Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Минудобрения"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66850-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Минудобрения» (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 | 66850-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Минудобрения" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 002 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж
Поверка
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 66850-17: Описание типа СИ | Скачать | 119.7 КБ | |
| 66850-17: Методика поверки МП 206.1-044-2017 | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Минудобрения» (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 включаютв себятрансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) 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 себяустройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS (далее - УССВ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АО «Минудобрения», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС».
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.
Для ИК 1-12 цифровой сигнал с выходов счётчиков поступает на устройство сбора и передачи данных (УСПД) уровня ИВКЭ по основному каналу связи - оптоволоконной линии, резервному каналу - выделенной линии. Далее по сети Ethernet поступает на сервер уровня ИВК.
Для ИК 13, 14 цифровой сигнал с выходов счётчиков поступает на устройство сбора и передачи данных (УСПД) уровня ИВКЭ по основному каналу связи - выделенной линии, резервному каналу - GSM-связь. Далее по сети Ethernet поступает на сервер уровня ИВК.
В сервере ИВК происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и обработка измерительной информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УССВ более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени УССВ не более ±1 с.Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и 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 15.07.04, 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 |
15.07.04 |
|
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 под № 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 1-го уровня 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 |
|
1 |
ПС «Азотная» ЗРУ-1 6 кВ Ввод 1 яч.9 |
ТШЛ-10УТ3 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 323; Зав. № 321 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6012787; Зав. № 6002810; Зав. № 6012783 |
A1805RAL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307126 |
RTU-325 Зав. № 010753 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
2 |
ПС «Азотная» ЗРУ-1 6 кВ Ввод 2 яч.39 |
ТШЛ-10УТ3 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 228; Зав. № 253 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6002610; Зав. № 6002596; Зав. № 6002616 |
A1805RAL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307127 |
RTU-325 Зав. № 010753 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
3 |
ПС «Азотная» ЗРУ-1 6 кВ Ввод 3 яч.8 |
ТШЛ-10УТ3 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 245; Зав. № 333 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6002587; Зав. № 6002590; Зав. № 6002585 |
A1805RAL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307125 |
RTU-325 Зав. № 010753 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
ПС «Азотная» ЗРУ-1 6 кВ Ввод 4 яч.38 |
ТШЛ-10УТ3 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 227; Зав. № 336 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6002698; Зав. № 6002702; Зав. № 6002696 |
A1805RAL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307137 |
RTU-325 Зав. № 010753 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
5 |
ПС «Азотная» ЗРУ-2 6 кВ Ввод 5 яч.111 |
ТШЛ-10УТ3 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 244; Зав. № 322 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6002703; Зав. № 6002697; Зав. № 6002699 |
A1805RAL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307133 |
RTU-325 Зав. № 010753 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
6 |
ПС «Азотная» ЗРУ-2 6 кВ Ввод 6 яч.141 |
ТШЛ-10УТ3 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 249; Зав. № 238 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6002477; Зав. № 6002583; Зав. № 6002588 |
A1805RAL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307124 |
RTU-325 Зав. № 010753 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
7 |
ПС «Азотная» ЗРУ-2 6 кВ Ввод 7 яч.108 |
ТШЛ-10УТ3 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 256; Зав. № 237 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6002816; Зав. № 6012786; Зав. № 6012781 |
A1805RAL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307136 |
RTU-325 Зав. № 010753 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
8 |
ПС «Азотная» ЗРУ-2 6 кВ Ввод 8 яч.138 |
ТШЛ-10УТ3 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 241; Зав. № 243 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6002807; Зав. № 6012782; Зав. № 6002803 |
A1805RAL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307129 |
RTU-325 Зав. № 010753 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
9 |
ПС «Кислотная» ЗРУ 6 кВ Ввод 1 яч.15 |
ТШЛ-10УТ3 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 242; Зав. № 240 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6002685; Зав. № 6002700; Зав. № 6002704 |
A1805RAL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307135 |
RTU-325 Зав. № 010753 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
10 |
ПС «Кислотная» ЗРУ 6 кВ Ввод 2 яч.41 |
ТШЛ-10УТ3 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 331; Зав. № 326 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6002510; Зав. № 6002513; Зав. № 6002507 |
A1805RAL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307132 |
RTU-325 Зав. № 010753 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
11 |
ПС «Кислотная» ЗРУ 6 кВ Ввод 3 яч.18 |
ТШЛ-10УТ3 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 324; Зав. № 328 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6002814; Зав. № 6002779; Зав. № 6002815 |
A1805RAL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307131 |
RTU-325 Зав. № 010753 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
12 |
ПС «Кислотная» ЗРУ 6 кВ Ввод 4 яч.42 |
ТШЛ-10УТ3 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 360; Зав. № 239 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6002701; Зав. № 6002691; Зав. № 6002693 |
A1805RAL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307128 |
RTU-325 Зав. № 010753 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
13 |
ПС «Водозабор» РУ 10 кВ Ввод 1 яч.3 |
ТПЛ-10-М-У2 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 2774; Зав. № 2773 |
ЗНОЛ.06-10У3 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 6002818; Зав. № 6002826; Зав. № 6002710 |
A1805RAL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307130 |
RTU-325 Зав. № 010754 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,5 ±5,9 |
|
14 |
ПС «Водозабор» РУ 10 кВ Ввод 2 яч.10 |
ТПЛ-10-М-У2 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 2666; Зав. № 2776 |
ЗНОЛ.06-10У3 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 6615; Зав. № 6404; Зав. № 6519 |
A1805RAL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01307134 |
RTU-325 Зав. № 010754 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,5 ±5,9 |
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 14 от минус 5 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
14 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
100- до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C: |
от -40 до +65 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C |
от +10 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Г лубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Минудобрения» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ-10УТ3 |
3972-03 |
24 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М-У2 |
47958-16 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6У3 |
46738-11 |
36 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-10У3 |
46738-11 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RAL-P4GB- DW-3 |
31857-11 |
14 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
37288-08 |
2 |
|
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
- |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-35HVS |
- |
1 |
|
Методика поверки |
- |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-044-2017 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Минудобрения». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.02.2017 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»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измеренийбез отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измеренийбез отключения цепей»;
- счетчиков A1805RAL-P4GB-DW-3 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (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 минус 20 до плюс 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Минудобрения», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 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
