Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Витимэнергосбыт"
Номер в ГРСИ РФ: | 66908-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Энергосистемы", г.Владимир |
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.