Системы информационно-измерительные ТОК
Номер в ГРСИ РФ: | 19040-06 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "СКБ Амрита", г.Пенза |
19040-06: Описание типа СИ | Скачать | 433.9 КБ |
Для измерений количества электрической энергии и мощности, времени и интервалов времени. Область применения: организация учета электрической энергии и мощности.В 2008 г. изменено Описание типа (НТК 14д2 от 25.12.08 п.491).
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 19040-06 |
Наименование | Системы информационно-измерительные |
Модель | ТОК |
Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261 и АГУР.411711.010 ТУ |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
Страна-производитель | Россия |
Примечание | Взамен № 19040-01. Заменен в 2011 г. на 19040-11 |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ Пензенского ЦСМ |
Адрес центра | 440028, г.Пенза, ул.Комсомольская, д.20 |
Руководитель центра | Катышкин Юрий Григорьевич |
Телефон | (8*841*2) 62-02-63 |
Факс | 49-82-63 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | 01.04.2011 |
Номер сертификата | 23551 аннул |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | С |
Дата протокола | Приказ 2858 от 15.06.11 п.5514д2 от 25.12.08 п.49105 от 30.03.06 п.134 |
Производитель / Заявитель
ООО "СКБ Амрита", г.Пенза
Россия
440600, ул.Гладкова, 6, тел.(841-2) 54-42-74, 52-50-11, факс 54-42-70; 440028, ул.Комсомольская, д.20, Тел./факс: (8412) 49-82-65, E-mail: pcsm@sura.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | АГУР.411711.010 ПМ |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 32 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 32 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
19040-06: Описание типа СИ | Скачать | 433.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Системы информационно-измерительные «ТОК» (в дальнейшем - ИИС «ТОК») предназначены для измерений количества электрической энергии и мощности, времени и интервалов времени.
Область применения: организация учета электрической энергии и мощности.
Описание
ИИС «ТОК» представляют собой многоуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений, компонуемую на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией из технических средств, выпускаемых ООО «СКВ Амрита» и другими изготовителями технических средств, которая применяется как законченная система непосредственно на объекте эксплуатации. ИИС «ТОК» может включать в себя все или некоторые из компонентов, перечисленных в разделе «Комплектность». В ИИС «ТОК» может входить несколько компонентов одного наименования. Конкретный состав и конфигурация системы определяется ее проектной и эксплуатационной документацией.
ИИС «ТОК», как правило, состоит из трех функциональных уровней:
1) Уровень измерительно-информационного комплекса (ИИК), выполняющий функцию автоматического проведения измерений в точке измерений и включающий в себя следующие средства измерений:
—измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности от 0,2S до 1,0, с номинальным первичным током IiH0M, А: 1; 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 80; 100; 150; 200; 300; 400; 500; 600; 750; 800; 1000; 1200; 1500; 2000; 3000; 4000;5000; 6000; 8000; 10000; 12000; 14000; 16000; 18000;20000; 25000; 28000; 30000; 32000; 35000; 40000 и номинальным вторичным током 12ном, А: 1; 2; 5.;
-измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности от 0,2 до 1, 0 с номинальным напряжением первичной обмотки UiH0M, кВ: 3; 3,15; ЗЛ/З; 3,3/>/3; 6; 6/х/З; 6,6; 6,6/х/З; 10; 10/х/З; 10,5; 10,5/л/З; 11; ПА/З; 13,8; 13,8/^3; 15; 15/х/З; 15,75; 15,75/л/З; 18; 18/х/З; 20; 20/х/З; 24; 24/х/З; 27; 27/УЗ; 35; 35/УЗ; 110; 110/х/З; 150; 150А/3; 220; 220Л/3; 330; 330/^3; 500; 500А/3; 750; 750/^3 и номинальным напряжением вторичной обмотки и2нОм, кВ: 0,1; 0,1А/3.;
- счетчики электрической энергии класса точности от 0,2S до 2,0 с прямым или трансформаторным подключением измерительных цепей с цифровыми или импульсными выходами .
ТТ или ТТ и TH включаются в состав уровня ИИК при применении счетчиков электрической энергии класса точности от 0,2S до 1,0 с трансформаторным подключением измерительных цепей.
2) Уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), выполняющий функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок и включающий в себя:
- центральные устройства сбора и передачи данных (ЦУСПД) или устройства сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к уровню ИИК;
- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы).
3) Уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), выполняющий функцию автоматизированного сбора и хранения результатов измерений со всех нижестоящих уровней, подготовки различных обобщенных форм отчетов, передачи их всем заинтересованным сторонам и включающий в себя:
- центральные устройства сбора и передачи данных (ЦУСПД);
- технические средства приёма-передачи данных (многоканальная аппаратура связи);
- технические средства для удаленного администрирования и диагностики средств ИИС «ТОК»..
При отсутствии ИВКЭ его функции выполняет уровень ИВК.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях ИИС «ТОК» и выполняет законченную функцию измерений текущего времени, осуществляет привязку к единому календарному времени, обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии.
Средства связи, контроллеры приема-передачи данных (мультиплексоры, коммутаторы), средства вычислительной техники (персональные компьютеры) являются вспомогательными техническими компонентами, поскольку выполняют только функции приема-передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
ИИС «ТОК» выполняет следующие основные функции:
- измерение приращений активной и реактивной электрической энергии на заданных интервалах времени (1, 3, 30, 60 минут), поддерживаемых применяемыми электросчетчиками;
- измерение средних значений активной (реактивной) электрической мощности на заданных интервалах времени (1, 3, 30, 60 минут), поддерживаемых применяемыми электросчетчиками;
- ведение системы обеспечения единого времени в ИИС (измерение интервалов времени, синхронизация времени, коррекция времени);
- периодический и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии и средних значений электрической мощности с заданной дискретностью учета;
- хранение результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений в базе данных (глубина хранения не менее 3,5 лет);
- обеспечение безопасности хранения данных и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52069.0-2003;
- обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- формирование отчетных документов, в том числе формирование отчетов в XML формате установленном для информационного обмена между субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и их передачу по электронной почте;
- подготовка данных в XML формате для передачи их по электронной почте внешним организациям (пользователям информации). Состав данных:
а) результаты измерений;
б) состояние объектов и средств измерений;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерения оформленных в виде визуальных, печатных и электронных данных;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (использование аппаратных блокировок, паролей, электронно-цифровой подписи);
- конфигурирование и настройка параметров функционирования технических средств и программного обеспечения;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств ИИС.
Технические характеристики
Количество каналов измерений электрической энергии и электрической мощности с выделенными каналами связи или с коммутируемыми телефонными каналами связи - до 32768.
Диапазоны первичного тока и первичного напряжения измерительных каналов (ИК) определяются номинальными токами и номинальными напряжениями применяемых в них ТТ и TH.
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии и средней за 30 мин электрической мощности приведены в таблицах 1 и 2 и определяются классами точности применяемых в ИК счётчиков электрической энергии (ЭСч), ТТ и TH.
Таблица 1. Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной электроэнергии и средней за 30 мин активной мощности
Состав измерительного канала |
Значение COSCD |
бг %р, [%] Wp2%< WpM3M<Wp5% |
§5%Р, [%] Wp9%< Wpn3M<Wp20% |
5?о%р, [%] Wp2®fc Wpw3M< Wp100% |
§100 %P, [%] Wp100%< Wpw3M<WpMa<c |
1. ТТ класс 0,2S 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 0,2 по ГОСТ 26035 или класс 0,2S по ГОСТ 30206 |
1,0 |
±0,9 |
±0,6 |
±0,5 | |
0,8 |
±1,2 |
±0,9 |
± 0,6 | ||
0,5 |
±1,9 |
±1,3 |
±0,9 | ||
1. ТТ класс 0,2S 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 или класс 0,5S по ГОСТ 30206 |
1,0 |
±1,4 |
±0,8 |
±0,7 | |
0,8 |
±1,6 |
±1,3 |
±0,9 | ||
0,5 |
±2,4 |
±1,6 |
± 1,1 | ||
1. ТТ класс 0,2 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 0,2 по ГОСТ 26035 или класс 0,2S по ГОСТ 30206 |
1,0 |
не нормируется |
±0,9 |
±0,6 |
±0,5 |
0,8 |
не нормируется |
±1,3 |
±0,8 |
±0,6 | |
0,5 |
не нормируется |
±2,0 |
±1,2 |
±0,9 | |
1. ТТ класс 0,2 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 или класс 0,5S по ГОСТ 30206 |
1,0 |
не нормируется |
±1,1 |
±0,8 |
±0,7 |
0,8 |
не нормируется |
±1,6 |
±0,9 |
±0,8 | |
0,5 |
не нормируется |
±2,3 |
±1,3 |
±1,1 | |
1. ТТ класс 0,5 S 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 или класс 0,5 S по ГОСТ 30206 |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 | |
0,8 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,4 | ||
0,5 |
±4,9 |
±3,1 |
±2,3 | ||
1. ТТ класс 0,5 S 2. TH класс 0,5 З. ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035, ГОСТ 30207 или ГОСТ 6570 * |
1,0 |
±2,6* |
±1,9 |
±1,4 | |
0,8 |
±3,4* |
±2,3 |
± 1,6 | ||
0,5 |
±5,7* |
±3,5 |
±2,5 |
Состав измерительного канала |
Значение |
$2 %Р, [%] Wp2%< WpH3M< Wp5% |
5з%р, [%] Wp9%< WpH3M<Wp20% |
§20 %Р, [%] Wp20%< Wpt43M< Wp100% |
5100 %P, [%] wpi00%< wpH3M<wpMac |
1. ТТ класс 0,5 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 или класс 0,5S по ГОСТ 30206 |
1,0 |
не нормируется |
±1,8 |
±1,2 |
±1,0 |
0,8 |
не нормируется |
±3,0 |
±1,7 |
±1,4 | |
0,5 |
не нормируется |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
1. ТТ класс 0,5 2. TH класс 0,5 З.ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035, ГОСТ 30207 или ГОСТ 6570 |
1,0 |
не нормируется |
±2,1 |
±1,5 |
±1,4 |
0,8 |
не нормируется |
±3,3 |
±1,9 |
±1,6 | |
0,5 |
не нормируется |
±5,7 |
±3,2 |
±2,5 | |
1. ТТ класс 1,0 2. TH класс 1,0 З.ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035, ГОСТ 30207 или ГОСТ 6570 |
1,0 |
не нормируется |
±3,9 |
± 2,6 |
±2,2 |
0,8 |
не нормируется |
±5,9 |
±3,3 |
±2,6 | |
0,5 |
не нормируется |
±11,0 |
±5,9 |
±4,5 |
В таблице приняты следующие обозначения:
Wp5%, Wp2o%, WPioo%, Wpi2o% - значение активной электроэнергии при 5 %-ном, 20 %-ном, при 100 %-ном и при 120 %-ном (от номинального) значении тока в сети, соответственно.
* - для счетчиков электрической энергии по ГОСТ 6570 погрешность измерений в диапазоне WP2%< WPM3M<Wp5% (52%р), не нормируется.
Таблица 2. Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений реактивной электроэнергии и средней за 30 мин реактивной мощности
Состав измерительного канала |
Значение sin® |
§2 %Q, [%] Wq2%< WCM3m<Wq5% |
§5 %Q, [%] WQ5%< WQM3M<WO20% |
§20 %Q, [%] WO20%< WQ«3M< WQ100% |
5|00%Q, [%] WQ1OO%< WQH3M<WQMaKC |
1. ТТ класс 0,2S 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 |
0,87 |
±1,5 |
±1,о |
±0,7 | |
0,6 |
±2,0 |
±1,3 |
±0,9 | ||
1. ТТ класс 0,2S 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035 |
0,87 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,2 | |
0,6 |
±3,2 |
±2,0 |
±1,3 | ||
1. ТТ класс 0,2 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 |
0,87 |
не нормируется |
±1,3 |
±0,8 |
±0,7 |
0,6 |
не нормируется |
±1,8 |
1±,1 |
±0,9 | |
1. ТТ класс 0,2 2. TH класс 0,2 3. ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035 |
0,87 |
не нормируется |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 |
0,6 |
не нормируется |
±2,4 |
±1,4 |
±1,3 | |
. ТТ класс 0,5S 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 |
0,87 |
±2,4 |
±1,6 |
± 1,2 | |
0,6 |
±4,1 |
±2,5 |
±1,8 | ||
1. ТТ класс 0,5 S 2. TH класс 0,5 З.ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035 |
0,87 |
±3,1 |
±2,0 |
±1,5 | |
0,6 |
±4,8 |
±2,9 |
±2,1 | ||
1. ТТ класс 0,5 S 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 1,5 по ГОСТ 26035 |
0,87 |
±3,9 |
±2,6 |
±2,0 | |
0,6 |
±5,7 |
±3,5 |
±2,4 |
Состав измерительного канала |
Значение sin® |
§2 %Q, [%] WQ2%< WQH3M<WQ5% |
85 %Q, [%] WQ5%< WQH3M< WO20% |
§20 %Q, [%] WQ20%<WQM3M< WQ100X |
8100 %Q, [%] WQ1OO%< WQH3M<WQMaxc |
1. ТТ класс 0,5 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 0,5 по ГОСТ 26035 |
0,87 |
не нормируется |
± 2,6 |
±1.5 |
±1,2 |
0,6 |
не нормируется |
±4,4 |
±2,4 |
±1,8 | |
1. ТТ класс 0,5 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035 |
0,87 |
не нормируется |
±2,9 |
±1,8 |
±1,5 |
0,6 |
не нормируется |
±4,6 |
±2,6 |
±2,1 | |
1. ТТ класс 0,5 2. TH класс 0,5 3. ЭСч класс 1,5 по ГОСТ 26035 |
0,87 |
не нормируется |
±3,3 |
±2,1 |
±2,0 |
0,6 |
не нормируется |
±5,0 |
±2,9 |
±2,4 | |
1. ТТ класс 1,0 2. TH класс 1,0 З.ЭСч класс 1,0 по ГОСТ 26035 |
0,87 |
не нормируется |
±5,1 |
±2,9 |
±2,3 |
0,6 |
не нормируется |
±8,8 |
±4,8 |
±3,6 | |
1. ТТ класс 1,0 2. TH класс 1,0 3. ЭСч класс 1,5 по ГОСТ 26035, или ГОСТ 6570* |
0,87 |
не нормируется |
±5,6* |
±3.2 |
± 2,6 |
0,6 |
не нормируется |
±9,0* |
±4,9 |
±3,8 |
В таблице приняты следующие обозначения:
Wq5%, Wqio%,WQ2o%, Wqioo%, Wqi20% - значение реактивной электроэнергии при 5 %-ном, 10 %-ном, 20 %-ном, 100 %-ном и при 120 %-ном (от номинального) значении тока в сети, соответственно.
* - указывает, что для ИК со счетчиками электрической энергии по ГОСТ 6570 представленное в графе «85 %q, [ %], Wq5%< Wqh3m<Wq2o%» значение погрешности измерения соответствует «310 %q, [ %], Wqw%< Wqm3m<Wq2o%, поскольку для данных Эсч погрешность нормируется начиная Wqw%.
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений количества активной и реактивной электрической энергии и средней за 30 мин электрической мощности, обусловленных внешними влияющими факторами, определяются метрологическими характеристиками счётчиков электрической энергии, применяемых в ИК.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с за 24 ч.
Средний срок службы 20 лет
Характеристики устойчивости и прочности к воздействию внешних факторов (температуры, влажности окружающего воздуха, атмосферного давления) составных компонентов ИИС «ТОК» - согласно эксплуатационной документации каждого компонента.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт на ИИС «ТОК» типографским методом.
Комплектность
В комплект поставки ИИС «ТОК» могут входить технические и специализированные программные средства, а также документация, представленные в таблицах 3-5, соответственно. Конкретный состав комплекта поставки ИИС «ТОК» определяется проектной документацией на энергообъект, картой заказа или договором на поставку.
Таблица 3 - Технические средства
№ |
Наименование |
Обозначение |
№ в Госреестре средств измерений |
Уровень ИИК | |||
1 |
Счетчики электрической энергии с импульсными выходами (класс точности от 0,2S до 2,0) | ||
2 |
Многофункциональные счетчики электрической энергии с цифровым интерфейсом в том числе: | ||
EPQS |
«ELGAMA-ELEKTRONIKA» |
25971-03 | |
АЛЬФА |
«Эльстер Метроника» |
14555-02 | |
СЭБ-1ТМ.01 |
«НЗИФ» |
28621-05 | |
СЭТ-1ТМ.01 |
«НЗИФ» |
26275-04 | |
ПСЧ-4ТА |
«НЗИФ» |
22470-02 | |
ПСЧ-4ТМ.05 |
«НЗИФ» |
27779-04 | |
СЭБ-2А.05 |
«НЗИФ» |
22156-01 | |
СЭТ-4ТМ.02 |
«НЗИФ» |
20175-01 | |
СЭТ-4ТМ.03 |
«НЗИФ» |
27524-04 | |
ПСЧ-ЗТА |
«НЗИФ» |
16938-02 | |
ЦЭ 6850 |
ОАО «Концерн Энергомера» |
20176-00 | |
Меркурий 200 |
«ИНКОТЕКС» |
20177-00 | |
Меркурий 230 |
«ИНКОТЕКС» |
23345-03 | |
ЕвроАЛЬФА |
«Эльстер Метроника» |
16666-97 | |
Альфа А1700 |
«Эльстер Метроника» |
25416-03 | |
Ф669 |
«ЛЭМЗ-ЕЭС» |
21040-01 | |
ГАММА-3 |
РПЗ |
26415-05 | |
СТС 5605 |
мзэп |
21488-03 | |
Уровень ИВКЭ | |||
3 |
Промышленные контроллеры и их модификации: | ||
ЦУСПД |
АГУР .465685.001-02 АГУР.465685.001-03.1, АГУР.465685.001-03.2 |
27111-04 | |
УСПД «ТОК-С» |
АМР1.00.00 |
13923-03 | |
УС16 |
АМР16.00.00 | ||
УС8 |
АГУР.426439.001 | ||
Уровень ИВК | |||
4 |
ЦУСПД |
АГУР.465685.001-01, АГУР .465685.001-02, АГУР.465685.001-03.1, АГУР.465685.001-03.2 |
27111-04 |
5 |
Автоматизированное рабочее место (АРМ) (персональный компьютер с монитором, принтером) | ||
Технические средства приёма-передачи данных | |||
6 |
Контроллеры приема-передачи данных (мультиплексоры, коммутаторы): | ||
Коммутатор каналов передачи данных |
АМРЗ 1.00.00 зам.1 | ||
Мультиплексор каналов передачи данных (до 28 различных каналов) |
АМРЗ 1.00.00-01 зам.1 | ||
Преобразователь интерфейсов RS232 в ИРПС (токовая петля 20 mA) |
АМР 1.73.00 | ||
Преобразователи интерфейсов RS232 в RS485 Повторители интерфейса RS485 |
АГУР.465277.001 или аналогичные |
№ |
Наименование |
Обозначение |
№вГосреестре средств измерений |
6 |
Мультиплексор интерфейса RS485 (8 каналов RS485) |
АГУР.422371.002 | |
Мультиплексор интерфейса CAN (8 каналов CAN) |
АГУР.422371.001 | ||
Hayes - совместимые модемы («ПАРУС», «ZyXEL» или аналогичные) Модемы ВЧ-связи по ВЛ или аналогичные Модемы беспроводные GSM/GPRS/EDGE Спутниковые модемы Радио модемы | |||
Маршрутизатор соединений GPRS |
АГУР.465235.001 | ||
Устройства сбора данных типа: Е441,Е441М, Е443М2 |
АСУ2.157.010 | ||
Устройство преобразования интерфейса RS232C/HPnC |
АГУР.465277.004 | ||
Мультиплексор интерфейса RS485 SMART (64 канала RS485) |
АГУР.422371.003 | ||
Системы обеспечения единого времени (устройства синхронизации времени) | |||
Регистраторы сигналов проверки времени СПВ |
АГУР.411429.001, АМР7.00.00 | ||
Адаптер радиоприёмного устройства |
АГУР.464931.001 | ||
Адаптер радиоприёмного устройства |
АГУР.464931.001-01 |
Таблица 4 - Специализированное программное обеспечение
№ |
Наименование |
Обозначение |
1 |
Пакет с программным обеспечением |
«МикроТок» |
2 |
Базовое программное обеспечение «ТОК» |
АМР24.00.00-03 |
Таблица 5 - Документация
№ |
Наименование |
Количество |
1 |
ИИС «ТОК». Ведомость эксплуатационных документов АГУР.411711.010 ВЭ |
1 |
2 |
ИИС «ТОК». Руководство по эксплуатации АГУР.411711.010 РЭ |
1 |
3 |
ИИС «ТОК». Паспорт АГУР.411711.010 ПС |
1 |
4 |
ИИС «ТОК». Методика поверки АГУР.411711.010 ПМ |
1 |
Поверка
Поверка производится в соответствии с документом «Системы информационноизмерительные «ТОК». Методика поверки» АГУР.411711.010 ПМ, согласованным ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» 27 февраля 2006 г.
Основное оборудование, используемое при поверке:
- секундомер механический СОСпр-2б-2;
- частотомер 43-63/1;
- генератор АМР8.00.00;
- приемник сигналов точного времени;
- средства поверки в соответствии с нормативными документами (ГОСТ 8.216, ГОСТ 8.217, МИ 2845, методики поверки счётчиков по ГОСТ 30206, ГОСТ 30207, ГОСТ 26035, ГОСТ 6570), регламентирующими поверку средств измерений, входящих в состав ИИС «ТОК».
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94. «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002. «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
АГУР.411711.010ТУ «Системы информационно-измерительные «ТОК». Технические условия».
Заключение
Тип систем информационно-измерительных «ТОК» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.