| Номер в госреестре | 77023-19 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения потребителей в г. Волгоград |
| Изготовитель | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителей в г. Волгоград (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения и состоит из 10 измерительных каналов (ИК).
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (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), выполняющее функции сбора, хранения результатов измерений и их передачу на уровень информационновычислительного комплекса, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы и технические средства приема-передачи данных;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» включает в себя сервер БД на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия Альфа 2», построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределенной среде виртуализации VMware VSpere, сервер точного времени Метроном-50М (основной и резервный), устройство синхронизации времени (УСВ) УССВ-^HVS (дополнительное), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков №№ 1 - 7 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка и хранение поступающей информации.
Далее по каналу связи стандарта GSM данные с УСПД передаются на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», где происходит оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.
Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо в ИВК.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков №№ 8 - 10 по каналу связи стандарта GSM поступает на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», где осуществляется обработка, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.
Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и розничного рынка электроэнергии и мощности, подписанных электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ, осуществляется сервером ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает обмен (сбор/передачу) данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ, а также прочих участников оптового и розничного рынков электроэнергии, включая инфраструктурные организации. Обмен происходит в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с погрешностью, не более указанной в таблице 3. СОЕВ включает в себя сервера точного времени Метроном-50М (основной и резервный) (рег. № 68916-17), устройство синхронизации времени (УСВ) УССВ-16HVS (дополнительное), часы сервера, УСПД и счётчиков.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащен серверами точного времени Метроном-50М (основной и резервный) и устройством синхронизации времени (УСВ) УССВ-16HVS (дополнительный). Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени (величины расхождения времени, корректируемого и корректирующего компонентов). Уставка коррекции времени сервера настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
УСПД синхронизируется от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ». Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Время счетчиков №№ 1 - 7 синхронизируются от УСПД. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Сравнение показаний часов счетчиков №№ 8 - 10 и сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» происходит при каждом сеансе связи счетчик - сервер. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с (параметр программируемый).
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrology.dll ) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Идентификационное наименование ПО | Энергия Альфа 2 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe) | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| ИКр е о Н | Наимено вание объекта учета | Состав ИК АИИС КУЭ | |||||
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, рег. № | Обозначение, тип | ИВКЭ | УССВ | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||
| 1 | ПС 110 кВ ТДН, РУ 6 кВ, яч.7, ф.7 | н н | Кт = 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 25433-11 | А | ТЛО-10 | RTU-327L Рег. № 41907-09 | S о 00 к 40 О ,о\ Л ^ н . U U е МР |
| В | ТЛО-10 | ||||||
| С | ТЛО-10 | ||||||
| К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 рег. № 46738-11 | А | ЗНОЛ | ||||
| В | ЗНОЛ | ||||||
| С | ЗНОЛ | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 рег. № 31857-11 | А1802RALQ-P4GB1-DW-4 | |||||
| 2 | Ъ Ю Рч , СП Н ^ ъ « 0 о П | н н | Кт = 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 25433-11 | А | ТЛО-10 | RTU-327L Рег. № 41907-09 | |
| В | ТЛО-10 | ||||||
| С | ТЛО-10 | ||||||
| К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 рег. № 46738-11 | А | ЗНОЛ | ||||
| В | ЗНОЛ | ||||||
| С | ЗНОЛ | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 рег. № 31857-11 | А1802RALQ-P4GB1-DW-4 | |||||
| 3 | ПС 110 кВ ТДН, РУ 6 кВ, яч.57, ф.57 | н н | Кт = 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 25433-11 | А | ТЛО-10 | RTU-327L Рег. № 41907-09 | |
| В | ТЛО-10 | ||||||
| С | ТЛО-10 | ||||||
| К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 рег. № 46738-11 | А | ЗНОЛ | ||||
| В | ЗНОЛ | ||||||
| С | ЗНОЛ | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 рег. № 31857-11 | А1802RALQ-P4GB1-DW-4 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||
| 4 | ПС 110 кВ ТДН, РУ 6 кВ, яч.34, ф.48 | н н | Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 25433-11 | А | ТЛО-10 | RTU-327L Рег. № 41907-09 | £ ^ о 00 к 40 О «OI Л ^ н . щ |_ ^ (U |
| В | ТЛО-10 | ||||||
| С | ТЛО-10 | ||||||
| К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 рег. № 46738-11 | А | ЗНОЛ | ||||
| В | ЗНОЛ | ||||||
| С | ЗНОЛ | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 рег. № 31857-11 | А1802RALQ-P4GB1-DW-4 | |||||
| 5 | ПС 110 кВ ТДН, РУ 6 кВ, яч.56, ф.56 | н н | Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 25433-11 | А | ТЛО-10 | RTU-327L Рег. № 41907-09 | |
| В | ТЛО-10 | ||||||
| С | ТЛО-10 | ||||||
| К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 рег. № 46738-11 | А | ЗНОЛ | ||||
| В | ЗНОЛ | ||||||
| С | ЗНОЛ | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 рег. № 31857-11 | А1802RALQ-P4GB1-DW-4 | |||||
| 6 | ъ VO (N Н (N Ъ * * к; 0 О П | н н | Кт = 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 25433-11 | А | ТЛО-10 | RTU-327L Рег. № 41907-09 | |
| В | ТЛО-10 | ||||||
| С | ТЛО-10 | ||||||
| К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 рег. № 46738-11 | А | ЗНОЛ | ||||
| В | ЗНОЛ | ||||||
| С | ЗНОЛ | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 рег. № 31857-11 | А1802RALQ-P4GB1-DW-4 | |||||
| 7 | ПС 110 кВ ТДН, РУ 6 кВ, яч.45, ф.49 | н н | Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 25433-11 | А | ТЛО-10 | RTU-327L Рег. № 41907-09 | |
| В | ТЛО-10 | ||||||
| С | ТЛО-10 | ||||||
| К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 рег. № 46738-11 | А | ЗНОЛ | ||||
| В | ЗНОЛ | ||||||
| С | ЗНОЛ | ||||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 рег. № 31857-11 | А1802RALQ-P4GB1-DW-4 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||
| 1 Рч СП m Н <^-и U1 m « m Ъ И VO VO 0/ С с | GO СЧ o' II н | А | ТОЛ 10-I | ||||
| н н | Ктт = 600/5 | В | - | ||||
| рег. № 15128-03 | С | ТОЛ 10-I | |||||
| 8 | К н | Кт = 0,2 Ктн = 6000/100 рег. № 11094-87 | А В С | НАМИ-10 | 1 | ||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 рег. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | |||||
| 1 Рч СП m 00 Н m и « VO 0/ С П | GO СЧ о" II н | А | ТОЛ 10-I | ||||
| н н | Ктт = 600/5 | В | - | ||||
| рег. № 15128-03 | С | ТОЛ 10-I | £ ^ о 00 к 40 О «OI Л ^ н . Щ |_ е МР | ||||
| 9 | К н | Кт = 0,2 Ктн = 6000/100 рег. № 11094-87 | А В С | НАМИ-10 | 1 | ||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 рег. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | |||||
| ПС "ВГТЗ-1" 110/6 кВ ГРУ-6 кВ Ячейка 41 | Кт = 0,5 | А | ТПШЛ-10 | ||||
| н н | Ктт = 4000/5 | В | ТПШЛ-10 | ||||
| рег. № 1423-60 | С | ТПШЛ-10 | |||||
| 10 | К н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-13 | А В С | НАМИТ-10 | 1 | ||
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 рег. № 16666-97 | EA05RAL-B-3 | |||||
| Примечания: 1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. 2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик. 3 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов. 4 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | |||||||
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 - 7 | Активная | 0,8 | 2,2 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; счетчик 0,2S/0,5) | Реактивная | 1,5 | 2,2 |
| 8 - 9 | Активная | 0,7 | 2,6 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,2; счетчик 0,2S/0,5) | Реактивная | 1,1 | 2,1 |
| 10 | Активная | 2,1 | 5,7 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; счетчик 0,5S/1,0) | Реактивная | 2,5 | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | ||
| Примечания: | |||
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). | |||
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, | |||
| соответствующие P = 0,95. | |||
| 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cosj | 0,5 инд.-1,0-0,5 емк. |
| температура окружающей среды для счетчиков, °С: | от +21 до +25 |
| Рабочие условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности, cosj | 0,5 инд.-1,0-0,5 емк. |
| диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -40 до +50 |
| - для счетчиков | от -40 до +60 |
| - для УСПД | от 0 до +75 |
| - для сервера; | от +0 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не | |
| более | 72 |
| счетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не | |
| более | 72 |
| 1 | 2 |
| УСПД RTU-327L: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не | 2 |
| более | |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 80000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, | |
| не более, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сут, не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
| потребленной за месяц, сут, не менее | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителей в г. Волгоград типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 4 шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 21 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПШЛ-10 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 2 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 1 шт. |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛ | 18 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 7 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 1 шт. |
| Комплексы аппаратно-программных средств для учёта электроэнергии на основе УСПД RTU-300 | RTU-327L | 1 шт. |
| Серверы точного времени | Метроном-50М | 2 шт. |
| Методика поверки | МП-312235-074-2019 | 1 экз. |
| Формуляр | 13526821.4611.126.ФО | 1 экз. |
осуществляется по документу МП-312235-074-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителей в г. Волгоград. Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 17.10.2019 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 и/или МИ 2845-2003 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с документом ДЯИМ.41152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документом ДЯИМ.41152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденным в 2012 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА (рег. № 16666-97) - 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;
- УСПД RTU-327L - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- серверов точного времени Метроном-50М - осуществляется по документу М0050-2016-МП Сервер точного времени Метроном-50М. Методика поверки", утвержденному ФГБУ "ГНМЦ" Минобороны России 10.04.2017 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителей в
г. Волгоград», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
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
