Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС РП 220 кВ Волгодонск
| Номер в ГРСИ РФ: | 66520-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС РП 220 кВ Волгодонск (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66520-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС РП 220 кВ Волгодонск |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1807 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 66520-17: Описание типа СИ | Скачать | 119.4 КБ | |
| 66520-17: Методика поверки МП 206.1-224-2016 | Скачать | 6.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС РП 220 кВ Волгодонск (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового-рынка электроэнергии (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных и специальное программное обеспечение (СПО) (Метроскоп).
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 сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) (Метроскоп) автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи Ethernet.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между Центром сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML и передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и УССВ на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные СПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 1.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, а также метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав ИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
РП 220 кВ Волгодонск | ||||||
|
1 |
ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС -Волгодонск № 1 |
Sb 0,8 класс точности 0,2S Ктт=1000/5 Зав. № 4620265; 4620267; 4620266 Рег. № 20951-06 |
НАМИ-220 УХЛ-1 класс точности 0,2 Ктн 220000/\3/100/\3 Зав. № 223; 224; 228; 225; 226; 227 Рег. № 20344-05 |
ЕА02RАL-B-4-W класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01125253 Рег. № 16666-97 |
RTU-325 зав. № 001351 Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
2 |
ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС -Волгодонск № 2 |
SB 0,8 класс точности 0,2S Ктт=1000/5 Зав. № 4620271; 4620281; 4620270 Рег. № 20951-06 |
НАМИ-220 УХЛ-1 класс точности 0,2 Ктн=220000/\3/100/\3 Зав. № 223; 224; 228; 225; 226; 227 Рег. № 20344-05 |
ЕА02RАL-B-4-W класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01125262 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
3 |
ОВ 220 кВ |
SB 0,8 класс точности 0,2S Ктт=1000/5 Зав. № 4620276; 4620275; 4620274 Рег. № 20951-06 |
НАМИ-220 УХЛ-1 класс точности 0,2 Ктн=220000/\3/100/\3 Зав. № 223; 224; 228; 225; 226; 227 Рег. № 20344-05 |
ЕА02RАL-B-4-W класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01125261 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
4 |
ВЛ 220 кВ «Волгодонск -ГОК» |
ctsg класс точности 0,2S Ктт=1000/5 Зав. № 126157001; 126157002; 126157003 Рег. № 46666-11 |
НАМИ-220 УХЛ-1 класс точности 0,2 Ктн 220000/\3/100/\3 Зав. № 223; 224; 228; 225; 226; 227 Рег. № 20344-05 |
A1802RALQ-F4GB-DW-4 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01251322 Рег. № 31857-11 |
RTU-325 зав. № 001351 Рег. № 37288-08 |
активная реактивная |
|
5 |
ВЛ - 220кВ «ВдТЭЦ - 2 - РП Волгодонск» |
Sb 0,8 класс точности 0,2 S Ктт=1000/5 Зав. № 4620268; 4620273; 4620272 Рег. № 20951-06 |
НАМИ-220 УХЛ-1 класс точности 0,2 Ктн=220000/\3/100/\3 Зав. № 223; 224; 228; 225; 226; 227 Рег. № 20344-05 |
EA02RAL-B-4-W класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01125252 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
6 |
ф - 10 кВ база РП МЭС |
ТЛК10-6 класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 17680; 11716; 11718 Рег. № 9143-01 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1532 Рег. № 16687-97 |
EA05RL-B-4-W класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01125266 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
7 |
ВЛ 6 кВ ф.5 ПС "НС 13" (ТСН2) |
ТЛК10-6 класс точности 0,5 Ктт=100/5 Зав. № 13310; 17724; 00025 Рег. № 9143-01 |
НАМИТ-10 класс точности 0,5 Ктн=6000/100 Зав. № 1758 Рег. № 16687-97 |
EA05RL-B-4-W класс точности 0,5S/1,0 Зав. № 01125264 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК (± д), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 - 3; 5 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)^1 < I1 < 0,051н1 |
1,0 |
1,1 |
1,8 |
1,2 |
1,3 |
1,9 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,6 |
0,8 |
1,3 |
0,8 |
1,0 |
1,4 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,7 |
0,8 |
1,1 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,7 |
0,8 |
1,1 | |
|
4 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,0 |
1,1 |
1,8 |
1,2 |
1,3 |
1,9 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,6 |
0,8 |
1,3 |
0,8 |
1,0 |
1,4 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,8 |
0,9 |
1,2 | |
|
6, 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,8 |
2,9 |
5,5 |
2,2 |
3,2 |
5,7 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,2 |
1,7 |
3,0 |
1,7 |
2,1 |
3,3 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,0 |
1,3 |
2,3 |
1,5 |
1,8 |
2,6 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК (± д), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||
|
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
|
1 - 3; 5 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
2,1 |
1,5 |
2,8 |
2,1 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,3 |
1,0 |
1,7 |
1,4 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
0,7 |
1,2 |
1,0 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
0,7 |
1,1 |
1,0 | |
|
4 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,8 |
1,5 |
2,3 |
1,9 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,4 |
1,3 |
2,0 |
1,8 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,0 |
0,8 |
1,7 |
1,5 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,0 |
0,8 |
1,7 |
1,5 | |
|
6, 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
4,7 |
2,9 |
5,2 |
3,5 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
2,6 |
1,8 |
3,0 |
2,3 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,1 |
1,5 |
2,5 |
2,0 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность
измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9<1,0 нормируется от I2.
2 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в части реактивной электроэнергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
7 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,87 |
|
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 |
от +21 до +25 |
|
ГОСТ 30206-94 |
от +18 до +22 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 |
от +21 до +25 |
|
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности. |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН |
от -10 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
|
- для УСПД |
от -10 до +55 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
|
счетчики электрической энергии ЕвроАльфа: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
50000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
УСПД RTU-325: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч сервер: |
24 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Г лубина хранения информации счетчики электрической энергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, лет, не более |
5 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
ИВКЭ: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, суток, не менее |
35 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока Sb 0,8 |
12 |
|
Трансформатор тока CTSG |
3 |
|
Трансформатор тока ТЛК10-6 |
6 |
|
Трансформатор напряжения НАМИ-220 УХЛ-1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения НАМИТ-10 |
2 |
|
Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа |
6 |
|
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800 |
1 |
|
УСПД типа RTU-325 |
1 |
|
Методика поверки МП 206.1-224-2016 |
1 |
|
Паспорт-формуляр АУВП.411711.ФСК.062.01.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-224-2016 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС РП 220 кВ Волгодонск. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 25 ноября 2016г.
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»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков ЕвроАльфа - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;
- счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- для УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП.» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со 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%, Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС РП 220 кВ Волгодонск». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/187-2016 от 20.09.2016 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
Смотрите также
