Система учета электроэнергии филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья"
| Номер в ГРСИ РФ: | 65721-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Централизованный региональный технический сервис" (ЦРТ Сервис), г.Москва |
| 65721-16: Описание типа СИ | Скачать | 115 КБ |
Система учета электроэнергии филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» (далее по тексту - СУЭ «Тулэнерго») предназначена для автоматизированного измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), накопления данных об энергии и мощности, объема потребления (производства) энергии, а так же параметров сети с целью дальнейшего анализа и обработки полученных данных.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 65721-16 |
| Наименование | Система учета электроэнергии филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 71-01 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Централизованный региональный технический сервис" (ЦРТ Сервис), г.Москва
Поверка
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 65721-16: Описание типа СИ | Скачать | 115 КБ |
Описание типа
Назначение
Система учета электроэнергии филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» (далее по тексту - СУЭ «Тулэнерго») предназначена для автоматизированного измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), накопления данных об энергии и мощности, объема потребления (производства) энергии, а так же параметров сети с целью дальнейшего анализа и обработки полученных данных.
Описание
СУЭ «Тулэнерго» представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) СУЭ «Тулэнерго» состоят из следующих уровней.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включает в себя многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики) и применяемые при необходимости: измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), вторичные измерительные цепи, технические средства приема-передачи данных (каналы связи).
Второй уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие в себя устройства сбора и передачи данных на основе интеллектуальных контроллеров типа SM160 (рег. № 52126-12) и SM160-02 (рег. № 62017-15) (далее по тексту -УСПД), технические средства приема-передачи данных (каналы связи).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя промышленный сервер Cisco UCSC-C240-M3S (далее по тексту - сервер СУЭ), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), автоматизированные рабочие места персонала на основе IBM-PC-совместимых компьютеров (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В зависимости от конфигурации технических средств ИИК, второй уровень (ИВКЭ) может отсутствовать, возложенные на него функции при этом будут выполняться на уровне ИВК.
СУЭ «Тулэнерго» решает следующие задачи:
- измерение активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже одного раза в сутки) автоматический (или по запросу в
ручном режиме) сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений электроэнергии;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- самодиагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств (сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков);
- автоматизация составления балансов потребления электроэнергии и локализации источников сверхнормативных потерь.
Первичные токи и напряжение преобразуются измерительными трансформаторами в допустимые для безопасных измерений значения и по проводным линиям поступают на измерительные входы счетчиков (в случае отсутствия измерительных трансформаторов замеры производят сразу по первичному напряжению и/или току). В счетчиках аналого-цифровой преобразователь осуществляет измерение мгновенных аналоговых значений величин, пропорциональных фазным напряжениям и токам, и выполняет преобразование их в цифровой код, а также передачу по скоростному последовательному каналу в микроконтроллер. Микроконтроллер по полученным измерениям вычисляет мгновенные значения активной и полной мощности.
Средняя активная и полная электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 60 минут. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по полученным значениям активной и полной мощности. При каждой вышеописанной итерации счетчик записывает результат вычислений во внутреннюю энергонезависимую память, посредством ведения массивов мощности. Дополнительно счетчик фиксирует во внутренней энергонезависимой памяти значения данных учета для суток/месяца (потребление электроэнергии), а также параметры сети. Результаты всех полученных счетчиком измерений соотносятся с текущим календарным временем.
УСПД, установленные на уровне ИВКЭ, по проводным линиям связи и/или с использованием радиоканала (433 МГц) опрашивают счетчики ИИК ТУ и считывают все учтенные счетчиком результаты измерений за сутки. УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий. В СУЭ «Тулэнерго» УСПД применяется только в случае сбора данных с нескольких ИИК ТУ.
На уровне ИВК сервер СУЭ не реже одного раза в сутки, в автоматическом режиме (либо по запросу в ручном режиме), посредством каналообразующей аппаратуры по протоколу TCP/IP инициирует сеанс связи с УСПД (при наличии в составе определенного ИИК), либо счетчиком. После установки связи с устройством, происходит считывание результатов измерений за прошедшие сутки или за указанную дату, производится дальнейшая обработка измерительной информации на уровне ИВК, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
СУЭ «Тулэнерго» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, серверов СУЭ «Тулэнерго», УСПД и счетчиков. В качестве УСВ используется устройство синхронизации времени типа УСВ-3 (рег. № 51644-12). УСВ осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-npueMHUKa непрерывно. Синхронизация времени в СУЭ «Тулэнерго» осуществляется по иерархии в следующем порядке: УСВ - Сервер СУЭ - УСПД - Счетчик.
Синхронизация показаний часов сервера СУЭ и УСВ происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация показаний часов сервера СУЭ и УСПД происходит с цикличностью три раза в сутки.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД (либо сервера СУЭ, в случае отсутствия уровня ИВКЭ) происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков осуществляется при обнаружении расхождения показаний на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
Набор программных компонентов СУЭ «Тулэнерго» состоит из стандартизированного и специализированного программного обеспечения (ПО).
Стандартизированным ПО являются операционные системы линейки Microsoft Windows, а так же Системы управления базами данных. Данное ПО имеет сертификаты соответствия Федеральной службы по техническому и экспортному контролю (ФСТЭК России) и пригодно к применению на территории Российской Федерации.
Специализированное ПО СУЭ «Тулэнерго» представляет собой программный комплекс «Пирамида 2000» и функционирует на уровне ИВК. Метрологически значимой частью ПК «Пирамида 2000» являются выделенные программные модули (библиотеки). Данные модули выполняют функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от счетчиков и УСПД, и являются неотъемлемой частью СУЭ «Тулэнерго». Идентификационные данные метрологически значимых частей приведены в таблицах 1.1-1.10.
Таблица 1.1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
Таблица 1.2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль расчета небаланса э нергии/мощности |
Таблица 1.3
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
Таблица 1.4
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 |
|
Другие идентификационные данные |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Таблица 1.5
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
Таблица 1.6
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
Таблица 1.7
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
C391d64271 acf4055bb2a4d3felf8f48 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
Таблица 1.8
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
Таблица 1.9
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
Таблица 1.10
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Другие идентификационные данные |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Основные технические характеристики СУЭ «Тулэнерго» представлены в таблице 2.
Состав первого уровня СУЭ «Тулэнерго» и метрологические характеристики представлены в таблицах 3 и 4.
Таблица 2 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Параметры ИИК ТУ, в условиях эксплуатации: |
от 90 до 110 от 5 до 120 |
|
- напряжение переменного тока, % от ином, В |
от 49,6 до 50,4 |
|
- сила переменного тока, % от 1ном - частота сети, Гц |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
- коэффициент мощности |
123 |
|
Глубина хранения информации профиля нагрузки в 2 каналах при интервале усреднения 60 минут, сут, не менее | |
|
Номинальные параметры ИВК: - максимальное количество ИИК ТУ, не менее - глубина хранения результатов измерения, журналов событий, |
35000 |
|
лет, не менее |
3,5 |
|
-фиксация в журнале событий фактов параметрирования, пропадания напряжений, ошибок счетчиков, фактов коррекции | |
|
времени |
да |
|
Пределы абсолютной погрешности СОЕВ, с/сут, не более |
±5 |
|
Показатели надежности: - средняя наработка на отказ, часов, не менее |
10000 |
|
- полный срок службы, лет, не менее |
20 |
|
Параметры надежности применяемых в СУЭ «Тулэнерго» измерительных компонентов, средняя наработка на отказ, ч, | |
|
не менее: | |
|
- счетчики электрической энергии однофазные многофункциональные CE208 - счетчики электрической энергии однофазные |
220000 |
|
многофункциональные CE308 |
220000 |
|
- контроллеры многофункциональные (УСПД) |
100000 |
|
- устройство синхронизации времени УСВ-3 |
45 000 |
|
Условия эксплуатации СУЭ «Тулэнерго»: - температура окружающего воздуха, °С для оборудования, установленного на объектах |
от - 40 до + 60 |
|
для оборудования центра сбора и обработки данных - относительная влажность, %, не более |
от + 18 до + 24 |
|
для оборудования, установленного на объектах |
90 (при температуре +20 |
|
для оборудования ИВК |
°С) |
|
55 (при температуре +20 | |
|
°С) |
Таблица 3 - Перечень исполнений ИИК
|
Исполнение ИИК |
Состав ИИК ТУ | ||||
|
Основные характеристики трансформаторов тока (тип/класс точности/стандарт/номер в федеральном информационном фонде) |
Основные характеристики трансформаторов напряжения (тип/класс точности/стандарт/номер в федеральном информационном фонде) |
Основные характеристики счетчика электрической энергии (тип; класс точности активная/реактивная; стандарт; номер в федеральном информационном фонде) | |||
|
Модификация №1 |
_ |
_ |
CE208 кл. т 1,0/2,0 ГОСТ Р 52322-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 55454-13 | ||
|
Модификация №2 |
_ |
_ |
CE308 кл. т 1,0/1,0 ГОСТ 31819.21-2012 ГОСТ 31819.23-2012 Рег. № 59520-14 | ||
|
Модификация №3 |
ТОП кл. т 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег.№ 47959-11 |
ТШП кл. т 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег.№ 47957-11 |
_ |
CE308; кл. т 0,5S/0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 59520-14 | |
|
Модификация №4 |
ТОП кл. т 1,0 ГОСТ 7746-2001 Рег. № 47959-11 |
ТШП кл. т 1,0 ГОСТ 7746-2001 Рег.№ 47957-11 |
_ |
CE308; кл. т 0,5S/0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 59520-14 | |
|
Модификация №5 |
ТОЛ-НТЗ-10 кл. т. 0,5 S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 кл. т. 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 51676-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-10 кл. т. 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 51676-12 |
CE308; кл. т 0,5S/0,5 ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 59520-14 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики
|
Исполнение ИИК |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК | ||||||
|
COSф |
при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), % |
при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), % | |||||
|
55 %, I5 %— 1 изм< 1 20 % |
520 %, 1 20 %— 1 изм< 1 100 % |
5100 %, I100 %— 1 изм— 1 120 % |
55 %, I5 %— 1 изм< 1 20 % |
520 %, 1 20 %— 1 изм< 1 100 % |
5100 %, I100 %— 1 изм— 1 120 % | ||
|
Модификация №1 |
1,0 |
4,5 |
4,3 |
4,3 |
- |
- |
- |
|
0,9 |
4,7 |
4,5 |
4,5 |
11,6 |
11,5 |
11,5 | |
|
0,8 |
4,9 |
4,7 |
4,7 |
10,7 |
10,5 |
10,5 | |
|
0,7 |
5,2 |
5,0 |
5,0 |
10,0 |
9,9 |
9,9 | |
|
0,5 |
5,7 |
5,4 |
5,4 |
9,1 |
9,0 |
9,0 | |
|
Модификация №2 |
1,0 |
4,5 |
4,3 |
4,3 |
- |
- |
- |
|
0,9 |
4,7 |
4,5 |
4,5 |
5,9 |
5,8 |
5,8 | |
|
0,8 |
4,9 |
4,7 |
4,7 |
5,5 |
5,4 |
5,4 | |
|
0,7 |
5,2 |
5,0 |
5,0 |
5,3 |
5,1 |
5,1 | |
|
0,5 |
5,6 |
5,4 |
5,4 |
4,9 |
4,8 |
4,8 | |
|
Модификация №3 |
1,0 |
2,5 |
2,4 |
2,4 |
- |
- |
- |
|
0,9 |
2,8 |
2,7 |
2,7 |
4,9 |
4,3 |
4,3 | |
|
0,8 |
3,2 |
3,0 |
3,0 |
4,0 |
3,6 |
3,6 | |
|
0,7 |
3,6 |
3,3 |
3,3 |
3,6 |
3,2 |
3,2 | |
|
0,5 |
4,5 |
4,0 |
4,0 |
3,1 |
2,8 |
2,8 | |
|
Модификация №4 |
1,0 |
4,1 |
2,9 |
2,6 |
13,6 |
8,4 |
7,1 |
|
0,9 |
5,0 |
3,4 |
3,0 |
10,0 |
6,8 |
6,0 | |
|
0,8 |
6,1 |
3,9 |
3,4 |
8,4 |
6,1 |
5,6 | |
|
0,7 |
7,4 |
4,6 |
3,8 |
6,8 |
5,3 |
5,0 | |
|
0,5 |
11,1 |
6,3 |
5,0 |
13,6 |
8,4 |
7,1 | |
|
Модификация №5 |
1,0 |
2,6 |
2,5 |
2,5 |
- |
- |
- |
|
0,9 |
2,9 |
2,8 |
2,8 |
5,0 |
4,2 |
4,2 | |
|
0,8 |
3,3 |
3,1 |
3,1 |
4,3 |
3,8 |
3,8 | |
|
0,7 |
3,7 |
3,4 |
3,4 |
4,0 |
3,6 |
3,6 | |
|
0,5 |
4,7 |
4,2 |
4,2 |
3,7 |
3,4 |
3,4 | |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Пределы допускаемой абсолютной погрешности ПО при обработке информации, составляют 2 единицы младшего разряда измеренного значения.
3 Класс точности 0,5 по реактивной энергии определяется исходя из номенклатуры метрологических характеристик, заявленных в описании типа на счетчик CE308.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для измерительных трансформаторов:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^Uh1 до 1,1-Uh1; диапазон силы первичного тока - от 0,1 •IhI до 1,2^Ih1 для исполнения ИИК в модификациях №№1 - 2, от 0,05 ^1н2 до 1,2^Ih2 для исполнения ИИК в модификациях №4, от 0,01 ^1н2 до 1,2^Ih2 для исполнения ИИК в модификациях №3, №5;
- частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,85^Uh2 до 1,15^Uh2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 2Чн2;
- частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 20 до плюс 40 °С.
Защита технических и программных средств СУЭ «Тулэнерго» от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра СУЭ «Тулэнерго» типографским способом.
Комплектность
СУЭ «Тулэнерго» является модульным составным средством измерений и позволяет расширять измерительные каналы в пределах, предусмотренных техническими характеристиками ИВК (таблица 2). Актуальная комплектность и состав СУЭ «Тулэнерго» должна отражаться в Паспорте-формуляре (ЕАВР.411711.053 ПФ).
К омплектность основных компонентов СУЭ «Тулэнерго» приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СУЭ «Тулэнерго»
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Счетчики электрической энергии однофазные многофункциональные |
CE208 |
28 650 шт. |
|
Счетчики электрической энергии однофазные многофункциональные |
CE308 |
5 250 шт. |
|
Интеллектуальные контроллеры |
SM160 |
684 шт. |
|
Интеллектуальные контроллеры |
SM160-02 |
191 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОП |
1400 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТШП |
1300 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
93 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-НТЗ-6 |
78 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-НТЗ-10 |
15 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
|
Сервер СУЭ «Тулэнерго» |
Cisco UCSC-C240-M3S |
2 шт. |
|
Специальное программное обеспечение |
ПК «Пирамида 2000» |
1 компл. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-3943-500-2016 (с Изменением № 1) |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
ЕАВР.411711.053 ПФ |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3943-500-2016 с Изменением № 1 «ГСИ. Система учета электроэнергии филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 26.12.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GPS (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 46656-11);
- приборы для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин Энергомонитор-3.3Т1 (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 39952-08);
- прибор комбинированный Testo 622 (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы учета электроэнергии Филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 1966/500-RA.RU.311703-2016 от 24.10.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
Смотрите также
