65952-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ" г. Ставрополь - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ" г. Ставрополь

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 65952-16
Производитель / заявитель: ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород
Скачать
65952-16: Описание типа СИ Скачать 125.4 КБ
65952-16: Методика поверки МП 206.1-087-2016 Скачать 1.3 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ" г. Ставрополь поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ» г. Ставрополь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 65952-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ" г. Ставрополь
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 001
Производитель / Заявитель

ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород

Поверка

Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

65952-16: Описание типа СИ Скачать 125.4 КБ
65952-16: Методика поверки МП 206.1-087-2016 Скачать 1.3 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ» г. Ставрополь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3-х уровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) и вторичные измерительные цепи.

2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -ИВКЭ), включающие в себя промконтроллер (сервер БД уровня ИВКЭ), устройство синхронизации времени УСВ-1 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 28716-05, зав. № 1623), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора и специализированное программное обеспечение (ПО).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер БД уровня ИВК с установленным серверным программным обеспечением ПО «АльфаЦЕНТР» (Рег. № 44595-10), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (Рег. № 54074-13, зав. № 001419), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение, АРМы.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (не реже 1 раза 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 результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера БД уровня ИВКЭ, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УСВ-1 и УССВ-2. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5,0 секунд в сутки. В СОЕВ входят все средства измерений времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.

Погрешность хода часов серверов ИВК, ИВКЭ не превышает ±1 с/сут. Синхронизация времени сервера ИВК с УССВ-2 и сервера ИВКЭ с УСВ-1 происходит 1 раз в час. Коррекция времени системы осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±1 с.

Сервер БД ИВКЭ осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков. При каждом сеансе связи сервера БД ИВКЭ со счетчиками осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером БД ИВКЭ. Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически при каждом сеансе связи, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов сервера БД ИВКЭ и счетчика более ±2 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО сервера ИВКЭ, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР».

Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»_____________________________

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1.0.0

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Другие идентификационные данные

Библиотека метрологических функций

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

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 счетчиков и измерительных трансформаторов.

ПО « АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «средний» по Р 50.2.77-2014.

Технические характеристики

Состав АИИС КУЭ, а так же технические и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав АИИС КУЭ, а так же технические и метрологические характеристики ИК.

Номер ИК

Наименование объекта учета

Состав АИИС КУЭ

Ктт •Ктн •Ксч

Вид энергии

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Рег. №

Обозначение, тип

Заводской номер

СОЕВ

1

2

3

4

5

6

7

8

1—н

ПС 110/6 кВ «Прибрежная», ЗРУ-6 кВ, яч. 3, Ф-69

II

Kt=0,5S Ktt=1000/5 № 25433-11

А

ТЛО-1О

14-3763О

УСВ-1 зав. № 1623

Рег. № 28716-05 УССВ-2 зав. № 001419 Рег. № 54074-13

12ООО

активная реактивная

B

-

-

C

ТЛО-1О

14-37639

ТН

Кт=О,2 Ктн=6000/100 № 11094-87

А

НАМИ-1О

4196

B

C

Счетчик

Kt=0,5S/1,0

Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.О3М

0804150176

ci

ПС 110/6 кВ «Прибрежная», ЗРУ-6 кВ, яч. 5, Ф-67

II

Kt=0,5S Ktt=1000/5 № 25433-11

А

ТЛО-1О

14-37643

12ООО

активная реактивная

B

-

-

C

ТЛО-1О

14-37626

ТН

Кт=О,2 Kth=6000/100 № 11094-87

А

НАМИ-1О

4196

B

C

Счетчик

Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.О3М

0804150399

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

СТ)

ПС 110/6 кВ «Прибрежная», ЗРУ-6 кВ, яч. 8, Ф-62

II

Kt=0,5S Ктт=1000/5 № 25433-11

А

ТЛО-10

14-37628

УСВ-1 зав. № 1623

Рег. № 28716-05 УССВ-2 зав. № 001419 Рег. № 54074-13

12000

активная реактивная

B

-

-

C

ТЛО-10

14-37629

ТН

Кт=0,2 Ктн=6000/100 № 11094-87

А

НАМИ-10

4195

B

C

Счетчик

Kt=0,5S/1,0

Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0804150469

ПС 110/6 кВ «Прибрежная», ЗРУ-6 кВ, яч. 14, Ф-66

II

Kt=0,5S Ктт=1000/5 № 25433-11

А

ТЛО-10

14-37635

12000

активная реактивная

B

-

-

C

ТЛО-10

14-37633

ТН

Кт=0,2 Ктн=6000/100 № 11094-87

А

НАМИ-10

4195

B

C

Счетчик

Kt=0,5S/1,0

Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0804150695

ПС 110/6 кВ «Прибрежная», ЗРУ-6 кВ, яч. 29, Ф-71

II

Kt=0,5S Ктт=1000/5 № 25433-11

А

ТЛО-10

14-37637

12000

активная реактивная

B

ТЛО-10

14-37636

C

ТЛО-10

14-37634

ТН

Кт=0,2 Ктн=6000/100 № 11094-87

А

НАМИ-10

4196

B

C

Счетчик

Kt=0,5S/1,0

Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0804150162

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

о

ПС 110/6 кВ «Прибрежная», ЗРУ-6 кВ, яч. 20, Ф-7О

II

Kt=0,5S Ktt=1000/5 № 25433-11

А

ТЛО-1О

14-37641

УСВ-1 зав. № 1623

Рег. № 28716-О5 УССВ-2 зав. № ОО1419 Рег. № 54О74-13

12ООО

активная реактивная

B

ТЛО-1О

14-37638

C

ТЛО-1О

14-3764О

ТН

Кт=О,2 Ктн=6ООО/1ОО № 11094-87

А

НАМИ-1О

4195

B

C

Счетчик

Kt=0,5S/1,0

Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.О3М

0804150043

ПС 110/35/6 кВ «III подъем», КРУН-6 кВ, яч. 9, Ф-65

II

Kt=0,5S Ktt=800/5 № 25433-11

А

ТЛО-1О

14-42388

0096

активная реактивная

B

-

-

C

ТЛО-1О

14-42391

ТН

Kt=0,5 Kth=6000/100 № 2611-70

А

НТМИ-6-66

5651

B

C

Счетчик

Kt=0,5S/1,0

Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.О3М

0804150596

00

ПС 110/35/6 кВ «III подъем», КРУН-6 кВ, яч. 10, Ф-60

II

Kt=0,5S Ktt=800/5 № 25433-11

А

ТЛО-1О

14-42386

0096

активная реактивная

B

-

-

C

ТЛО-1О

14-42387

ТН

Kt=0,5 Kth=6000/100 № 2611-70

А

НТМИ-6-66

5322

B

C

Счетчик

Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.О3М

0804150134

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

О'

ПС 110/35/6 кВ «III подъем», КРУН-6 кВ, яч.13, Ф-67

II

Kt=0,5S Ktt=800/5 № 25433-11

А

ТЛО-1О

14-37646

УСВ-1 зав. № 1623

Рег. № 28716-О5 УССВ-2 зав. № ОО1419 Рег. № 54О74-13

0096

активная реактивная

B

ТЛО-1О

14-37644

C

ТЛО-1О

14-37645

ТН

Кт=О,5 Ктн=6ООО/1ОО № 2611-70

А

НТМИ-6-66

5651

B

C

Счетчик

Kt=0,5S/1,0

Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.О3М

0804150135

10

ПС 110/35/6 кВ «III подъем», КРУН-6 кВ, яч.14, Ф-66

II

Kt=0,5S Ktt=800/5 № 25433-11

А

ТЛО-1О

14-37649

0096

активная реактивная

B

ТЛО-1О

14-37648

C

ТЛО-1О

14-37647

ТН

Kt=0,5 Kth=6000/100 № 2611-70

А

НТМИ-6-66

5322

B

C

Счетчик

Kt=0,5S/1,0

Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.О3М

0804150120

1—н 1—н

Насосная станция № 4, РУ-6 кВ № 1, яч. 19

II

Kt=0,5S Ktt=800/5 № 15128-07

А

ТОЛ-10-I

11672

0096

активная реактивная

B

-

-

C

ТОЛ-10-I

11673

ТН

Kt=0,5 Ктн 6000/\3/l00/\3 № 3344-08

А

ЗНОЛ.О6

ООО3168

B

ЗНОЛ.О6

ООО32ОО

C

ЗНОЛ.О6

ООО3169

Счетчик

Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.О3М

0804150149

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

сosф

Относительная погрешност] электрической энергии в ра АИИ

и ИК при измерении активной бочих условиях эксплуатации [С КУЭ

±51(2)%,

±55 %,

±520 %,

±5100 %,

I1(2)% — I изм< I5 %

I5 %—I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1-6

(ТТ 0,5S; ТН 0,2;

Сч 0,5S)

1,0

2,4

1,7

1,6

1,6

0,9

2,9

2,2

1,8

1,8

0,8

3,3

2,4

1,9

1,9

0,7

3,9

2,6

2,1

2,1

0,5

5,6

3,3

2,5

2,5

7-10

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1,0

2,5

1,9

1,8

1,8

0,9

3,2

2,6

2,3

2,3

0,8

3,6

2,7

2,3

2,3

0,7

4,1

2,9

2,5

2,5

0,5

5,8

3,7

3,0

3,0

11

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1,0

2,4

1,7

1,6

1,6

0,9

2,9

2,2

1,8

1,8

0,8

3,3

2,4

2,0

2,0

0,7

3,9

2,6

2,1

2,1

0,5

5,7

3,4

2,7

2,7

Номер ИК

сosф

Относительная погрешность ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

±51(2)%,

±55 %,

±520 %,

±5100 %,

I1(2)% — I изм< I5 %

I5(10) %—1изм<120 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1-6

(ТТ 0,5S; ТН 0,2;

Сч 1,0)

0,9

-

4,8

4,2

4,2

0,8

-

4,2

3,7

3,7

0,7

-

4,0

3,6

3,6

0,5

-

3,8

3,5

3,5

7-10

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,9

-

5,2

4,7

4,7

0,8

-

4,6

4,2

4,2

0,7

-

4,4

4,0

4,0

0,5

-

4,2

3,9

3,9

11

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 1,0)

0,9

-

4,9

4,3

4,3

0,8

-

4,2

3,7

3,7

0,7

-

4,0

3,6

3,6

0,5

-

3,8

3,5

3,5

Примечания:

1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений Si(2)%P и Si(2)%q для созф<1,0 нормируется от I2%.

2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение от 0,99-ином до 1,01-ином;

- сила тока от 1ном до 1,2-1№м, cos9=0,9 инд;

- частота сети от 49,85 до 50,15 Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более - 0,05 мТл

- температура окружающей среды: от плюс 21 до плюс 25 °С.

5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение от 0,9-U№m до 1,1-Uhom,

- сила тока от 0,01-Ihom до 1,2-Ihom для ИК №№ 1 - 11;

- частота сети от 49 до 51 Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более - 0,5 мТл.

- температура окружающей среды: для измерительных ТТ и ТН в зависимости от вида климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150-69, для счетчиков ИК № 1-6, 11 - от плюс 10 до плюс 35 °С, для счетчиков ИК №№ 7-10 - от плюс 10 до плюс 50 °С.

6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счётчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утверждённых типов с такими же метрологическими характеристиками. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- для счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;

- для сервера ИВКЭ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

- для сервера ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчиков электрической энергии Тв < 24 часа;

- для сервера ИВКЭ Тв < 1 час;

- для сервера Тв < 1 час;

- для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ 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, сервер ИВКЭ и сервере ИВК;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

- защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:

- фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- сервере ИВКЭ и сервере ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- для счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет 114 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 30 лет;

- ИВКЭ - хранение данных при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество, шт.

Трансформатор тока ТЛО-10

24

Трансформатор тока ТОЛ-10-I

2

Трансформатор напряжения НАМИ-10

2

Трансформатор напряжения НТМИ-6-66

2

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М

11

Устройство синхронизации системного времени УССВ-2

1

Устройство синхронизации времени УСВ-1

1

Сервер ИВКЭ SBOX-2150

1

Сервер ИВК NISE 3500

1

Методика поверки МП 206.1-087-2016

1

Паспорт - Формуляр СТПА.411711.СВ01.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-087-2016   «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ» г. Ставрополь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.10.2016 г.

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» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

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

- радиочасы МИР РЧ-01 (Рег. № 27008-04), принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

- переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- измеритель магнитного поля «ИМП-04» (Рег. № 15527-02), диапазон измерений магнитного поля от 70 до 5000 нТл;

- термогигрометр «CENTER» (Рег. № 22129-04): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 100 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в эксплуатационном документе.

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

65951-16
К11, К100 и К100С Тензиометры
Фирма "KRUSS GmbH", Германия
Тензиометры К11, К100 и К100С (далее - тензиометры) предназначены для измерений поверхностного и межфазного натяжения жидкостей методом кольца Дью Нуи или пластины Вильгельми.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система информационно-измерительная «Автоматизированная система оперативного учета нефти АО «Транснефть-Верхняя Волга» (далее - АСОУН) предназначена для оперативного учета нефти и формирования баланса нефти по технологическим участкам, районным нефте...
Default ALL-Pribors Device Photo
65949-16
ВТ-801 Установка вибрационная поверочная
ООО "Виброприбор", г.Ярославль
Установка вибрационная поверочная ВТ-801 (далее - установка ВТ-801) предназначена для воспроизведения среднеквадратических значений виброускорения, виброскорости и размаха виброперемещения и измерения выходных напряжений при поверке виброметров и виб...
65948-16
WTW Анализаторы жидкости
Фирма "WTW Wissenschaftlich-Technische Werkstatten", Германия
Анализаторы жидкости WTW (далее - анализаторы) предназначены для измерений рН, окислительно-восстановительного потенциала (ОВП), удельной электрической проводимости (УЭП), температуры жидкости, мутности, массовой концентрации растворенных солей (TDS)...
65947-16
C1-127 (ЖКИ) М Осциллографы
Унитарное предприятие "Завод СВТ", Беларусь, г.Минск
Осциллографы С1-127 (ЖКИ) М (далее - осциллографы) предназначены для наблюдения и измерения электрических сигналов размахом от 4 мВ до 300 В и длительностью от 20 нс до 2 с в полосе частот от 0 до 70 МГц.