ГРСИ 53209-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г.Самара, объект №17) Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
53210-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г.Самара, объект №17) Нет данных, ГРСИ 53209-13

Смотреть ГРСИ
53208-13

Номер госреестра:

53209-13

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Техносоюз", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 001

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 50416

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «При-

волжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Самара, объект №17)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО

«Оборонэнерго», г. Самара, объект №17) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для из-

мерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы

времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации в ОАО «АТС» и дру-гие

заинтересованные организации оптового рынка электроэнергии.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизиро-

ванную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя

трансформаторы тока

(далее – ТТ) по ГОСТ

7746-2001, трансформаторы напряжения (далее –

ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-

2005 в режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений

реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-

передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов

АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2 уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ка-

налообразующуюаппаратуру,серверсбораданных(СД)региональногоотделения

ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Самара HP ProLiant DL180R06, основной и резервный серверы баз

данных (БД) ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Москва SuperMicro 6026T-NTR+, устройства синхро-

низации

времени УСВ-2,

автоматизированные рабочие

места персонала (АРМ) и

программное

обеспечение (ПО).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в

аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соот-

ветствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные зна-

чения

аналоговых сигналов преобразуют

в цифровой сигнал. По

мгновенным значениям силы

электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значе-

ния активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период ре-

активная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычис-

ляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность

вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков через GSM-сеть поступает на уровень ИВК регио-

нального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт». Сервер СД АИИС КУЭ при помощи программ-

ного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на ко-

эффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величи-

ны), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую

передачу информации на сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного об-

мена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Обороэнергосбыт». При отказе основ-

ного канала

сервер переключается на резервный. Резервный канал организован по технологии

CSD. В качестве устройства резервной передачи данных используется GSM/GPRS-модем Teleofis

RX100R. На сервере БД осуществляется хранение поступающей информации, оформление спра-

Лист № 2

Всего листов 8

вочных и отчетных документов. Передача информации от сервера БД в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и

другие заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP се-ти

Internet в виде xml-файлов в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предос-

тавления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО

«СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору

о присоединении к торговой

системе оптового

рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера СД). АИИС КУЭ оснащена устройством синхрониза-

ции времени на основе УСВ-2, синхронизирующего собственное время по сигналам времени, по-

лучаемым от GPS/ GLONASS -приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность синхрониза-

ции не более ±0,35 с. Часы сервера СД синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхрониза-

ция осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов

счетчиков с часами сервера СД производится каждый сеанс связи со счетчиками (не реже 1 раза в

сутки). Корректировка часов осуществляется при расхождении с часами сервера СД вне зави-

симости от наличия расхождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Погрешность часов компонентов

АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, ми-

нуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемо-

го и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский»

ОАО «Оборонэнерго», г. Самара, объект №17) используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в

состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает

защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с

правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обес-

печиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

Лист № 3

Всего листов 8

Наименование ПО

Идентифика-

ционное на-

именование

ПО

Номер вер-

сии (иден-

тификаци-

онный но-

мер) ПО

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифи-

катора ПО

CalcClients.dll

MD5

Модуль расчета небаланса

энергии/мощности

CalcLeak-

age.dll

MD5

CalcLosses.dll

MD5

Metrology.dll

52e28d7b608799b

b3ccea41b548d2c

MD5

ParseBin.dll

MD5

ParseIEC.dll

48e73a9283d1e66

494521f63d00b0d

MD5

ParseMod-

bus.dll

MD5

ParsePira-

mida.dll

ecf532935ca1a3fd

3215049af1fd979f

MD5

Syn-

chroNSI.dll

530d9b0126f7cdc

23ecd814c4eb7ca

MD5

VerifyTime.dll

MD5

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Цифровой

идентификатор

ПО (контроль-

ная сумма ис-

полняемого ко-

да)

Модуль вычисления значений

энергии и мощности по груп-

пам точек учета

e55712d0b1b2190

65d63da949114da

b1959ff70be1eb1

7c83f7b0f6d4a13

d79874d10fc2b15

6a0fdc27e1ca480a

6f557f885b73726

1328cd77805bd1b

c391d64271acf40

55bb2a4d3fe1f8f4

Модуль вычисления значений

энергии потерь в линиях и

трансформаторах

Общий модуль, содержащий

функции, используемые при

вычислениях различных зна-

чений и проверке точности

вычислений

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых в бинарном протоколе

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых по протоколам семей-

ства МЭК

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых по протоколу Modbus

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых по протоколу Пира-

мида

Модуль формирования рас-

четных схем и контроля цело-

стности данных нормативно-

справочной информации

Модуль расчета величины

рассинхронизации и значений

коррекции времени

1ea5429b261fb0e

2884f5b356a1d1e

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-

мида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пира-

мида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство

об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, по-

лучаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счет-

чиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Лист № 4

Всего листов 8

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электро-

энергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измери-

тельной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и из-

мерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические характе-

ристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню

«С» по МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительного канала

ПС 35/10 кВ

"Покровка"

КРН-10кВ, 1 с.

ш. 10 кВ, яч.1

НАМИТ-10-

У2

Кл.т. 0,5

10000/100

Зав. № 2147

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0811101355

ПС 35/10 кВ

"Покровка"

КРН-10кВ, 2 с.

ш. 10 кВ, яч.17

Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер

точки Наименова-

изме-ние объекта

рений

ТТТНСчетчикИВК

Метрологиче-

ские характери-

Видстики ИК

элек- Ос-Погреш-

тро- новная ность в

энер- погреш рабочих

гии ность, услови-

%ях, %

Реак-

±1,3±3,3

±2,5±5,7

ТВК-10

УХЛ3

Кл.т. 0,5

50/5

Зав. № 01005

Зав. № 01011

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

50/5

Зав. № 84411

Зав. № б/н

НТМИ-10-66

У3

Кл.т. 0,5

10000/100

Зав. № 5809

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0811102718

Ак-

HP Pro-

тивная

Liant

DL180R0

тивная

Зав. №

Ак-

CZJ2360 тивная

6HH

Реак-

тивная

±1,3±3,3

±2,5±5,7

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощ-

ности (получасовой);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95;

3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,95 ÷ 1,05) Uн; ток (1,0 ÷ 1,2) Iн; cos

= 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С;

5. Рабочие условия эксплуатации:

– параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 ÷ 1,02) Uном; ток - (1 ÷ 1,2) Iном; ча-

стота – (50±0,15) Гц; cos

=0,9инд;

– параметры сети: диапазон первичного напряжения – (0,9 ÷ 1,1) Uн

; диапазон си-лы

первичного тока – (0,05 ÷ 1,2) Iн

; коэффициент мощности cosφ(sinφ) 0.5 ÷ 1,0 (0,87

÷ 0,5); частота – (50 ± 0,4) Гц;

– допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус

40 ˚С до + 50˚С; для счетчиков от минус 40 ˚С до + 60 ˚С;

– магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

Лист № 5

Всего листов 8

6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 Iном, cos

= 0,8 инд и темпе-

ратуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до

+ 40 °С;

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по

ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по

ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см.

п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера СД и УСВ на однотипные утвержденно-

го типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям фи-

лиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Самара, объект №17) порядке. Акт хранится со-

вместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральиный ин-

формационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

–электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–УСВ-2 – среднее

время наработки на отказ не менее Т = 35000

ч, среднее

время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных trial питания сервера с помощью источника беспере-

бойного питания;

–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной поч-

ты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счётчика:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике;

– журнал сервера:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и ИВК;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– электросчётчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– сервера;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

– электросчетчика;

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– о результатах измерений (функция автоматизирована).

Лист № 6

Всего листов 8

Цикличность:

– измерений 30 мин (функция автоматизирована);

– сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

– Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не

менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную

информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Обо-

ронэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Самара, объект

№17) типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие

средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформатор тока типа ТВК-10

Трансформатор тока типа ТВЛМ-10

Трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66

Трансформатор напряжения типа НАМИТ-10

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

Методика поверки

Формуляр

Руководство по эксплуатации

Госреестр №

8913-82

1856-63

831-69

16687-97

36697-08

—

Кол-во, шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 53209-13 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт»

(по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Самара, объект №17). Измеритель-

ные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в сентябре

2012 г.

Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:

Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато-

ры тока. Методика поверки»;

Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Транс-

форматоры напряжения. Методика поверки";

СЭТ-4ТМ.03М – по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся при-

ложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

УСВ-2 – по документу «Усройство синхронизации времени УСВ-2. Методика

поверки ВЛСТ 237.00.001 И1»;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис-

темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств

измерений № 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи-

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Лист № 7

Всего листов 8

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Обо-

ронэнергосбыт»(посетямфилиала«Приволжский»ОАО«Оборонэнерго»,

г. Самара, объект №17).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИ-

ИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборон-

энерго», г. Самара, объект №17)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие техни-

ческие условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-

ные положения.

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ГОСТ 7746–2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энер-

гии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной

энергии.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-

измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Руководствопоэксплуатациисистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета ОАО

«Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволж-

ский» ОАО «Оборонэнерго», г. Самара, объект №17).

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспече-

ния единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Лист № 8

Всего листов 8

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз» (ООО «Техносоюз»)

Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щелковское шоссе, д. 9

Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д.11/10, строение 4, 2 этаж

Тел.: (495) 258–45–35

Факс: (495) 363–48–69

E-mail:

info@t-souz.ru

www.t-souz.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандарти-

зации, метрологии и испытаний в Курской области»

ФБУ «Курский ЦСМ»

Юридический адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а

Тел./факс: (4712) 53-67-74,

E-mail:

kcsms@sovtest.ru

Аттестат аккредитации № 30048-11 действителен до 01 декабря 2016 года.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

м.п.«____»_____________2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
15132-96	Счетчики электроэнергии трехфазные	402/405	Фирма "Enermet", Финляндия	8 лет	Перейти
66677-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК"	Нет данных	ОАО "Свердловская энергогазовая компания", г.Екатеринбург	4 года	Перейти
29424-05	Система измерений количества нефтепродуктов - узел учета нефтепродуктов на нефтебазе "Камбарка" ОАО "Уралтранснефтепродукт"	Нет данных	ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа	1 год	Перейти
81624-21	Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов ООО "Кудьминская нефтебаза"	-	Общество с ограниченной ответственностью "Системы Нефть и Газ" (ООО "СНГ"), г. Щелково	1 год	Перейти
62895-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС 330 кВ "Княжегубская"	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений