂Напряжение вторичное,Ю Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
5	ТСН-31 рез.	ТТ КТ 0,5 К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР №9143-06 Поверка 2006	ТЛК-10 Зав.№ 08677 (фаза А); Зав.№ 08678 (фаза С)	о о о сч	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн=10000/100 ГР № 23544-07 Поверка 2006	ЗНОЛП-Ю Зав.№ 11181		Напряжение первичное,Г1\|
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч=1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RLQ-P4G-DW-4 Зав.№ 1185592		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
6	ТГ-2	ТТ КТ 0,5 К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР №9143-06 Поверка 2006	ТЛК-10 Зав.№ 08679 (фаза А); Зав.№ 0868 (фаза С)	о о о сч	Ток первичный, Г
		TH КТ 0,5 К_тн= 10000/100 ГР № 23544-07 Поверка 2006	ЗНОЛП-Ю Зав.№ 11182		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_гч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 1185626		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U, Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
7	ТСН-20	ТТ КТ 0,5 К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР №9143-06 Поверка 2006	ТЛК-10 Зав.№ 08681 (фаза А); Зав.№ 08682 (фаза С)	о о о сч	Ток первичный, Г
7	ТСН-20	TH КТ 0,5 К_тн= 10000/100 ГР № 23544-07 Поверка 2006	ЗНОЛП-Ю Зав.№ 11182	о о о сч	Напряжение первичное,U,

иик		Средство измерений		Ктт'Кгн	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) Кеч ⁼1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RLQ-P4G-DW-4 Зав.№ 1185602		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U, Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
8	ТСН-22	ТТ КТ 0,5 К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР №9143-06 Поверка 2006	тлк-ю Зав.№ 08683 (фаза А); Зав.№ 08684 (фаза С)	о о о сч	Ток первичный, I,
		TH КТ 0.5 К_тн=10000/100 ГР № 23544-07 Поверка 2006	ЗНОЛП-Ю Зав.№ 11186		Напряжение первичное,Ui
		Счетчик КТ 0,2S (Л) 0,5 (R) К_Сч ⁼ 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RLQ-P4G-DW-4 Зав.№ 1185553		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
9	ТГ-3	ТТ КТ 0,5 К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР №9143-06 Поверка 2006	ТЛК-10 Зав.№ 08685 (фаза А); Зав.№ 08686 (фаза С)	о о о сч	Ток первичный, 1,
		TH КТ 0,5 К тн-10000/100 ГР №23544-07 Поверка 2006	ЗНОЛП-Ю Зав.№ 11186		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР № 31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G-DW-4 Зав.№ 1185689		Ток вторичный, \|₂Напряжение вторичное,U₂Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
10	ТСН-23	ТТ КТ 0,5 К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР №9143-06 Поверка 2006	ТЛК-10 Зав.№ 08687 (фаза А); Зав.№ 08688 (фаза С)	о о о гч	Ток первичный, Г
10	ТСН-23	TH КТ 0.5 К_тн= ЮООО/100 ГР №23544-07 Поверка 2006	ЗНОЛП-Ю Зав.№ 11186	о о о гч	Напряжение первичное,Г1\|

ИИК		Средство измерений		К_тт- Кун	Наименование измеряемой величины
код точки измерений	Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности, коэффициент передачи	Обозначение, тип		Наименование измеряемой величины
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_Сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RLQ-P4G-DW-4 Зав.№ 1185574		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
11	ТСН-32 рез.	ТТ КТ 0,5 К_тт=600/5 ГОСТ 7746-01 ГР№ 9143-06 1 (оверка 2006	ТЛК-10 Зав.№ 08690 (фаза А); Зав.№ 08691 (фаза С)	о о о ГД	Ток первичный. Г
		TH КТ 0,5 К_тн= 10000/100 ГР № 23544-07 Поверка 2006	ЗНОЛП-Ю Зав.№ 11186		Напряжение первичное,U,
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч = 1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RLQ-P4G- DW-4 Зав.№ 1185593		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота
12	ВЛ-3	ТТ КТ 0,5 К_тт= 1500/5 ГОСТ 7746-01 ГР №9143-06 Гос. поверка 2006	ТЛК-10 Зав.№ 08692 (фаза А); Зав.№ 08693 (фаза С)	о о о о С*“)	Ток первичный. 1<
		TH КТ 0,5 К_тн= 10000/100 ГР № 23544-07 Поверка 2006	ЗНОЛГ1-Ю Зав.№ 11186		Напряжение первичное,U\|
		Счетчик КТ 0,2S (А) 0,5 (R) К_сч=1 ГОСТ Р 52323-05 ГОСТ Р 52425-05 ГР №31857-06 Поверка 2008 г.	A1802RALQ-P4G- DW-4 Зав.№ 1185655		Ток вторичный, 1₂Напряжение вторичное,U₂ Календарное время Энергия активная Энергия реактивная Мощность активная Мощность реактивная Коэффициент мощности Частота

Примечания:

1) Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном «Ростехрегулирование» и ОАО «Иркутскэнерго» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

1. Надежность применяемых в системе компонентов:

-ИИК:

—электросчётчики Альфа А1800 (параметры надежности: То не менее 120000час; te не более 5 суток);

- ИВКЭ:
- КАПС на основе УСПД RTU-325L (параметры надежности То не менее 40000 час; te не более 24 час);
- ИВК:

- Сервер БД, коммутатор (параметры надежности Кг не менее 0,99; te не более 1 час);

- СОЕВ (Кг не менее 0,95; te не более 168 час).

Надежность системных решений:

- резервирование питания:
- УСПД с помощью ИБП;
- счетчиков с помощью дополнительного питания;
- резервирование каналов связи:
- ИИК-ИВКЭ: резервный канал связи - резервные жилы кабеля интерфейса RS-485;

— ИВКЭ-ИВК: Резервный канал связи - GSM-модем;

- резервирование информации:
- наличие резервных баз данных;
- наличие перезагрузки и средств контроля зависания;
- резервирование сервера;
- диагностика:
- в журналах событий фиксируются факты:

-журнал счётчика:

- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- ручного сброса мощности;
- включение и выключение режима ТЕСТ;
- журнал УСПД:
- изменения ПО и перепараметрирования;
- даты начала регистрации измерений;
- пропадания напряжения;
- потери и восстановление связи со счетчиками;
- программных и аппаратных перезапусков;
- коррекции времени в УСПД и каждом счетчике;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ:
- удаленный доступ:
- возможность съема информации со счетчика автономным способом;
- визуальный контроль информации на счетчике;

Организационные решения:

- наличие ЗИП;
- наличие эксплуатационной документации.

2. Защищённость применяемых компонентов:

- наличие аппаратной защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: -ИИК:

- электросчётчика;

- вторичных цепей:

- испытательных коробок;

- ИВКЭ:

- УСПД;

-ИВК:

- сервера;
- наличие защиты на программном уровне:
- информации:
- использование электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений;
- при параметрировании:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер;
- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС.

3. Возможность проведения измерений следующих величин:

- приращение активной электроэнергии (функция автоматизирована);
- приращение реактивной электроэнергии (функция автоматизирована);
- время и интервалы времени (функция автоматизирована);
- среднеинтервальная активная и реактивная мощности (функция автоматизирована).

4. Возможность коррекции времени в:

- ИИК (электросчетчиках) (функция автоматизирована);
- ИВКЭ (УСПД) (функция автоматизирована);
- ИВК (сервер БД) (функция автоматизирована).

5. Возможность сбора информации:

- результатов измерения (функция автоматизирована);
- состояния объектов и средств измерения (функция автоматизирована).

6. Цикличность:

- измерений:
- 30 минутные приращения (функция автоматизирована);
- сбора:
- 30 минут (функция автоматизирована);
- 1 раз в сутки (функция автоматизирована).

7. Возможность предоставления информации (функция автоматизирована) в

заинтересованные и энергоснабжающую организации:

- о результатах измерения;
- о состоянии объектов и средств измерений.

8. Глубина хранения информации (профиля):

- ИИК электросчетчик Альфа А1800 имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована) на глубину 30 лет;
- ИВКЭ - УСПД RTU-325L - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу не менее 15 суток и электропотребление за месяц по каждому каналу - 18 месяцев, сохранение информации при отключении питания -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);
- ИВК - сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств и объектов измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

9. Синхронизация времени производится от сервера ИВК ОАО «Иркутскэнерго» при помощи устройства синхронизации системного времени во время одного из сеансов связи (функция автоматизирована):

- корректировка времени в момент синхронизации осуществляется центральным сервером АИИС автоматически при обнаружении рассогласования времени УССВ и сервера АИИС ±1с. Таким образом, среднесуточная погрешность времени сервера составляет не более ±5 с;

- разность показаний часов всех компонентов системы (пределы допускаемой основной погрешности синхронизации времени) составляет не более ±5 с.

Таблица 2 - Допустимые, нормальные и фактические условия выполнения измерений

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
	Наименование присоединения	Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД на СИ	Фактические за учетный период
Шелеховский участок Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5)
1	ВЛ-1	Ток	тт	1500/5 А	(5-120)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 В	(80-120)% Ином	(90-110)% Ином
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Ином	(90-1 I0)%Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	Не менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	40% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99.8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(I5...25)°C
2	ТСН-24	Ток	ТТ	600/5 А	(5-120)%1 ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)%1 ном	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 В	(80-120)% Ином	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Ином	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0.8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	40% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99.8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТ и TH	20 °C	(-60...45) °C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(15,..25)°C
			УСПД	20 °C	(-25,..60)°C	(15...25)°C
3	ТГ-1	Ток	ТТ	600/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Ином	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0.8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	40% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15,..25)°C

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
	Наименование присоединения	Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД на СИ	Фактические за учетный период
4	ТСН-21	Ток	тт	600/5 А	(5-120)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 В	(80-120)% ином	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% ином	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	Не менее 0,5 инд.	0,8 0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	40% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25)°C
5	ТСН-31 рез.	Гок	ТТ	600/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Гок	Счетчик	5 А	(1-150)% 1 hom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 в	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 %(ПУЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	40% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25)°C
6	ТГ-2	Ток	ТТ	600/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 %(ПУЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	40% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(2О±5) °C	(-40... 65) °C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C
7	ТСН-20	Ток	ТТ	600/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0.25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	40% Shom

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
		Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД на СИ	Фактические за учетный период
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45)°С	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65)°С	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25)°C
8	ТСН-22	Ток	ТТ	600/5 А	(5-120)% 1ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% I ном	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0.5 инд.	Не менее 0,5 инд.	0.8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (Г1УЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	40% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40...40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-4O...65)°C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25)°C
9	ТГ-3	Ток	ТТ	600/5 А	(5-120)% 1 ном	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25%(ПУЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	40% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5)°C	(-40...65)°C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C
10	ТСН-23	Ток	ТТ	600/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0.8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	40% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65)°C	(15...25) °C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C
11	ТСН-32 рез.	Ток	ТТ	600/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom

№№ точки измерения	Объект	Влияющие факторы
	Наименование присоединения	Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Предельные по НД на СИ
		Наименование параметров объекта учета, влияющих величин		Нормальные ( номин.) значения влияющих факторов	Допускаемые по НД на СИ	Фактические за учетный период
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	Не менее 0,5 инд.	0,8-0,95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	тт	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	40% Shom
		Частота	ТТ и TH	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-6O...45)°C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(15,..25)°C
			УСПД	20 °C	(-25... 60) °C	(15...25) °C
12	ВЛ-З	Ток	ТТ	1500/5 А	(5-120)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Ток	Счетчик	5 А	(1-150)% Ihom	(5-70)% Ihom
		Напряжение	TH	10000/100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Напряжение	Счетчик	3x100 В	(80-120)% Uhom	(90-110)% Uhom
		Коэффициент мощности		Не менее 0,5 инд.	He менее 0,5 инд.	0,8-4),95 инд..
		Потери напряжения		Не более 0,25 %	0,25 % (ПУЭ)	0,25 %
		Вторичная нагрузка	ТТ	(40-100)% Shom	(40-100)% Shom	50% Shom
		Вторичная нагрузка	TH	(25-100)% Shom	(25-100)% Shom	40% Shom
		Частота	ТТиТН	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			Счетчик	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
			УСПД	50 Гц	(95-105)% Fhom	(99,8-100)% Fhom
		Температура окружающей среды	ТТиТН	20 °C	(-60...45) °C	(-40... 40) °C
			Счетчик	(20±5) °C	(-40...65) °C	(15...25)°C
			УСПД	20 °C	(-25...60) °C	(15...25)°C

Таблица 3 - Приписанные значения характеристик погрешности измерений ПИК в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов

№№ ИИК	Активная электроэнергия и мощность
	Класс точности			Знач. COS(/?	$2%Р, [ %] для диапазона WP2%—WРюм^< И⁷Р5%		3s%p, [ %] для диапазона wР5%^'Ртм^< И⁷1’20%		S₂o%p, [ %] для диапазона Р20%^ГРиы^< Wpioo%		8/00%!’, [ %] для диапазона Wpi()()%<Wpu_Ui< Wpi20%
	тт	TH	Сч.
1-12	0,5	0,5	0,2S	1,0	не нормируется		1,9		1,2		1,0
				0,9	не нормируется		2,3		1,4		1,2
				0,8	не нормируется		2,9		1,7		1,4
№№ ИИК	Реактивная электроэнергия и мощность
	Класс точности			Знач. cos^sin^		&2%<у> [ %] для диапазона		[ ^0/°1 для диапазона О⁷И⁷у,_ш, < И⁷(J2O%		дго'щь [ %] для диапазона О⁷Q20%^< И⁷yuMi^W⁷(2100%	[ °/о] для диапазона О⁷И⁷(J/20%
	тт	TH	Сч.
1-12	0,5	0,5	0,2S	0,9/0,44		не нормируется		6,4		3,6	2,8
				0,8/0,6		не нормируется		4,5		2,7	2,2

Примечания:

1. Границы интервала относительной погрешности измерительных каналов приведены с вероятностью Р=0,95 в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов.
2. В Табл. 3 приняты следующие обозначения:

Wp₂% (Wq2<%) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);

Wps% (Wqs%) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;

Wi>2o % (Wq2o%) ~ значение электроэнергии при 20°/о-ной нагрузке;

^рюо% (№(роо%) - значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);

Wp/20%, (Wyuov) - значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

Техническая поддержка

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

FA_5 Стоимость поверки

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Все средства измерений ЗАО "Ирмет"

OW_2 Дерево связей: владельцы СИ и поверители (за последние пол года)

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Заключение

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель

Техническая поддержка

Добро пожаловать !

Found 17 results

Users

Erwin Brown

Jacob Deo

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

FA_5 Стоимость поверки

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Все средства измерений ЗАО "Ирмет"

OW_2 Дерево связей: владельцы СИ и поверители (за последние пол года)

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Заключение

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель