Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Шахта "Чертинская – Коксовая" - ПС "Разделительная" 6/6,3 кВ
Номер в ГРСИ РФ: | 69006-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Сибэнергоконтроль", г.Кемерово |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Шахта «Чертинская - Коксовая» - ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ (АИИС КУЭ) предназначена для коммерческого учета электрической энергии и мощности в точках измерения, расположенных на ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 69006-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Шахта "Чертинская – Коксовая" - ПС "Разделительная" 6/6,3 кВ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 10 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Сибэнергоконтроль", г.Кемерово
Поверка
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
69006-17: Описание типа СИ | Скачать | 132.7 КБ | |
69006-17: Методика поверки МП 14-023-2017 | Скачать | 5.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Шахта «Чертинская - Коксовая» - ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ (АИИС КУЭ) предназначена для коммерческого учета электрической энергии и мощности в точках измерения, расположенных на ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи 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 - информационно-измерительные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ) «УССВ-2», технические средства приема-передачи данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, удаленное автоматизированное рабочее место (АРМ) энергоснабжающей организации (ЭСО).
Основными функциями АИИС КУЭ являются:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
один раз в сутки и по запросу сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии со счетчиков (ИИК), с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение данных об измеренных величинах электроэнергии и журналов событий в базе данных сервера ИВК в течение 3,5 лет (для 30 минутных приращений энергии);
резервирование баз данных на DVD-дисках;
разграничение доступа посредством паролей к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
конфигурирование параметров и настроек АИИС КУЭ;
защита от несанкционированного доступа маркированием и пломбированием узлов системы;
подготовку данных по результатам измерений в XML-формате для их передачи по электронной почте через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», ПАО «Кузбассэнергосбыт», филиал АО «СО ЕЭС» Кемеровское РДУ;
ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, линии связи, ПО «АльфаЦЕНТР») на сервере ИВК, УСПД и счетчиках;
ведение системы единого времени.
Принцип действия.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии.
Счетчики производят измерения и вычисления полученной активной и реактивной энергии и мощности. Интервал времени усреднения мощности для коммерческого учета установлен равным 30 минут. Счетчики автоматически записывают в память измеренные величины (активной и реактивной энергии), с интервалом усреднения 30 минут, на глубину не менее 45 суток (в соответствии с техническими требованиями АО «АТС» Приложение 11.1). В памяти счетчика два четырехканальных (актив/реактив, прием/отдача) независимых профиля мощности. Основные и вспомогательные величины, выбранные для отображения на жидкокристаллическом индикаторе и их последовательность, определяются при программировании счетчика.
По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация и журналы событий по счетчикам электрической энергии направляются в УСПД. В УСПД собранная информация консолидируется, производится вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, и далее по автоматическим запросам передается на сервер ИВК. Просмотр полученной информации об электроэнергии по всем ИК доступен на АРМ.
С ИВК Данные передаются по выделенному каналу сети «Интернет» через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», ПАО «Кузбассэнергосбыт», филиал АО «СО ЕЭС» Кемеровское РДУ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, УСПД, сервера уровня ИВК, УССВ), 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.
На уровне ИВК СОЕВ организована с помощью подключенного к серверу УССВ УССВ-2, которое имеет встроенный модуль синхронизации времени, работающей от сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS.
УССВ синхронизирует сервер ИВК каждые 10 минут по средствам программного модуля в составе ПО «АльфаЦЕНТР».
Сравнение показаний часов ИВКЭ и ИВК осуществляется один раз в 30 минут при опросе УСПД, синхронизация осуществляется при расхождении часов УСПД и ИВК на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК и ИВКЭ осуществляется один раз в сутки при опросе счетчиков, синхронизация осуществляется при расхождении часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 с.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с/сут.
Знак утверждения типа наносится на титульные листы руководства по эксплуатации и паспорт-формуляр типографским способом. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку и передачу в форматах предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляют 1 единицу младшего разряда, измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
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 каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.77-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
СОЕВ |
Сервер | |||||
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
1 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.3 |
ТОЛ-НТЗ-10 500/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 |
УССВ-2 Рег. № 54074-21 |
HP ProLiant DL160 G6 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 |
2 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.9 |
ТОЛ-НТЗ-10 500/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 | |||
3 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.11 |
ТОЛ-НТЗ-10 500/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
4 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.13 |
ТОЛ-НТЗ-10 500/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 |
УССВ-2 Рег. № 54074-21 |
HP ProLiant DL160 G6 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 |
5 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.15 |
ТОЛ-НТЗ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 | |||
6 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.17 |
ТОЛ-НТЗ-10 150/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 | |||
7 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.19 |
ТОЛ-НТЗ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. №51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 | |||
8 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.4 |
ТОЛ-НТЗ-10 500/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
9 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.10 |
ТОЛ-НТЗ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 |
УССВ-2 Рег. № 54074-21 |
HP ProLiant DL160 G6 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 |
10 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.12 |
ТОЛ-НТЗ-10 500/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 | |||
11 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.14 |
ТОЛ-НТЗ-10 500/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 | |||
12 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.16 |
ТОЛ-НТЗ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
13 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.18 |
ТОЛ-НТЗ-10 500/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
RTU-325 Рег. № 37288-08 |
УССВ-2 Рег. № 54074-21 |
HP ProLiant DL160 G6 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 |
14 |
ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.22 |
ТОЛ-НТЗ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
ЗНОЛ-НТЗ-6 6000:^3/100:^3, КТ 0,5 Рег. № 51676-12 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,6 |
±2,0 ±3,1 | |||
Предел допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cоsф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от 0 до плюс 40 °С;
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик;
5 Допускается замена УСПД на аналогичное, утвержденного типа;
6 Допускается замена УССВ на аналогичное, утвержденного типа;
7 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений;
8 Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);
9 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
14 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Г ц - коэффициент мощности cоsф - температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Г ц - коэффициент мощности cоsф - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 49,6 до 50,4 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от 0 до +40 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05МК.00: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД RTU-325: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 2 100000 24 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
УССВ УССВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
74500 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
УСПД: - при отключении питания |
5 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование электрического питания сервера 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 журнале события счетчика фиксируются факты:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- сервера;
- защита информации на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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 АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ__________________________________________
Наименование |
Тип |
Количество, шт |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-НТЗ-6 |
6 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
28 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
14 |
Устройство синхронизации времени |
УССВ-2 |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
УСПД RTU-325 |
1 |
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
Сервер |
HP ProLiant DL160 G6 |
1 |
Формуляр-паспорт |
06.2017.012-АУ.ФО-ПС |
1 |
Руководство по эксплуатации |
06.2017.012-АУ.РЭ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Шахта «Чертинская - Коксовая» - ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ, аттестованном ФБУ «Кемеровский ЦСМ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310473 от 26.08.2014 г.
Нормативные документы
электроэнергии Шахта «Чертинская - Коксовая» - ПС «Разделительная» 6/6,3 кВ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23.07.2021 г. № 1436 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электроэнергетических величин в диапазоне от 1 до 2500 Гц».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31.07.2018 г. № 1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».