Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТ-ЭТ" в части электропотребления АО "НПП "Алмаз"
Номер в ГРСИ РФ: | 64998-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
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 | 17.11.2024 |
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.