Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Серовский завод ферросплавов" (АИИС КУЭ СЗФ)

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 09д2 от 11.08.08 п.147
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 32625
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО "Эльстер Метроника", г. Москва
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Серовский завод ферросплавов» (АИИС КУЭ СЗФ) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений количества активной и реактивной электрической энергии и электрической мощности, потребляемой ОАО «Серовский завод ферросплавов», с привязкой к единому календарному времени, а также для отображения, хранения, обработки и передачи полученной измерительной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, включающую в себя 30 измерительных каналов (ИК).

Принцип действия системы состоит в измерении электрической энергии по каждому ИК при помощи счетчиков с трансформаторным включением и последующей автоматизиро-ванной обработкой результатов измерений. Измерение средней мощности основано на измерении электрической энергии на заданном интервале времени.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- измерение активной электрической энергии и реактивной электрической энергии (интегрированной реактивной мощности) нарастающим итогом;

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- автоматизированный сбор (периодический и/или по запросу) измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и привязкой к единому календарному времени;

- хранение информации об измеренных величинах в специализированной защищенной базе данных;

- автоматизированную передачу результатов измерений, состояния объектов и средств измерений на вышестоящие уровни, в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, состояниям объектов и средств измерений;

- защиту технических и программных средств и информационного обеспечения (данных) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- автоматизированную регистрацию и мониторинг событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и др.);

- конфигурирование и настройку параметров системы;

- ведение единого системного времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

- уровень точки учета (нижний уровень), который состоит из 30 информационноизмерительных комплексов (ИИК) и включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН), вторичные измерительные цепи, электронные счетчики активной и реактивной электрической энергии;

- уровень ИВКЭ (измерительно-вычислительный комплекс электроустановки), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру;

- верхний уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - содержит сервер базы данных и технические средства приема-передачи данных в ИАСУ КУ ОАО «АТС», а также в филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» Свердловское РДУ.

Первичные токи и напряжения в присоединениях преобразуются измерительными трансформаторами тока и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня и по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков электрической энергии. В АИИС КУЭ применены счетчики типа «Альфа А 1800», «СЭТ -4ТМ», «ПСЧ-4ТМ». Масштабированные сигналы тока и напряжения поступают на измерительную СБИС счетчика, где происходит аналого-цифровое преобразование (частота выборки 2400 Гц) по трем входным каналам и вычисление подлежащих измерению величин. Электрическую энергию вычисляют как интеграл по времени от усредненной за два периода мгновенной активной мощности. Для расчета полной мощности используют среднеквадратические значения токов и напряжений на том же интервале, реактивную мощность вычисляют по известным значениям полной и активной мощности. Счетчик хранит в памяти накопленные значения энергии и профили нагрузки на заданных интервалах (30 мин).

Среднюю активную (реактивную) электрическую мощность вычисляют как усредненное значение мощности на заданном интервале времени (30 мин).

Сигналы в цифровой форме с выходов счетчиков (ИИК №№ 1-27) по каналу RS-485/Ethernet поступают на входы УСПД, где осуществляется сбор, хранение и первичная обработка измерительной информации, ее накопление и передача на верхний уровень. Дополнительно для ИИК №№ 1-27 предусмотрена передача данных по каналу RS-485/Ethernet на ИВК. Сигналы в цифровой форме с выходов счетчиков (ИИК №№ 28-30) по каналу RS-485/Ethernet поступают на входы ИВК.

На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования GPS/ГЛОНАСС, и средства измерений времени всех уровней системы (часы счетчиков, УСПД, сервера БД). В качестве приемника используется устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к УСПД. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - внутренние часы сервера БД и счетчиков. УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов УСПД, при превышении порога 1 с происходит коррекция часов УСПД. Часы ИВК синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер ИВК, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД (ИИК №№ 1-27) и ИВК (ИИК №№ 28-30) с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД или ИВК более чем на ±2 с. При длительном нарушении работы канала связи ИВКЭ-ИИК время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта при снятии показаний через оптический порт счетчиков. Погрешность хода часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

Уровень ИВК содержит программное обеспечение (ПО) "АльфаЦЕНТР". С помощью ПО "АльфаЦЕНТР" решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР"______________________________

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac comm.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

AC SE

Цифровой идентификатор ПО (алгоритм md5)

784d6f1bef2d4ce10fcf0dcbcdf5890f

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом влияния ПО.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.77-2014 соответствует уровню «высокий».

Технические характеристики

Перечень измерительных каналов АИИС КУЭ с указанием измерительных компонентов и их характеристик представлен в таблице 2. Сведения о количестве измерительных компонентов и их номера по Государственному реестру СИ приведены в таблице 3. Метрологические характеристики ИК приведены в таблице 4.

Таблица 2 - Перечень измерительных каналов системы

№ ИК

Наименование присоединения

ТТ

Зав. № ТТ

ТН

Зав. № ТН

Счетчик

1

2

3

4

5

6

7

Ввод 10кВ

Печь № 1

ТПОЛ-10 (х3)

18793

ЗНОЛ.06 (х3)

2180

Альфа А1802

1

1500/5

18721

10000/100

2200

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

14043

КТ 0,5

2152

№ 01171960

Ввод 10кВ

Печь № 2

ТПОЛ-10 (х3)

18723

ЗНОЛ.06 (х3)

7512

Альфа А1802

2

1500/5

18718

10000/100

7510

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

18719

КТ 0,5

7600

№ 01171954

Ввод 10кВ

Печь № 3

ТПОЛ-10 (х3)

18728

ЗНОЛ.06 (х3)

2111

Альфа А1802

3

1500/5

18720

10000/100

2100

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

18794

КТ 0,5

2168

№ 01171964

Ввод 10кВ

Печь № 4

ТПОЛ-10 (х3)

18726

ЗНОЛ.06 (х3)

7756

Альфа А1802

4

1500/5

18721

10000/100

7763

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

18724

КТ 0,5

7755

№ 01171972

Ввод 10кВ

Печь № 5

ТПОЛ-10 (х3)

18791

ЗНОЛ.06 (х3)

2361

Альфа А1802

5

1500/5

19080

10000/100

2357

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

18717

КТ 0,5

2389

№ 01171970

Ввод 10кВ

Печь № 6

ТПОЛ-10 (х3)

18787

ЗНОЛ.06 (х3)

2288

Альфа А1802

6

1500/5

18796

10000/100

2309

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

18722

КТ 0,5

2315

№ 01171958

Ввод 10кВ

Печь № 7

ТПОЛ-10 (х3)

18797

ЗНОЛ.06 (х3)

7762

Альфа А1802

7

1500/5

18786

10000/100

6892

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

18788

КТ 0,5

7761

№ 01171955

Ввод 10кВ

Печь № 8

ТПОЛ-10 (х3)

18729

ЗНОЛ.06 (х3)

2400

Альфа А1802

8

1500/5

18790

10000/100

2401

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

18798

КТ 0,5

2387

№ 01171959

Ввод 10кВ

Печь № 9

ТПОЛ-10 (х3)

18792

ЗНОЛ.06 (х3)

2393

Альфа А1802

9

1500/5

18789

10000/100

2385

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

18725

КТ 0,5

2308

№ 011774320

Ввод 10кВ

Печь № 11

ТПОЛ-10 (х3)

19136

ЗНОЛ.06 (х3)

7754

Альфа А1802

10

600/5

19142

10000/100

7760

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

19141

КТ 0,5

7758

№ 01171953

Ввод 10кВ

Печь № 12

ТПОЛ-10 (х3)

18659

ЗНОЛ.06 (х3)

7883

Альфа А1802

11

600/5

18657

10000/100

7830

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

18655

КТ 0,5

7888

№ 01171966

Ввод 10кВ

Печь № 13

ТПОЛ-10 (х3)

19140

ЗНОЛ.06 (х3)

9419

Альфа А1802

12

600/5

19155

10000/100

9420

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

19147

КТ 0,5

9238

№ 01171965

Ввод 10кВ

Печь № 14

ТПОЛ-10 (х3)

19137

ЗНОЛ.06 (х3)

9426

Альфа А1802

13

600/5

19146

10000/100

9443

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

19134

КТ 0,5

9446

№ 01171974

Ввод 10кВ

Печь № 16

ТПОЛ-10 (х3)

19143

ЗНОЛ.06 (х3)

2171

Альфа А1802

14

600/5

18658

10000/100

2018

КТ 0,2S/0,5

КТ 0,5S

19154

КТ 0,5

2154

№ 01171976

№ ИК

Наименование присоединения

ТТ

Зав. № ТТ

ТН

Зав. № ТН

Счетчик

1

2

3

4

5

6

7

15

Ввод 10кВ

Печь № 17

ТПОЛ-10 (х3) 600/5

КТ 0,5S

19138

19145

18656

ЗНОЛ.06 (х3) 10000/100

КТ 0,5

2388

2397

2398

Альфа А1802

КТ 0,2S/0,5 № 01171973

16

Ввод 10кВ

Печь № 18

ТПОЛ-10 (х3) 600/5

КТ 0,5S

19152

18663

18664

ЗНОЛ.06 (х3) 10000/100

КТ 0,5

2155

2206

2201

Альфа А1802

КТ 0,2S/0,5 № 01171967

17

Ввод 10кВ

Печь № 19

ТПОЛ-10 (х3) 600/5

КТ 0,5S

18661

18665

19144

ЗНОЛ.06 (х3) 10000/100

КТ 0,5

2166

2283

2270

Альфа А1802

КТ 0,2S/0,5 № 01171975

18

РП Г азоочистка-1,

Ввод 10 кВ № 1

ТОЛ-10 (х2) 600/5

КТ 0,5S

40204

40210

ЗНОЛ.06 (х3) 10000/100

КТ 0,5

2269

2271

2316

Альфа А1802

КТ 0,2S/0,5 № 01171969

19

РП Г азоочистка-1, Ввод 10 кВ № 2

ТОЛ-10 (х2) 600/5

КТ 0,5S

40215

40346

ЗНОЛ.06 (х3) 10000/100

КТ 0,5

2115

2317

2314

Альфа А1802

КТ 0,2S/0,5 № 01171963

20

РП Г азоочистка-

2,

Ввод 10 кВ № 1

ТОЛ-10-I (х3) 1000/5

КТ 0,5

9725

13530

8395

НАМИ-10-95 10000/100 КТ 0,5

1242

Альфа А1802

КТ 0,2S/0,5 № 01171962

21

РП Г азоочистка-

2,

Ввод 10 кВ № 2

ТОЛ-10-I (х3) 1000/5

КТ 0,5

15017

9724

8394

НАМИ-10-95 10000/100 КТ 0,5

1183

Альфа А1802

КТ 0,2S/0,5 № 01171971

22

Ввод 10 кВ № 1 с ПС «Теплосеть»

ТОЛ-10-I (х3) 800/5

КТ 0,5

7785

7788

7782

НАМИТ-10-2 10000/100

КТ 0,5

0008

Альфа А1802

КТ 0,2S/0,5 № 01171968

23

Ввод 10кВ № 2 с ПС «Теплосеть»

ТОЛ-10-I (х3) 800/5

КТ 0,5

7789

8941

7781

НАМИТ-10-2 10000/100

КТ 0,5

2063

Альфа А1802

КТ 0,2S/0,5 № 01171957

24

Ввод 10 кВ № 1 с ПС «Ферросплав»

ТОЛ-10-I (х2) 800/5

КТ 0,5

7790

7784

Из состава канала 22

0008

Альфа А1802

КТ 0,2S/0,5 № 01171961

25

Ввод 10 кВ № 2 с ПС «Ферросплав»

ТОЛ-10-I (х2) 800/5

КТ 0,5

7783

7786

Из состава канала 23

2063

Альфа А1802

КТ 0,2S/0,5 № 01171977

26

Газоочистка-3, Ввод 10 кВ №1

ТПОЛ-10 (х3) 600/5

КТ 0,5S

20519

20446

20447

НАМИТ-10, 10000/100, КТ 0,5

35871100 00009

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1 № 0812143540

27

Газоочистка-3, Ввод 10 кВ №2

ТОЛ-10-I (х3) 600/5

КТ 0,5S

2748

2751

2760

НАМИТ-10, 10000/100, КТ 0,5

41421100 00006

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1 № 0812143641

28

ПС35/6 РОССКАТ, Ввод 6 кВ №1

ТОЛ-10-I (х2) 600/5

КТ 0,5S

4521

4522

ЗНОЛ.06-10 (х3) 6000/100, КТ 0,5

6000787

6000785

6000786

ПСЧ-4ТМ.05М.12

КТ 0,5S/1 № 0623122192

29

ПС35/6 РОССКАТ, Ввод 6 кВ №2

ТОЛ-10-I (х2) 600/5

КТ 0,5S

4523

4524

ЗНОЛ.06-10 (х3) 6000/100, КТ 0,5

6000737

6000765

6000759

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

КТ 0,5S/1 № 1102160902

30

ПС35/6 РОССКАТ, ЩСН-0,4 кВ

Т-0,66 (х3) 100/5

КТ 0,5S

103443

103444

103445

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16

КТ 0,5S/1 № 1103161982

Таблица 3 - Измерительные компоненты

Наименование

Обозначение

Кол.

Номер ФИФ

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

51

№ 1261-02

Трансформатор тока

ТОЛ-10

4

№ 7069-07

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

16

№ 15128-07

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

3

№ 47958-11

Трансформатор тока

Т-0,66

3

№52667-13

Трансформатор тока

ТОЛ-10-3

3

№ 47958-11

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

3

№ 47959-11

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

57

№ 3344-04

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95

2

№ 20186-05

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

2

№ 16687-02

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

6

№ 46738-04

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

2

№ 16687-07

Счетчик электронный

Альфа А1800 A1802RL-P4GB-DW-4

25

№ 31857-06

Счетчик электронный

СЭТ-4ТМ.03М

2

№ 36697-12

Счетчик электронный

ПСЧ-4ТМ.05М

1

№ 36355-07

Счетчик электронный

ПСЧ-4ТМ.05МК

2

№ 46634-11

УСПД

RTU 325

1

№ 19495-03

Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии

«АльфаЦЕНТР»

1

№ 44595-10

Примечание - допускается замена измерительных компонентов на компоненты того же типа или аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у заменяемых. Замену оформляют актом в соответствии с МИ 2999-2011 (Приложение Б) и записью в формуляре АИИС КУЭ.

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы и календарного времени на интервале одни сутки, с

±5

Пределы допускаемой относительной погрешности одного ИК при номинальном токе нагрузки (активная электрическая энергия и мощность), %:

cos ф=1

cos ф=0,7

- каналы 1-25

±0,85

±1,5

- каналы 26-29

±1,0

±1,7

- канал 30

±0,9

±1,3

Пределы допускаемой относительной погрешности одного ИК при номинальном токе нагрузки (реактивная электрическая энергия и мощность), %

sin ф=1

sin ф=0,7

- каналы 1-25

±1,0

±1,7

- каналы 26-29

±1,4

±2,2

- канал 30

±1,3

±2,1

Примечания:

1) в качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны пределы, соответствующие доверительной вероятности 0,95 для значений относительной погрешности, рассчитанных по метрологическим характеристикам средств измерений, входящих в канал, при номинальном токе нагрузки без учета влияющих факторов и методических составляющих погрешности;

2) для тока нагрузки, отличающегося от номинального, относительная погрешность ИК может быть рассчитана при соответствующих значениях погрешностей компонентов для cos ф=0,7 (sin ф=0,7) по формуле, приведенной в методике поверки МП 42-262-2008 с Изменением № 1;

3) суммарную погрешность измерений электрической энергии и электрической мощности рассчитывают в соответствии с утвержденной методикой измерений.

Таблица 5 - Технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Условия эксплуатации АИИС КУЭ:

- электропитание компонентов системы

Сеть переменного тока -стандартная 50 Гц 220 В по ГОСТ 21128-83 с параметрами по ГОСТ 32144-2013.

- температура окружающего воздуха, °С, для: измерительных трансформаторов тока и напряжения счетчиков

средств сбора, обработки, передачи и представления данных

от минус 40 до плюс 40

от 0 до плюс 40

от плюс 15 до плюс 40

Относительная влажность воздуха, %

от 30 до 80

Атмосферное давление, кПа

от 84 до 106

Показатели надежности:

- среднее время восстановления, ч, не более

- коэффициент готовности, не менее

8

0,95

Надежность системных решений:

Механическая устойчивость к внешним воздействиям обеспечивается защитой кабельной системы путем использования кабельных коробов, гофро- и металлорукавов, стяжек; технические средства АИИС размещают в шкафах со степенью защиты не ниже IP51. Предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование технических средств системы.

Электромагнитная устойчивость:

Радиоэлектронная защита интерфейсов обеспечивается путем применения экранированных кабелей. Экранирующие оболочки заземляют в точке заземления шкафов.

Защита оборудования (модемов) от наведенных импульсов высокого напряжения обеспечивается устройством защиты от перенапряжений.

Защита информации от разрушений при авариях и сбоях в электропитании системы обеспечивается применением в составе системы устройств, оснащенных энергонезависимой памятью, а также источников бесперебойного питания (в ИИК и ИВКЭ).

Защита информации от несанкционированного доступа на программном уровне включает в себя установку паролей на счетчики, УСПД и серверы. Электрические события (параметрирование, коррекция времени, включение и отключение питания и пр.) регистрируются в журналах событий счетчиков и УСПД. Хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в течение всего срока эксплуатации системы производится в ИВК.

Канал связи ИВКЭ-ИВК резервирован посредством сотовой связи (GSM).

Знак утверждения типа

наносится печатным способом на титульные листы руководства по эксплуатации и формуляра, и способом наклейки на переднюю панель шкафа низковольтного комплектного устройства, в котором установлена аппаратура АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

51

Трансформатор тока

ТОЛ-10

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

16

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

3

Трансформатор тока

Т-0,66

3

Трансформатор тока

ТОЛ-10-3

3

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

57

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95

2

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

6

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

2

Счетчик электронный

Альфа А1800 A1802RL-P4GB-DW-4

25

Счетчик электронный

СЭТ-4ТМ.03М

2

Счетчик электронный

ПСЧ-4ТМ.05М

1

Счетчик электронный

ПСЧ-4ТМ.05МК

2

УСПД

RTU 325

1

Комплексы измерительновычислительные для учета электроэнергии

«АльфаЦЕНТР»

1

Руководство по эксплуатации

1

Методика поверки

МП 42-262-2008

1

Поверка

осуществляется по документу МП 42-262-2008 с Изменением № 1 "ГСИ. АИИС КУЭ СЗФ.

Методика поверки", утвержденному ФГУП «УНИИМ» 24.08.2016 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 "ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/3_(1/2)...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации" и/или по ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-0042-2006 "Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки", утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» "19" мая 2006 г.;

- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

- для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

- источник сигналов точного времени ±10-4 сот шкалы времени UTC(SU) (Интернет-ресурс www.ntp1.vniiftri.ru).

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

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

Развернуть полное описание