Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Сибири на ПС 220 кВ Быстринская
| Номер в ГРСИ РФ: | 67760-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири на ПС 220 кВ Быстринская предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67760-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Сибири на ПС 220 кВ Быстринская |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 17-002 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 4 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 67760-17: Описание типа СИ | Скачать | 129.9 КБ | |
| 67760-17: Методика поверки МП 206.1-065-2017 | Скачать | 12.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири на ПС 220 кВ Быстринская предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений.
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; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе ПК; каналообразующую аппаратуру; средства 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, либо резервному каналу передачи данных по средствам оборудования малой земной спутниковой станции.
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 Сибири 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 АИИС КУЭ в состав ИВК и ИВКЭ входят устройства синхронизации системного времени (УССВ), подключенные к серверу уровня ИВК и УСПД. Сличение часов сервера и УСПД с часами УССВ ежесекундное. Коррекция часов сервера и УСПД выполняется при расхождении с показаниями УССВ более чем на ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и часов УСПД более чем на ±2 с.
Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 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) (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 |
|
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 измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2-5.
Таблица 2 - Состав ИК
|
№№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
Вид энергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская I цепь |
IOSK 245 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 |
TCVT 245 220000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 57418-14 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325T Рег. № 44626-10 |
Активная, Реактивная |
|
2 |
ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская II цепь |
IOSK 245 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 |
TCVT 245 220000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 57418-14 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | |
|
3 |
Ввод АТ-1 110 кВ |
IOSK 123 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 |
TCVT 123 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 57418-14 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | |
|
4 |
ВЛ 110 кВ Быстринская -Промплощадка I цепь |
IOSK 123 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | ||
|
5 |
БСК-1-110 |
IOSK 123 300/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | ||
|
6 |
УШР-1-110 |
IOSK 123 300/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
Ввод АТ-2 110 кВ |
IOSK 123 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 |
TCVT 123 110000/V3/100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 57418-14 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325T Рег. № 44626-10 |
Активная, Реактивная |
|
8 |
ВЛ 110 кВ Быстринская -Промплощадка II цепь |
IOSK 123 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | ||
|
9 |
БСК-2-110 |
IOSK 123 300/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | ||
|
10 |
УШР-2-110 |
IOSK 123 300/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 26510-09 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | ||
|
11 |
КРУЭ-35 кВ, яч. 1 |
4MC4 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 44089-10 |
GBE 40.5 (4MT40.5) 35000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 50639-12 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | |
|
12 |
Ввод АТ-1 35 кВ |
4MC4 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 44089-10 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | ||
|
13 |
ТСН-1 35 кВ |
4MC7 50/1 Кл. т. 0,5S Рег. № 44089-10 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | ||
|
14 |
КРУЭ-35 кВ, яч. 4 |
4MC4 500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 44089-10 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
15 |
КРУЭ-35 кВ, яч. 7 |
4MC4 500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 44089-10 |
GBE 40.5 (4MT40.5) 35000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 50639-12 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-325T Рег. № 44626-10 |
Активная, Реактивная |
|
16 |
ТСН-2 35 кВ |
4MC7 50/1 Кл. т. 0,5S Рег. № 44089-10 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | ||
|
17 |
Ввод АТ-2 35 кВ |
4MC4 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 44089-10 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная | ||
|
18 |
КРУЭ-35 кВ, яч. 10 |
4MC4 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 44089-10 |
Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Активная, Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы допускаемой относительной погрешности ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК (± д), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||||
|
cosф = 1,0 |
cosф = 0,87 |
cosф = 0,5 |
cosф = 1,0 |
cosф = 0,87 |
cosф = 0,5 | ||
|
1-10 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1щ< I1< 0,051н1 |
1,0 |
1,0 |
1,8 |
1,1 |
1,2 |
2,0 |
|
0,051н1< I1< 0,21н1 |
0,5 |
0,6 |
1,2 |
0,8 |
0,9 |
1,5 | |
|
0,21н1< I1< 1н |
0,4 |
0,5 |
0,9 |
0,7 |
0,8 |
1,2 | |
|
1н1< I1< 1,21н1 |
0,4 |
0,5 |
0,9 |
0,7 |
0,8 |
1,2 | |
|
11-18 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,01(0,02)1н1< I1< 0,051н1 |
1,8 |
2,2 |
4,8 |
1,9 |
2,3 |
4,9 |
|
0,051н1< I1< 0,21н1 |
1,1 |
1,4 |
3,0 |
1,2 |
1,5 |
3,1 | |
|
0,21н1< I1< 1н |
0,9 |
1,1 |
2,2 |
1,1 |
1,3 |
2,3 | |
|
1н1< I1< 1,21н1 |
0,9 |
1,1 |
2,2 |
1,1 |
1,3 |
2,3 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Г раницы допускаемой относительной погрешности ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК (± д), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±д), % | ||||
|
cosф = 0,87 ^тф = 0,5) |
cosф = 0,5 ^тф = 0,87) |
cosф = 0,87 ^тф = 0,5) |
cosф = 0,5 ^тф = 0,87) | ||
|
1-10 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
0,021н1< I1< 0,051н1 |
2,1 |
1,4 |
2,7 |
2,0 |
|
0,051н1< I1< 0,21н1 |
1,6 |
0,9 |
2,3 |
1,7 | |
|
0,21н1< I1< 1н1 |
1,1 |
0,7 |
2,1 |
1,6 | |
|
1н1< I1< 1,21н1 |
1,1 |
0,7 |
2,1 |
1,6 | |
|
11-18 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,021н1< I1< 0,051н1 |
5,0 |
2,4 |
5,3 |
2,8 |
|
0,051н1< I1< 0,21н1 |
3,2 |
1,5 |
3,6 |
2,1 | |
|
0,21н1< I1< 1н |
2,3 |
1,2 |
2,9 |
1,9 | |
|
1н1< I1< 1,21н1 |
2,3 |
1,2 |
2,9 |
1,9 | |
Примечания
1. В Таблицах 3, 4 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±6 %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95 и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 30 °С .
2. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
3. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от UH0M |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,87 |
|
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ IOSK 123, IOSK 245 |
от -45 до +40 |
|
- для ТН TCVT 123, TCVT 245 |
от -45 до +40 |
|
- для ТТ 4MC4, 4MC7 |
от -10 до +40 |
|
- для ТН GBE 40,5 (4MT40,5) |
от -5 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
|
- для УСПД. |
от 0 до +50 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
|
УСПД RTU-325T: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не менее |
45 |
|
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК;
- 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;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири на ПС 220 кВ Быстринская 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 (обозначение) изделия |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
|
Трансформаторы тока IOSK 245 |
6 |
|
Трансформатор тока IOSK 123 |
24 |
|
Трансформатор тока 4MC4 |
18 |
|
Трансформатор тока 4MC7 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения TCVT 245 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения TCVT 123 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения GBE 40,5 (4MT40,5) |
6 |
|
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный Альфа А1800 |
18 |
|
Устройство сбора и передачи данных RTU-325T |
1 |
|
Устройство синхронизации времени Шкаф УССВ МС-225 |
1 |
|
Методика поверки МП 206.1-065-2017 |
1 |
|
Паспорт - Формуляр МЦЭ.422231.002.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-065-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Сибири на ПС 220 кВ Быстринская. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 02.03.2017 г.
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»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу «ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- для УСПД RTU-325T - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 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), Рег. № 22129-09.
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 эксплуатационной документации.
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
