Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭК "СТИ" (Северо-Запад)
| Номер в ГРСИ РФ: | 74999-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергетическая компания "СТИ", г.С.-Петербург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «СТИ» (Северо-Запад) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, соотнесения результатов измерений к шкале всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU), сбора, хранения и обработки полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74999-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭК "СТИ" (Северо-Запад) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергетическая компания "СТИ", г.С.-Петербург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 74999-19: Описание типа СИ | Скачать | 358.1 КБ | |
| 74999-19: Методика поверки | Скачать | 3.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «СТИ» (Северо-Запад) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, соотнесения результатов измерений к шкале всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU), сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной
электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в виде электронного документа XML для их передачи по
электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
1 -й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «E-ресурс» ES.02».
ИИК ТИ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчика с привязкой к шкале времени UTC(SU). Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти события, такие как коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков, включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале времени UTC(SU).
И ВК выполнен на базе комплекса программно-технического «E-ресурс» ES.02 и
включает в себя:
- сервер баз данных;
- автоматизированные рабочие места (АРМ).
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов
измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК ТИ и
состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы
каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на
коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений,
осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК ТИ;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на
уровень ИИК ТИ;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения
параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 и модемов GSM/GPRS для передачи данных от
счетчиков до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи
данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от
уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня
ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. Сервер баз данных получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от серверов NTP ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава государственного первичного эталона времени РФ. При каждом опросе счетчиков сервер баз данных определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду синхронизации. Счетчики в составе АИИС КУЭ допускают синхронизацию времени не чаще 1 раза в сутки. Журналы событий счетчиков, сервера ИВК и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение из состава комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02. Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ПО «E-ресурс» ES.02 |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Не ниже 1.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
Вычисляется контролирующей утилитой, указывается в формуляре АИИС КУЭ |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
контролирующая утилита echeck |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Не присвоен |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
ee52391ad32ba71f32191bb073829f15 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
№ ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.1 |
РП-1115 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.1 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59 |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 18178-99 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 64450-16 |
ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 |
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1.2 |
РП-1115 10 кВ, РУ-10 кВ, яч.7 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59 |
НТМК-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 355-49 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 64450-16 |
ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 |
|
2.1 |
РП-2008 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 4 |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 15128-07 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | |
|
2.2 |
РП-2008 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 10 |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 15128-07 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | |
|
3.1 |
РП-1899 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 9-10 |
ТПФ Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 517-50 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
3.2 |
РП-1899 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 4-5 |
ТПФ Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 517-50 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | |
|
3.3 |
РП-1986 6 кВ, РУ-6 кВ, СШ 6 кВ между С.Р. и яч.5 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
4.1 |
ТП-38А 6 кВ, Т-1 1 ввод РЩ-0,4 кВ |
Т-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт = 2000/5 Рег. № 52667-13 |
Не используется |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | |
|
4.2 |
ТП-38А 6 кВ, Т-2 2 ввод РЩ-0,4 кВ |
Т-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт = 2000/5 Рег. № 52667-13 |
Не используется |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | |
|
4.3 |
ТП-38 6 кВ, Т-1 1 ввод РЩ-0,4 кВ |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт = 2000/5 Рег. № 64182-16 |
Не используется |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-08 | |
|
4.4 |
ТП-38 6 кВ, Т-2 2 ввод РЩ-0,4 кВ |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт = 2000/5 Рег. № 64182-16 |
Не используется |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
Примечание:
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 указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. Предприятие-владелец АИИС КУЭ вносит изменения в эксплуатационные документы.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
|
I, % от 1ном |
cos ф |
ИК №№ 1.1, 1.2, 3.1, 3.2 |
ИК №№ 2.1, 2.2, 3.3 |
ИК №№ 4.1, 4.2, 4.3, 4.4 | |||||||||
|
^\\о'А % |
^оР, % |
6wa, % |
6wp, % |
^\\о'А % |
&ШР, % |
6wa, % |
6wp, % |
^\\о'А % |
&ШР, % |
6wa, % |
6wp, % | ||
|
2 |
0,50 |
- |
- |
- |
- |
±4,9 |
±2,7 |
±5,9 |
±5,7 |
±4,7 |
±2,6 |
±5,8 |
±5,6 |
|
2 |
0,80 |
- |
- |
- |
- |
±2,7 |
±4,1 |
±4,3 |
±6,5 |
±2,6 |
±4,0 |
±4,2 |
±6,4 |
|
2 |
0,87 |
- |
- |
- |
- |
±2,4 |
±5,0 |
±4,1 |
±7,1 |
±2,3 |
±4,9 |
±4,1 |
±6,9 |
|
2 |
1,00 |
- |
- |
- |
- |
±1,9 |
- |
±3,8 |
- |
±1,8 |
- |
±3,8 |
- |
|
5 |
0,50 |
±5,5 |
±3,0 |
±6,4 |
±5,8 |
±3,1 |
±2,1 |
±4,6 |
±5,5 |
±2,8 |
±2,0 |
±4,4 |
±5,4 |
|
5 |
0,80 |
±3,0 |
±4,6 |
±4,5 |
±6,8 |
±1,9 |
±2,9 |
±3,8 |
±5,8 |
±1,7 |
±2,7 |
±3,8 |
±5,7 |
|
5 |
0,87 |
±2,7 |
±5,6 |
±4,3 |
±7,5 |
±1,8 |
±3,3 |
±3,8 |
±6,0 |
±1,6 |
±3,1 |
±3,7 |
±5,9 |
|
5 |
1,00 |
±1,8 |
- |
±2,7 |
- |
±1,2 |
- |
±2,3 |
- |
±1,0 |
- |
±2,2 |
- |
|
20 |
0,50 |
±3,0 |
±1,8 |
±4,5 |
±5,3 |
±2,3 |
±1,5 |
±4,0 |
±5,3 |
±1,9 |
±1,3 |
±3,8 |
±5,2 |
|
20 |
0,80 |
±1,7 |
±2,6 |
±3,7 |
±5,7 |
±1,4 |
±2,1 |
±3,6 |
±5,4 |
±1,1 |
±1,8 |
±3,5 |
±5,3 |
|
20 |
0,87 |
±1,5 |
±3,1 |
±3,7 |
±5,9 |
±1,2 |
±2,4 |
±3,6 |
±5,6 |
±1,0 |
±2,1 |
±3,5 |
±5,4 |
|
20 |
1,00 |
±1,2 |
- |
±2,3 |
- |
±1,0 |
±0,0 |
±2,2 |
- |
±0,8 |
- |
±2,1 |
- |
|
100,120 |
0,50 |
±2,3 |
±1,5 |
±4,0 |
±5,3 |
±2,3 |
±1,5 |
±4,0 |
±5,3 |
±1,9 |
±1,3 |
±3,8 |
±5,2 |
|
100,120 |
0,80 |
±1,4 |
±2,1 |
±3,6 |
±5,4 |
±1,4 |
±2,1 |
±3,6 |
±5,4 |
±1,1 |
±1,8 |
±3,5 |
±5,3 |
|
100,120 |
0,87 |
±1,2 |
±2,4 |
±3,6 |
±5,6 |
±1,2 |
±2,4 |
±3,6 |
±5,6 |
±1,0 |
±2,1 |
±3,5 |
±5,4 |
|
100,120 |
1,00 |
±1,0 |
- |
±2,2 |
- |
±1,0 |
- |
±2,2 |
- |
±0,8 |
- |
±2,1 |
- |
|
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с | |||||||||||||
|
Примечания: SWA — границы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной электроэнергии; SWOP — границы допускаемой основной относительной погрешности измерений реактивной электроэнергии; SWA - границы допускаемой относительной погрешности измерений активной электроэнергии в рабочих условиях применения; SWP - границы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения. | |||||||||||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
11 |
|
Нормальные условия эксплуатации: - напряжение сети % от ином - температура окружающего воздуха в месте расположения ТТ и ТН, °С - температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков, °С |
от 98 до 102 от -45 до +40 от +21 до +25 |
|
Рабочие условия эксплуатации: индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более допускаемые значения неинформативных параметров: ток, % от 1ном: - для ИК №№ 2.1, 2.2, 3.3, 4.1, 4.2, 4.3, 4.4 - для ИК №№ 1.1, 1.2, 3.1, 3.2 напряжение, % от Ином коэффициент мощности cos ф диапазон температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера |
0,05 от 2 до 120 от 5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. от -45 до +40 от 0 до +25 от +15 до +25 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Г лубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
100 10 3,5 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС.01.ПД/141118-ТРП.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «СТИ» (Северо-Запад). Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средств измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТПФ |
4 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМК-10 |
1 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
4 |
|
Счетчики |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
2 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
5 |
|
GSM/GPRS модем |
iRZ ATM |
5 |
|
ИВК |
ПТК «E-ресурс» ES.02 |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭК "СТИ" (Северо-Запад). Формуляр |
АИИС.01.ПД/141118-ТРП.ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭК "СТИ" (Северо-Запад). Методика поверки |
МП-184-КЛ.КШ10556-2019 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-'184-К.Л.К.и.3'10556-20'19 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «СТИ» (Северо-Запад). Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 27.02.2019 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в апреле 2017 г.;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- для счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в апреле 2016 г.;
- для комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02 - в соответствии с документом 009-30007-2013 «Комплекс программно-технический «Е-ресурс» ES.02. Методика поверки» (с изменением № 1), утвержденным ФГУП «СНИИМ» в июне 2018 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «СТИ» (Северо-Запад)» Свидетельство об аттестации методики измерений № 445-RA.RU.311735-2019 от 27.02.2019 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
