Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО племзавод "Заволжское", ООО "ККЗ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 75172-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоПромРесурс", г. Красногорск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО племзавод «Заволжское», ООО «ККЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 75172-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО племзавод "Заволжское", ООО "ККЗ" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоПромРесурс", г.Красногорск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| 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
| 75172-19: Описание типа СИ | Скачать | 108.2 КБ | |
| 75172-19: Методика поверки | Скачать | 11.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО племзавод «Заволжское», ООО «ККЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс.
Сравнение показаний часов сервера с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью модуля ПО «АльфаЦЕНТР» (АС_Т) с использованием протокола NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 мин, коррекция часов осуществляется независимо от величины расхождений.
Сравнение часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в сутки). Корректировка часов счетчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». 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 с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электрической энергии |
Метрологические И |
характеристики К | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ТП 10 кВ Свиноферма, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
HP DL380 G7 E |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 |
|
2 |
ТП 10 кВ Свиноферма, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 | |
|
3 |
КТП 10 кВ №428, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 | |
|
4 |
ЗТП 10 кВ Свинарник 1, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
ТТИ-60 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ЗТП 10 кВ Свинарник 1, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 |
ТТИ-60 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
HP DL380 G7 E |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 |
|
6 |
ТП 10 кВ Свинарник 3, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
ТТЭ-С Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 54205-13 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 | |
|
7 |
ТП 10 кВ Свинарник 3, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 |
ТТЭ-С Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 54205-13 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 | |
|
8 |
ЗТП 10 кВ Кормцех 2, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
ТТИ-60 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 | |
|
9 |
ЗТП 10 кВ Кормцех 2, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 |
ТТИ-60 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 | |
|
10 |
ТП 10 кВ №430, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
ТТИ-30 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 28139-04 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
ТП 10 кВ №434, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
HP DL380 G7 E |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 |
|
12 |
ВЛ-10 кВ Ф.03 от ПС 35 кВ Городня, отпайка, ПКУ 10 кВ |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 75/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,5 5,9 | |
|
13 |
ТП 10 кВ №450, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 15173-06 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 | |
|
14 |
ЗТП 10 кВ Котельная, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
ТТИ-40 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 | |
|
15 |
ЗТП 10 кВ Котельная, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2 |
ТТИ-40 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 | |
|
16 |
ТП 10 кВ №442, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
17 |
ТП 10 кВ №435, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1 |
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
HP DL380 G7 E |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,8 |
|
18 |
ПС 110 кВ Ка-чалино, РУ-10кВ, 1 Сек 10кВ, яч.17, ВЛ-10кВ №17 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 16687-07 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,5 5,9 | |
|
19 |
ПС 110 кВ Ка-чалино, РУ-10кВ, 2 Сек 10кВ, яч.6, ВЛ-10кВ №6 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 32139-11 Фазы: А; С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,5 5,9 | |
|
20 |
ВЛ-10кВ №17, Оп.25, ПКУ 10кВ |
ТОЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 42663-09 Фазы: А; С |
ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,9 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК № 12, 18, 19 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК для тока 5 % от 1ном;
cos9 = 0,8инд.
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 указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
20 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК № 12, 18, 19 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК № 12, 18, 19 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, | |
|
°С |
от -10 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +20 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
|
сут, не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний | |
|
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (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.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
9 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-60 |
12 |
|
Трансформаторы тока измерительные 0,66 кВ |
ТТЭ-С |
6 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТТИ-30 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-А |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
3 |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-40 |
6 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СВЭЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-10 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-ЭК-10 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
18 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
|
Сервер |
HP DL380 G7 E |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-155-2019 |
1 |
|
Формуляр |
ЭНПР.411711.015.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-155-2019 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО племзавод «Заволжское», ООО «ККЗ». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 28.03.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 5738-76);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО племзавод «Заволжское», ООО «ККЗ», свидетельство об аттестации № 178/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
