64998-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТ-ЭТ" в части электропотребления АО "НПП "Алмаз" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТ-ЭТ" в части электропотребления АО "НПП "Алмаз"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 64998-16
Производитель / заявитель: АО "РЭС Групп", г.Владимир
Скачать
64998-16: Описание типа СИ Скачать 112.4 КБ
64998-16: Методика поверки МП 206.1-013-2016 Скачать 973.9 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТ-ЭТ" в части электропотребления АО "НПП "Алмаз" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-ЭТ» в части электропотребления АО «НПП «Алмаз» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 64998-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТ-ЭТ" в части электропотребления АО "НПП "Алмаз"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 333
Производитель / Заявитель

АО "РЭС Групп", г.Владимир

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 6
Найдено поверителей 3
Успешных поверок (СИ пригодно) 6 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

64998-16: Описание типа СИ Скачать 112.4 КБ
64998-16: Методика поверки МП 206.1-013-2016 Скачать 973.9 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-ЭТ» в части электропотребления АО «НПП «Алмаз» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-327LV (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ-2) и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) ООО «РТ-ЭТ», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) ООО «РТ-ЭТ», программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (далее - УСВ-2) и каналообразующую аппаратуру.

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 электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям 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 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, 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 отчетных документов. Передача информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Саратовское РДУ и всем заинтересованным субъектам осуществляется от АРМ энергосбытовой организации ООО «РТ-ЭТ» по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭЦП. АРМ энергосбытовой организации ООО «РТ-ЭТ» раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени, УССВ-2 в составе ИВКЭ и УСВ-2 в составе ИВК, принимающими сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ-2 и УСВ-2 не более ±1 с. Устройства синхронизации времени обеспечивают автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов сервера БД и УСПД проводится при расхождении часов сервера БД, УСПД и времени приемника более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.04, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.04

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», зарегистрированы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (Рег. № 44595-10).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».

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

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

РП-1 10 кВ

1

РП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 10

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 20799; Зав. № 20800

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 2238150000001

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807150026

RTU-327LV Зав. № 009689

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,5

2

РП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 14

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 20190; Зав. № 20801

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1153150000002

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806150731

RTU-327LV Зав. № 009689

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,1

±5,5

ТП-1 10/0,4 кВ

3

ТП-1 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ф. 45 в сторону

ВРУ-0,4 кВ АО «НПЦ «Алмаз-Фазотрон»

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 5034794; Зав. № 5034760; Зав. № 5034809

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1106150658

RTU-327LV Зав. № 009689

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП-6 10/0,4 кВ

4

ТП-6 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч. 2

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 5053297; Зав. № 5052036; Зав. № 5053277

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1106150087

RTU-327LV Зав. № 009689

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

5

ТП-6 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.6, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ ООО «Ролекс»

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 5052015; Зав. № 5052009; Зав. № 5053275

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1106150094

RTU-327LV Зав. № 009689

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

ТП-2 10/0,4 кВ

6

ТП-2 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ШМА 0,4 кВ, Р-023 в сторону ВРУ-0,4 кВ АО «НПЦ «Алмаз -

Фазотрон»

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 5058476; Зав. № 5058475; Зав. № 5058468

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112141448

RTU-327LV Зав. № 009689

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

ТП-4 10/0,4 кВ

7

ТП-4 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч. 13

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 5035160; Зав. № 5035175; Зав. № 5035151

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1106150178

RTU-327LV Зав. № 009689

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

ТП-4 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч. 2

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 5035312; Зав. № 5035286; Зав. № 5035297

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1106150078

RTU-327LV Зав. № 009689

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

9

ТП-4 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч. 8

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 5035167; Зав. № 5035174; Зав. № 5035140

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1106150155

RTU-327LV Зав. № 009689

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

10

ТП-4 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ШМ-1200 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ АО «НПЦ «Алмаз-Фазотрон»

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 089886; Зав. № 089893; Зав. № 089894

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1106150043

RTU-327LV Зав. № 009689

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

11

ТП-4 10/0,4 кВ,

РУ-0,4 кВ, ШМ-1200 0,4 кВ, А3144, КЛ-0,4 кВ в сторону Корпус ЛУК ПР-3 0,4 кВ

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 5051986; Зав. № 5051988; Зав. № 5052037

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1106150163

RTU-327LV Зав. № 009689

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

12

ТП-4 10/0,4 кВ,

РУ-0,4 кВ, ШМ-1200 0,4 кВ, А3144, КЛ-0,4 кВ в сторону Корпус ЛУК ПР-2 0,4 кВ

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 5029431; Зав. № 5029454; Зав. № 5029443

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1106150168

RTU-327LV Зав. № 009689

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±6,9

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uhom; ток (1,0-1,2)   1ном,

частота - (50+0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от + 15 до + 35 °С; счетчиков - от + 21 до + 25 °С; УСПД - от + 10 до + 30 °С; ИВК - от + 10 до + 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

а) для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9-1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02-1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота - (50+0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от - 40 до + 70 °C.

б) для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50+0,4) Гц;

- относительная влажность воздуха (40-60) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от - 40 до + 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК.04 от - 40 до + 60 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

в) для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

- температура окружающего воздуха от + 10 до + 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 12 от - 40 до + 60 °C.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД RTU-327LV - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и 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;

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 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 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-ЭТ» в части электропотребления АО «НПП «Алмаз» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

47958-11

4

Трансформатор тока

ТШП-0,66

47957-11

15

Трансформатор тока

ТОП-0,66

47959-11

12

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

52667-13

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

16687-13

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

46634-11

10

Устройство сбора и передачи данных

RTU-327LV

41907-09

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

41681-09

1

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-2

54074-13

1

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-013-2016   «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-ЭТ» в части электропотребления АО «НПП «Алмаз». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2016 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- для 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.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

- УСПД RTU-327LV - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г;

- УССВ-2 - по документу ДЯИМ.468213.001МП «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от - 20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %;

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «РТ-ЭТ» в части электропотребления АО «НПП «Алмаз», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СИБУР Тобольск» 4-я очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пе...
Преобразователи перемещения токовихревые 21000 (далее - преобразователи) предназначены для преобразования осевого перемещения и виброперемещения в пропорциональный электрический сигнал, используемый в составе комплекса глубокой переработки тяжёлых ос...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Ставропольская Сетевая Компания» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
Весы неавтоматического действия с печатанием этикеток 9010 (далее - весы) предназначены для определения массы товара, вычисления его стоимости на основе заранее введенной оператором цены за единицу товара и печатания этикетки.
Контроллеры логические программируемые «ТИУС» (далее - контроллеры) предназначены для измерений унифицированных выходных аналоговых сигналов датчиков в виде силы постоянного тока, формирования управляющих аналоговых и дискретных сигналов, в том числе...