66908-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Витимэнергосбыт" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Витимэнергосбыт"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 66908-17
Производитель / заявитель: ООО "Энергосистемы", г.Владимир
Скачать
66908-17: Описание типа СИ Скачать 126.5 КБ
66908-17: Методика поверки Скачать 2.4 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Витимэнергосбыт" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Витимэнергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 66908-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Витимэнергосбыт"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 051
Производитель / Заявитель

ООО "Энергосистемы", г.Владимир

Поверка

Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 2 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

66908-17: Описание типа СИ Скачать 126.5 КБ
66908-17: Методика поверки Скачать 2.4 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Витимэнергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной электрической энергии (счётчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, устройство синхронизации системного времени УССВ-2  (регистрационный №  54074-13), и

каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора и БД, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Измерительная информация из УСПД поступает на сервер сбора и БД. Для ИК №№ 1-8 передача данных осуществляется по сети Ethernet, цифровой абонентской линии DSL и радиорелейной линии связи (основной канал). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM (коммутируемая линия) и проводной линии интерфейса RS-232. Для остальных ИК передача данных осуществляется с помощью сети Ethernet и системы спутниковой связи TCP/IP. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному, организованному на базе проводной линии связи интерфейса RS-232 и системе спутниковой связи Globastar.

Дополнительно на сервер сбора и БД в виде xml-макетов формата 80020 поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ Олимпиадинского и Благодатнинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО «Полюс» (регистрационный № 56373-14), АИИС КУЭ ОАО «Алданзолото» ГРК» (регистрационный № 59418-14), АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Нижний Куранах» (регистрационный № 59197-14), АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Таксимо» (регистрационный № 62447-15), АИИС КУЭ ПС 220 кВ Раздолинская в части установки двух ячеек 220 кВ (для технологического присоединения ПС 220 кВ Тайга) (регистрационный № 64928-16), АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный № 59086-14).

На сервере осуществляется дальнейшая обработка поступающей информации, формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных документов.

Передача информации от сервера сбора и БД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиалы АО «СО ЕЭС» 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 уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмников.

Сравнение показаний часов сервера сбора и БД с соответствующим УССВ-2 осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера сбора и БД производится при расхождении с УССВ-2 на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД, расположенного на Мамаканской ГЭС, с часами сервера сбора и БД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера сбора и БД на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД, расположенного на ПС «Таксимо», с соответствующим УССВ-2 осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с УССВ-2 на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счётчиков с часами соответствующего УСПД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и УСПД на величину более ±1 с.

Передача информации от счётчика до УСПД, от УСПД до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счётчика, УСПД и сервера отражаются в соответствующих журналах событий.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации ПО средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа

центр»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.07.04

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК*

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Пределы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) %

Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Мамаканская ГЭС,

ГГ-1

ТПШФ-10 Ктт=2000/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 16643 Зав. № 26566 Зав. № 26571

Рег. № 519-50

ЗНОЛП-10 Ктн=10000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

Зав. № 5001544

Зав. № 5001491

Зав. № 5001584

Рег. № 46738-11

A1802RLQ-P4G-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01279664

Рег. № 31857-11

RTU-325 Зав. № 001578

активная

реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

2

Мамаканская ГЭС, ГГ-2

ТПШФ-10 Ктт=2000/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 26425 Зав. № 26570 Зав. № 26716

Рег. № 519-50

ЗНОЛП-10 Ктн=10000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

Зав. № 5001593

Зав. № 5001610

Зав. № 5001608

Рег. № 46738-11

A1802RLQ-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01279665

Рег. № 31857-11

Рег. № 19495-03

активная

реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

Мамаканская ГЭС, ГГ-3

ТПШФ-10 Ктт=2000/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 26562 Зав. № 26427 Зав. № 26565

Рег. № 519-50

ЗНОЛП-10 Ктн=10000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

Зав. № 4000530

Зав. № 4000487

Зав. № 4000529

Рег. № 46738-11

A1802RLQ-P4G-

DW-3

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01279666

Рег. № 31857-11

RTU-325 Зав. № 001578

Рег. № 19495-03

активная

реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

4

Мамаканская ГЭС, ГГ-4

ТПШФ-10 Ктт=2000/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 26568 Зав. № 26567 Зав. № 23579

Рег. № 519-50

ЗНОЛП-10 Ктн=10000/^3/100/^3

Кл.т. 0,5

Зав. № 4000443

Зав. № 4000533

Зав. № 4000486

Рег. № 46738-11

A1802RLQ-P4G-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01279667

Рег. № 31857-11

активная

реактивная

1,1

2,3

3,0

4,7

5

Мамаканская ГЭС, РУ-0,4 кВ, СН-Г1 11Т

ТТИ-А Ктт=600/5

Кл.т. 0,5 Зав. № N13509 Зав. № N13536 Зав. № N13515

Рег. № 28139-12

-

A1R-4-AL-C29-T+

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01133717

Рег. № 14555-02

активная

реактивная

0,9

1,9

2,9

4,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

Мамаканская ГЭС, РУ-0,4 кВ, СН-Г2 12Т

ТК-20 Ктт=600/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 60730 Зав. № 48175 Зав. № 60059

Рег. № 1407-60

-

A1R-4-AL-C29-T+

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01133716

Рег. № 14555-02

RTU-325 Зав. № 001578

Рег. № 19495-03

активная

реактивная

0,9

1,9

2,9

4,5

7

Мамаканская ГЭС, РУ-0,4 кВ, СН-Г3 13Т

ТК-20 Ктт=600/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 65368 Зав. № 59706 Зав. № 52255

Рег. № 1407-60

-

A1802RLQ-P4G-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01279670

Рег. № 31857-11

активная

реактивная

0,9

1,9

2,9

4,6

8

Мамаканская ГЭС, РУ-0,4 кВ, СН-Г4 14Т

ТК-20 Ктт=600/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 57313 Зав. № 59677 Зав. № 46196

Рег. № 1407-60

-

A1R-4-AL-C29-T+

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01133719

Рег. № 14555-02

активная

реактивная

0,9

1,9

2,9

4,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

16

ПС 220/110/35/10 кВ Таксимо, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Таксимо - Мамакан

SB 0.8 Ктт=600/5 Кл.т. 0,2S Зав. № 13010847 Зав. № 13010857 Зав. № 13010856

Рег. № 20951-08

VCU-123 Ктн=110000/^3/100/^3

Кл.т. 0,2

Зав. № 24200203

Зав. № 24200204

Зав. № 24200205

Рег. № 53610-13

A1802RAL-P4GB-DW-GS-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01264360

Рег. № 31857-11

RTU-325 Зав. № 001582

активная

реактивная

0,6

1,1

1,5

2,5

17

ПС 220/110/35/10 кВ Таксимо, ОРУ-110 кВ, ОВ - 110

SB 0.8 Ктт=600/5 Кл.т. 0,2S Зав. № 13010858 Зав. № 13010852 Зав. № 13010855

Рег. № 20951-08

VCU-123 Ктн=110000/^3/100/^3

Кл.т. 0,2

Зав. № 24200208

Зав. № 24200207

Зав. № 24200206

Рег. № 53610-13

A1802RAL-P4GB-DW-GS-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01264361

Рег. № 31857-11

Рег. № 19495-03

активная

реактивная

0,6

1,1

1,5

2,5

* Примечания

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной

электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

- параметры сети: напряжение (0,95-1,05)-Uн; сила тока (1,0-1,2)-1н; cosф=0,9инд.

(sin ф=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл;

- температура окружающей среды: (20±5) °С.

4 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)-Uн1; диапазон силы первичного тока для ИК №№ 1-8 (0,05-1,2)^Iн1; диапазон силы первичного тока для остальных ИК (0,01-1,2)^Iн1 коэффициент мощности cosф (sinф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счётчиков электрической энергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)-Uн2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)^Iн2; диапазон коэффициента мощности cosф (sinф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

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

- температура окружающего воздуха для счётчиков типа Альфа А1800

от минус 40 до плюс 65 °С, для счётчиков типа Альфа от минус 40 до плюс 55 °С;

- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

- атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

- температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 25 °С;

- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

5 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1-8 указана для силы тока 5 % от 1ном, для остальных ИК указана для силы тока 2 % от 1ном cosф=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С.

6 Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2. Допускается замена УСПД и УССВ-2 на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7 Все типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты АИИС КУЭ, должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений (ФИФ).

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- счётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

- счётчик Альфа - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв=2 ч;

- УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т=40000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=24 ч;

- УССВ-2  -  среднее  время  наработки  на  отказ  не  менее  Т=74500 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=0,5 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 счётчике.

-   журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счётчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счётчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счётчика электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче,

параметрировании:

- счётчика электрической энергии;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений;

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счётчик типа Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 180 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- счётчик типа Альфа - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

не менее 70 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- УСПД RTU-325 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тип компонента

Количество

Трансформаторы тока

ТПШФ-10

12 шт.

Трансформаторы тока стационарные

ТК

9 шт.

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ

3 шт.

Трансформаторы тока встроенные

SB 0.8

6 шт.

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛ

12 шт.

Трансформаторы напряжения емкостные

VCU

6 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

7 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

Альфа

3 шт.

Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии

RTU-300

2 шт.

Устройства синхронизации системного времени

УССВ-2

2 шт.

Сервер

HP Proliant DL320 Gen8

1 шт.

Методика поверки

-

1 экз.

Паспорт-формуляр

АПЭП.АИИС.051.ПФ

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 66908-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Витимэнергосбыт». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 18.01.2017 г.

Документы на поверку измерительных компонентов:

- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- счётчик Альфа А1800 - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г., и документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утверждённым в 2012 г.;

- счётчик Альфа - в соответствии с методикой поверки «Многофункциональные

счётчики электрической энергии типа АЛЬФА», согласованной с ВНИИМ им. Д.И. Менделеева;

- УСПД RTU-325 - в соответствии с документом «Комплексы аппаратнопрограммных средств на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 г.;

- УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.

Основные средства поверки:

- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов

напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов

тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный № 27008-04);

- 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 %.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

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) АО «ГОК «Инаглинский» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обра...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного...
66911-17
ALW-N Измерители двухпроводной линии
Фирма "APLISENS S.A.", Польша
Измерители двухпроводной линии ALW-N (далее - измерители) предназначены для измерений стандартного сигнала постоянного тока, формируемого преобразователями различных неэлектрических величин в электрический сигнал.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 110/20 кВ «Яндекс» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения электрической энергии, потребляемой объектами ООО «Яндекс ДЦ Владимир»,...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП «Кунерма» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи пол...