Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Квадра" (филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация")
| Номер в ГРСИ РФ: | 80520-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "Квадра-генерирующая компания", г.Липецк |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Квадра» (филиал ПАО «Квадра» - «Белгородская генерация») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными объектами ПАО «Квадра» филиала ПАО «Квадра» - «Белгородская генерация», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 80520-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Квадра" (филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация") |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 01 |
Производитель / Заявитель
Публичное акционерное общество "Квадра - Генерирующая компания" (ПАО "Квадра"), филиал ПАО "Квадра" "Белгородская генерация", г. Белгород
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 80520-20: Описание типа СИ | Скачать | 511.5 КБ | |
| 80520-20: Методика поверки МП-04-06/08-2020 | Скачать | 8.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Квадра» (филиал ПАО «Квадра» - «Белгородская генерация») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными объектами ПАО «Квадра» филиала ПАО «Квадра» - «Белгородская генерация», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии многофункциональные (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU-325 (рег. № 37288-08);
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Альфа-ЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ);
- хранение информации о результатах измерений в специализированной базе данных по заданным критериям;
- передача информации о результатах измерений АО «АТС» и внешним пользователям;
- доступ к информации и передача ее в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ);
- диагностика и функционирование средств измерений, технических и программных средств АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются ТТ и ТН в аналоговые сигналы, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы счетчика. 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS-485 на сервер, а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматизированных рабочих местах.
На 3-ем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН; формирование и хранение поступающей информации; оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергии. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи. Архивы информации о результатах измерений приращений потребленной электроэнергии хранятся не менее 5 лет.
Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает результаты потребления электроэнергии по ИК за интервал времени 30 мин. Передача информации происходит в электронном виде макета 80020 в формате XML.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с национальной шкалой времени UTC (SU) с помощью приема сигналов от навигационной системы ГЛОНАСС/GPS УССВ на базе УССВ-2 (рег. № 54074-13), имеющего погрешность синхронизации с национальной шкалой времени UTC (SU) ±1 мкс. Синхронизация внутренних часов УСПД и сервера БД происходит автоматически при расхождении со шкалой времени УССВ более чем на ±2 с не реже 1 раза в час. УСПД обеспечивает автоматический контроль достоверности передаваемой информации по каналу связи со счетчиком и автоматическую проверку работоспособности счетчиков с самотестированием с записью в журнале событий УСПД. В процессе сбора информации от счетчиков с периодичностью не реже 1 раз в час УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках и, в случае расхождения более чем на ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию.
Программное обеспечение
ПО АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР».
ПО является метрологически значимым.
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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационным признаком ПО служит номер версии ПО и цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма), которые отображаются на мониторе при запуске программы. Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 3
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) ПО__________________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
SE 3.01.03.01 |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер и наименование ИК |
Измерительные компоненты ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Белгородская ТЭЦ | |||||
|
2 |
ГРУ 6 кВ БТЭЦ ПП «Белгородская ТЭЦ» яч.20 (Трансформатор связи Т2) |
ТПОЛ-10 КТ 0,5 1500/5 рег. № 1261-08 |
НОЛ.08.6.УХЛ3К Т 0,5 6000/100 рег. № 9219-83 |
ЕвроАльфа EA05 КТ 0,5S/1 рег. № - 16666-07 |
RTU-325 рег. № 3728808 |
|
74 |
БТЭЦ ЭВ-110 ВЛ-110 «Фрунзенская» |
B65-CT КТ 0,2S 600/1 рег. № 46841-11 |
UMP 145 КТ 0,2 110000:^3/100:^3 рег. № 48448-11 | ||
|
75 |
БТЭЦ ЭВ-110 ВЛ-110 «Белгород» | ||||
|
76 |
БТЭЦ ЭВ-110 Т3 | ||||
|
77 |
БТЭЦ ЭВ-110 Т4 | ||||
|
78 |
Белгородская ТЭЦ, ГРУ-1 10кВ, яч.2, ЭВ-10 Г-1 |
ТЛП-10 исп. ТЛП-10-1 КТ 0,2S 3000/5 рег. № 30709-11 |
ЗНОЛП КТ 0,5 10000:^3/100:^3 рег. № 23544-07 | ||
|
80 |
Белгородская ТЭЦ, ГРУ-2, 10кВ, яч.2, ЭВ-10 Г-2 | ||||
|
ГТУ ТЭЦ «ЛУЧ» | |||||
|
60 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч Ввод№1 ЛЭП 110кВ Черемошное-110 |
TG 145 КТ 0,2S 600/1 рег. № 15651-12 |
СРА 72-550 модиф. СРА 123, КТ 0,2 110000:^3/100:^3 рег. № 15852-06 |
ЕвроАльфа EA05 КТ 0,5S/1 рег. № 16666-07 |
RTU-325 рег. № 3728808 |
|
61 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч Ввод№2 ЛЭП 110 кВ Черемошное-110 | ||||
|
62 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч Ввод №1 ЛЭП 110 кВ Белгород-330 | ||||
|
63 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч Ввод №2 ЛЭП 110 кВ Белгород-330 | ||||
|
64 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч ЛЭП 1 10 кВ Дубовое-110 |
ТОЛ-10-1 КТ 0,2S 1000/5 рег. № 15128-07 |
ЗНОЛ.06 исп. ЗНОЛ.06-10 КТ 0,5 10000:^3/100:^3 рег. № 3344-08 |
ЕвроАльфа EA02 КТ 0,2S/0,5 рег. № 16666-07 | |
|
65 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч ЛЭП 2 10 кВ Дубовое-110 | ||||
|
66 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч Генератор 1 (10кВ) |
ТЛШ-10 КТ 0,5 3000/5 рег. № 11077-07 | |||
|
67 |
ПС ГТУ ТЭЦ Луч Генератор 2(10кВ) | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Губкинская ТЭЦ | |||||
|
19 |
Губкинская ТЭЦ, ЗРУ-35кВ, яч.1, ВЛ 35кВ Губкин -Губкинская ТЭЦ I цепь |
ТОЛ 35 исп. ТОЛ 35-III КТ 0,5S 600/5 рег. № 21256-07 |
3НОМ-35-65 КТ 0,5 35000:^3/100:^3 рег. № 912-07 |
ЕвроАльфа EA05 КТ 0,5S/1 рег. № 16666-07 |
RTU-325 рег. № 3728808 |
|
20 |
Губкинская ТЭЦ, ЗРУ-35кВ, яч.5, ВЛ 35кВ Губкин -Губкинская ТЭЦ II цепь |
3НОМ-35-54 КТ 0,5 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 | |||
|
21 |
Губкинская ТЭЦ, ЗРУ-35кВ, яч.12, ВЛ-35кВ ГТЭЦ - ПС Восточная |
3НОМ-35-65 КТ 0,5 35000:^3/100:^3 рег. № 912-07 | |||
|
22 |
Губкинская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 1сш, яч.1, фидер РП-1 |
ТПОЛ-10 КТ 0,5S 400/5 рег. № 1261-08 |
НАМИТ-10 модиф. НАМИТ-10-1, КТ 0,5 6000/100 рег. №16687-13 | ||
|
23 |
Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 1 сек, яч.№3 (КМАруда ПС 3) | ||||
|
24 |
Губкинская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 1сш, яч.7, фидер ПС №2 | ||||
|
25 |
Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 1 сек, яч.№9 (КМАруда ПС 3) |
ТПОЛ-10 КТ 0,5S 600/5 рег. № 1261-08 | |||
|
26 |
Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 1 сек, яч.№11, (КМАруда КТПН 1) | ||||
|
27 |
Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 1 сек, яч.№13, (КМАруда ПС 11) | ||||
|
28 |
Губкинская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 2сш, яч.19, фидер РП-4 |
ТПОЛ-10 КТ 0,5S 150/5 рег. № 1261-08 | |||
|
29 |
Губкинская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 2сш, яч.26, фидер КТП-164, ЗТП-188 |
ТПОЛ-10 КТ 0,5S 1000/5 рег. № 1261-08 | |||
|
30 |
Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 2 сек, яч.№25, (КМАруда ПС 3) |
ТПОЛ-10 КТ 0,5S 600/5 рег. № 1261-08 | |||
|
31 |
Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 2 сек, яч.№27, (КМАруда ПС 14) | ||||
|
32 |
Губкинская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 2сш, яч.29, фидер Литейный цех | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
33 |
Губкинская ТЭЦ, ГРУ-6кВ, 3сш, яч.31, фидер ТП-630 |
ТПОЛ-10 КТ 0,5S 400/5 рег. № 1261-08 |
НАМИТ-10 модиф. НАМИТ-10-1, КТ 0,5 6000/100 рег. №16687-13 |
ЕвроАльфа EA05 КТ 0,5S/1 рег. № 16666-07 |
RTU-325 рег. № 3728808 |
|
34 |
ПС 35/6 кВ "Губкинская ТЭЦ", ГРУ-6 кВ, яч.38, фидер Земснаряд |
ТПОЛ-10 КТ 0,5S 600/5 рег. № 1261-08 | |||
|
35 |
Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 3 сек, яч.№39, (КМАруда ПС 11) | ||||
|
36 |
Губкинская ТЭЦ 35/6 кВ, ГРУ 6 кВ, 3 сек, яч.№42, (КМАруда ПС 13) |
ТПОЛ-10 КТ 0,5S 1000/5 рег. № 1261-08 | |||
|
37 |
ПС 35/6 кВ "Губкинская ТЭЦ", ЗРУ-35 кВ, яч.9, ВЛ35 кВ Губкинская ТЭЦ - ПС 135 цепь I (ЛГОК) |
ТОЛ 35 исп. ТОЛ 35-III КТ 0,5S 600/5 рег. № 21256-07 |
3НОМ-35-65 КТ 0,5 35000:^3/100:^3 рег. № 912-07 | ||
|
38 |
ПС 35/6 кВ "Губкинская ТЭЦ", ЗРУ-35 кВ, яч.11, ВЛ35 кВ Губкинская ТЭЦ - ПС 135 цепь II (ЛГОК) |
3НОМ-35-54 КТ 0,5 35000:^3/100:^3 рег. № 912-54 | |||
|
50 |
Губкинская ТЭЦ, Г-1 (6 кВ) |
ТПОЛ-10 КТ 0,5S 1500/5 рег. № 1261-08 |
НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 рег. № 831-53 | ||
|
51 |
Губкинская ТЭЦ, Г-2 (6 кВ) | ||||
|
52 |
Губкинская ТЭЦ, Г-3 (6 кВ) | ||||
|
53 |
Губкинская ТЭЦ, ТГ-4 (6 кВ) |
ТПОЛ-10 КТ 0,5S 1500/5 рег. № 1261-08 |
НАМИТ-10 модиф. НАМИТ-10-1, КТ 0,5 6000/100 рег. №16687-13 |
Примечания:
1 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.
2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 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.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±6), % |
Границы относительной погрешности в рабочих условиях, (±6), % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
2, 19-38, 50-53 |
Активная |
1,3 |
1,8 |
|
Реактивная |
2,4 |
3,6 | |
|
60-63 |
Активная |
0,6 |
0,9 |
|
Реактивная |
2,2 |
3,3 | |
|
64, 65 |
Активная |
0,6 |
0.8 |
|
Реактивная |
2,5 |
3,7 | |
|
66, 67 |
Активная |
0,9 |
1,3 |
|
Реактивная |
1,9 |
2,8 | |
|
74-78, 80 |
Активная |
1,1 |
1,5 |
|
Реактивная |
2,2 |
3,3 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с/сутки ±5 | |||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для получасовых измерений электроэнергии. 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р=0,95. 3 Границы относительной погрешности в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8 и I20 %< I изм< I100 %. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
39 |
|
Начальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos ф - температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 5 до 120 0,9 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos ф - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчётчиков, °С |
от 90 до 110 от 5 до 120 0,5инд до 0,8 ёмк от -20 до +35 от +10 до +30 |
|
Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчётчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
80000 2 100000 1 |
|
1 |
2 |
|
Сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: Электросчётчики: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
|
направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее УСПД: |
5 |
|
- 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 |
5 |
|
менее | |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервное питание УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование канала связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчике;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервере БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографическим способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ.08.6.УХЛ3 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
UMP 145 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
СРА 72-550 модиф. СРА 123 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 исп. ЗНОЛ ЗНОЛ.06-10 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 модиф. НАМИТ-10-1 |
16 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
20 |
|
Трансформатор тока измерительный |
В65-СТ |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 исп. ТЛП-10-1 |
2 |
|
Трансформатор тока |
TG 145 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-1 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТЛШ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ 35 исп. ТОЛ 35-III |
5 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ЕвроАльфа |
39 |
|
УСПД |
RTU-325 |
3 |
|
УССВ |
УССВ-2 |
1 |
|
Сервер |
Window 2003 Server |
1 |
|
ПО |
АльфаЦЕНТР |
1 |
|
Методика поверки |
МП-04-06/08-2020 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП-04-06/08-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Квадра» (филиал ПАО «Квадра» -«Белгородская генерация»). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Липецкий ЦСМ» «14» января 2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- источник первичный точного времени УКУС-ПИ 02ДМ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 60738-15);
- прибор электроизмерительный эталонный многофункциональный «Энергомонитор-3.1КМ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 52854-13);
- термогигрометр ИВА-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 46434-11);
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 документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Квадра» (филиал ПАО «Квадра»-«Белгородская генерация»)», аттестованной ФБУ «Липецкий ЦСМ» (Регистрационный номер RA.RU.312081 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации)
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.
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 июля 2018г. № 1621 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».
Смотрите также
