Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "КНПЗ-КЭН"
Номер в ГРСИ РФ: | 67181-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КНПЗ-КЭН» (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 | 67181-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "КНПЗ-КЭН" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 414 |
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", г.Владимир
Поверка
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
67181-17: Описание типа СИ | Скачать | 117.6 КБ | |
67181-17: Методика поверки МП 206.1-046-2017 | Скачать | 2.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КНПЗ-КЭН» (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 включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 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 себя устройство сбора и передачи данных RTU-327L (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ-2) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ЗАО «КНПЗ-КЭН», включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру и АРМ энергосбытовой организации - субъкта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК ЗАО «КНПЗ-КЭН» при помощи удаленного доступа по сети Internet.
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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от АРМ энергосбытовой организации по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭЦП. АРМ энергосбытовой организации раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ-2 не более ±1 с. УССВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УССВ-2 более чем на ±1 с. 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 14.05, 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 |
amrserver.exe |
атгс.ехе |
amra.exe |
cdbora2.dll |
encryptdll.dll |
alphamess.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
v. 4.9.8.1 | |||||
Цифровой идентификатор ПО |
582b756b20 98a6dabbe52 eae57e3e239 |
b3bf6e3e510 0c068b9647d 2f9bfde8dd |
764bbe1ed878 51a0154dba88 44f3bb6b |
7dfc3b73d1d 1f209cc4727 c965a92f3b |
0939ce05295 fbcbbba400e eae8d0572c |
b8c331abb5e 34444170eee 9317d635cd |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений 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 и 2-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 |
ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 |
ТФМ-110 II У1 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 1475; Зав. № 1592; Зав. № 1590 |
НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3 Зав. № 1481562; Зав. № 1481560; Зав. № 1481566 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804101140 |
RTU-327L Зав. № 010751 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,1 ±7,1 |
2 |
ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 |
ТФМ-110 II У1 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 1583; Зав. № 1677; Зав. № 1594 |
НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3 Зав. № 1481565; Зав. № 1481564; Зав. № 1481561 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804101120 |
RTU-327L Зав. № 010751 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,1 ±7,1 |
3 |
ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.3 («НПЗ-3») |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 49143; ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 86931 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2507 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802146348 |
RTU-327L Зав. № 010751 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,1 ±7,1 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
4 |
ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.9 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 53792; Зав. № 55661 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2507 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804101147 |
RTU-327L Зав. № 010751 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,1 ±7,1 |
5 |
ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.11 («НПЗ-11») |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 5925; Зав. № 5914 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2507 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812123228 |
RTU-327L Зав. № 010751 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,1 ±7,1 |
6 |
ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.12 («НПЗ-12») |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 2908; Зав. № 5919 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2507 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812123221 |
RTU-327L Зав. № 010751 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,1 ±7,1 |
7 |
ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.22 |
ТЛК-10-5 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 08321; Зав. № 08540 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2507 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804101231 |
RTU-327L Зав. № 010751 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,1 ±7,1 |
8 |
ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.30 |
ТЛК-10-5 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 08320; Зав. № 08519 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7082 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804101133 |
RTU-327L Зав. № 010751 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,1 ±7,1 |
Окончание таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9 |
ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.33 («НПЗ-33») |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 78509; ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 86289 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7082 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812123590 |
RTU-327L Зав. № 010751 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,1 ±7,1 |
10 |
ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.35 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 1941; Зав. № 1515 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7082 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803131115 |
RTU-327L Зав. № 010751 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,1 ±7,1 |
11 |
ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.39 («НПЗ-39») |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 43392; Зав. № 44623 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7082 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812123136 |
RTU-327L Зав. № 010751 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,1 ±7,1 |
12 |
ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.41 («НПЗ-41») |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 91549; Зав. № 91551 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7082 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812123234 |
RTU-327L Зав. № 010751 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,1 ±7,1 |
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 - 12 от минус 40 до плюс 60 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
12 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 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 +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - СЭТ-4ТМ.03М.01 |
140000 |
- СЭТ-4ТМ.03М.01 |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч |
40000 |
- 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) ЗАО «КНПЗ-КЭН» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТФМ-110 II У1 |
16023-97 |
6 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
6 |
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
6 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
4 |
Трансформатор тока |
ТЛК-10-5 |
9143-01 |
4 |
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 |
14205-94 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-08 |
5 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
7 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTO-327L |
41907-09 |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УССВ-2 |
54074-13 |
1 |
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
- |
1 |
Сервер БД |
HP ProLiant ML110 |
- |
1 |
Методика поверки |
МП 206.1-046-2017 |
- |
1 |
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-046-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КНПЗ-КЭН». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03 марта 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 измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД RTU-327L - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (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) ЗАО «КНПЗ-КЭН», 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