Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД"
Номер в ГРСИ РФ: | 45970-10 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
45970-10: Описание типа СИ | Скачать | 541.4 КБ |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 45970-10 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2010 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
Телефон | (8*095) 437-55-77 |
Факс | 437-56-66 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 41649 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | 03д4 от 29.07.10 п.210 |
Производитель / Заявитель
ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
Россия
600026, ул.Лакина, 8, а/я 14 Тел/факс (4922) 34-09-40, 33-67-66, 33-79-60, www.sicon.ru, E-mail: st@sicon.ru
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
45970-10: Описание типа СИ | Скачать | 541.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (опломбирование, 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 (коррекция времени).
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746; напряжения (ТН), соответствующие ГОСТ 1983; счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05, соответствующие ГОСТ Р 52323 и ГОСТ 30206 для активной энергии; ГОСТ Р 52425 и ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии установленные на объектах, указанных в таблице 2 (12 точек измерений). Типы и классы точности, применяемых счетчиков электроэнергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, указаны в таблице 2.
2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «СИКОН С70».
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, серверы сбора данных, серверы баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройства синхронизации системного времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) Пирамида 2000.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока 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 активной 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 значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача данных в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, осуществляется с ИВК, в том числе АРМ энергосбытовой компании через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Время серверов, установленных в основном и резервном ЦСОИ ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД», синхронизировано с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения.
Время УСПД синхронизируется с временем сервера, синхронизация осуществляется один раз в сутки, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с временем УСПД производится каждый сеанс связи со счетчиками (один раз в 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем «СИКОН С70» при наличие расхождения ±1 с, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО Пирамида 2000 версии 1.1.0.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО Пирамида 2000 обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО Пирамида 2000.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентиф икаци-онные признаки |
Значение | ||||
Идентификационное наименование ПО |
Пирамида 2000 АРМ |
Пирамида 2000. Сервер |
Пирамида 2000. Web-доступ |
Пирамида 2000. Межсерверный обмен |
Система разграничения прав пользователей |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
10.05/2005 |
20.02/2010/С-512 |
20.02/2010/Д-02 |
20.02/2010/Д-03 |
20.02/2010/Д-01 |
Цифровой идентификатор ПО |
98ede872faca0b59911fd 24ac98a46c |
0fce721a912f58d466 d7116b801d6bc6 |
d942a4551f24cf30de67 53c10e0cd83c |
6a26f03dc5a007fafa81acb67a d4de48 |
ef7e6d062e4414eee0d8c 165429043e9 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-01
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
ГНПС-1 (учет на стороне ПС «Тайшет») | ||||||||
1 |
ПС 500/110/35 кВ «Тайшет» ОРУ-35 кВ отходящий фидер в сторону ГНПС №1 «Тайшет» 1 сш 35 кВ |
ТВЭ-35 Коэф. тр.600/5 Кл.т. 0,2 |
ЗНОМ-35-65 Коэф. тр. 35000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,6 |
2 |
ПС 500/110/35 кВ «Тайшет» ОРУ-35 кВ отходящий фидер в сторону ГНПС №1 «Тайшет» 2 сш 35 кВ |
ТВЭ-35 Коэф. тр.600/5 Кл.т. 0,2 |
ЗНОЛ-35 III Коэф. тр. 35000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,6 | |
НПС-4 «Речушка» | ||||||||
3 |
ТСН-1 Шкаф СН Т41 ОПУ 0,4 кВ |
ТШП-0,66 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл.т. 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,1 |
4 |
ТСН-2 Шкаф СН Т42 ОПУ 0,4 кВ |
ТШП-0,66 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 Т-0,66 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05.16 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,1 | |
5 |
3РУ-10кВ Ввод 1 яч. 3 |
ТЛП-10 Коэф. тр. 3000/5 Кл.т. 0,5 |
ЗНОЛ.06-10 Коэф. тр. 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл.т. 0,2S/0,5 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,6 | |
6 |
3РУ-10кВ Ввод 2 яч. 27 |
ТЛП-10 Коэф. тр. 3000/5 Кл.т. 0,5 |
ЗНОЛ.06-10 Коэф. тр. 10000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл.т. 0,2S/0,5 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,6 |
Продолжение таблицы 2
Номер ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
7 |
ТСН №1 Ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 М У3 Коэф. тр. 50/5 Кл.т. 0,5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
Активная Реактивная |
±0,9 ±2,2 |
±2,9 ±4,4 |
8 |
ТСН №2 Ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 М У3 Коэф. тр. 50/5 Кл.т. 0,5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
Активная Реактивная |
±0,9 ±2,2 |
±2,9 ±4,4 | |
НПС-17 «Алдан» | ||||||||
9 |
ПС 220/10 кВ НПС-17 Ввод-1 220 кВ |
ТФЗМ 220Б-Ш Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,2S |
НАМИ-220 УХЛ1 Коэф. тр. 220000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
Активная Реактивная |
±0,6 ±1,2 |
±1,5 ±2,8 |
10 |
ПС 220/10 кВ НПС-17 Ввод-2 220 кВ |
ТФЗМ 220Б-Ш Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,2S |
НАМИ-220 УХЛ1 Коэф. тр. 220000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 |
Активная Реактивная |
±0,6 ±1,2 |
±1,5 ±2,8 | |
НПС-21 «Сковородино» | ||||||||
11 |
ОРУ-110 кВ Ввод №1 110 кВ (Т1) |
ТФМ-110-II Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,2S |
НАМИ-110 УХЛ1 Коэф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,6 |
12 |
ОРУ-110 кВ Ввод №2 110 кВ (Т2) |
ТФМ-110-II Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,2S |
НАМИ-110 УХЛ1 Коэф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,6 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98^1,02) ином; ток (1^1,2) 1ном, cos9=0,9 инд.;
температура окружающей среды (20+5) °С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9^1,1) ином; ток (0,05^1,2) 1ном (для ИК 3-6, 9, 10 ток (0,02^1,2) 1ном); 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 50 °С,
для счетчиков от минус 40 до плюс 60 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С, для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 и ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на УСПД того же утвержденного типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений - 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора - 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД «СИКОН С70» - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -45 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет.
- сервер - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 года.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
ТВЭ-35 |
13158-04 |
6 |
Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
15173-06 |
5 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
22656-07 |
1 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 М У3 |
36382-07 |
6 |
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
30709-08 |
6 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ 220Б-Ш |
26006-06 |
6 |
Трансформатор тока |
ТФМ-110-П |
53622-13 |
6 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-35 III |
21257-06 |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
912-07 |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-10 |
3344-08 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-220 УХЛ1 |
20344-05 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24218-08 |
6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
5 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.08 |
27524-04 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.04 |
36697-08 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05.16 |
27779-04 |
2 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-09 |
2 |
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) |
СИКОН С70 |
28822-05 |
4 |
Программное обеспечение |
Пирамида 2000 |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 45970-10 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2010 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05. Методика поверки» ИЛГШ.411152.126 РЭ1;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
- УСПД «СИКОН С70» - по методике поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С70. Методика поверки» ВЛСТ 220.00.000 И1;
- устройства синхронизации времени УСВ-2 - по методике поверки «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки» ВЛСТ 237.00.000 МП
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной коммерческого учета электроэнергии (мощности) ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД» (ФР.1.34.2010.09028), аттестованной ФГУП «ВНИИМС».
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.