|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Воронежстальмост" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "АтомСбыт", г.Воронеж |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 001 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Воронежстальмост» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи, каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе БСЧРВ-011, технические средства приема-передачи данных и технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включает в себя сервер ИВК, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Энфорс Энергия+» и «Энфорс АСКУЭ».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная 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, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт∙ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на соответствующие преобразователи интерфейсов RS-485/RS-232. Далее по проводным линиям связи интерфейса RS-232 сигнал передается на преобразователь интерфейса RS-232/Ethernet, а затем по протоколу Ethernet сигнал передается через сетевые коммутаторы в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера ИВК в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. АИИС КУЭ оснащена УССВ на базе БСЧРВ-011, подключенными к соответствующим преобразователям интерфейсам RS-485/RS-232 и синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Часы счетчиков синхронизированы с УССВ, корректировка часов выполняется 1 раз в сутки независимо от величины расхождения часов счетчиков и УССВ.
Сличение часов счетчиков с часами сервера ИВК осуществляется каждые 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и сервера отражают: время (дата, 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 ПО «Энфорс Энергия+» и ПО «Энфорс АСКУЭ», в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1а-1д.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Энфорс Энергия+» и ПО «Энфорс АСКУЭ».
Таблица 1а — Идентификационные данные ПО «Энфорс Энергия+»
| Идентификационные признаки | Значение | | Идентификационное наименование ПО | admin2.exe | collector.exe | opcon2.exe | reports2.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.1.10 | 1.15.3 | 2.0.0.15 | 2.0.1.15 | | Цифровой идентификатор ПО | 62a8ca0dd97f52186845371cd780d531 | 403c0ef7c3876e1ebc92b92145d8e507 | c681c3f71dbdda088122dd5a14ebfb78 | 80ae3abba568c3d383666a1233575576 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1б — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
| Идентификационные признаки | Значение | | Идентификационное наименование ПО | calcformula.exe | dataproc.exe | enfadmin.exe | enfc_log.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2.11.21 | 2.2.10.9 | 2.2.11.54 | 2.2 | | Цифровой идентификатор ПО | ddceee3f7a1edf0defa05b962e151ac6 | a4ce90df6670eb7e4e1d7bf967a06408 | 693a8eb78fd8ff23d881462cc1632cec | 34e8715a941c1fc9edc8c21b434d83fa | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1в — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
| Идентификационные признаки | Значение | | Идентификационное наименование ПО | enflogon.exe | ev_viewer.exe | loaddatafromtxt.exe | newm51070.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 | 2.2 | 2.3.0.2 | 2.3 | | Цифровой идентификатор ПО | 8031cd96685d9f4520ecd30524926615 | 5bda38dc4ce46c5afbd5e22022008c65 | e610e25dcc78ae485c10bdc3c065156d | f1003b3f5e2aea96272339d8e71e7e32 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1г — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
| Идентификационные признаки | Значение | | Идентификационное наименование ПО | newmedit.exe | newopcon.exe | newreports.exe | m80020.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2.12.17 | 2.2.12.23 | 2.2.11.60 | 2.3.1.2 | | Цифровой идентификатор ПО | 1501f339387795004a10806d206a644a | 109f4f811e7fb9ed488f1b0d39474c0a | 9afb705da1a20b5981981d184b477f52 | 6fdf3ee40006cf170348e4d89478b2ac | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1д — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
| Идентификационные признаки | Значение | | Идентификационное наименование ПО | newopcontrl.exe | tradegr.exe | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2.22 | 2.2.11.15 | | Цифровой идентификатор ПО | 109f4f811e7fb9ed488f1b0d39474c0a | ae06d6e546c4ff00dacb1fca67bf7bbf | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ЗАО «Воронежстальмост» и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Вид элек-тро-энергии | Метрологические
характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | ОПУ-110 кВ, ПС 110/6 кВ Т2 | ТФМ-110
300/1
Кл. т. 0,2S
Зав. №5804
Зав. №5803
Зав. №5801 | НКФ-110-57 У1
110000:(3/100:(3
Кл. т. 0,5
Зав. №1500842
Зав. №1500828
Зав. №1500857 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0811112149 | HP ProLiant BL460c G7
Зав. № CZJ0400F13 | Активная
Реактивная | ± 1,0
± 1,8 | ± 2,3
± 4,2 | | ОПУ-110 кВ, ПС 110/6 кВ Т1 | ТФМ-110
300/1
Кл. т. 0,2S
Зав. №5802
Зав. №5805
Зав. №5800 | НКФ-110-57 У1
110000:(3/100:(3
Кл. т. 0,5
Зав. №1500820
Зав. №1500852
Зав. №1500821 | СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0108070881 | | ЦРП 6 кВ яч. 23 | ТОЛ-10-I
600/5
Кл. т. 0,5
Зав. №55066
Зав. №55067 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8462 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612101064 | | ЦРП 6 кВ яч. 26 | ТОЛ-10-I
600/5
Кл. т. 0,5
Зав. №55068
Зав. №55069 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8449 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612101043 | | ЦРП 6 кВ яч. 15 | ТОЛ-10-I
600/5
Кл. т. 0,5
Зав. №54445
Зав. №54602 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8462 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612101057 | | ЦРП 6 кВ яч. 36 | ТОЛ-10-I
600/5
Кл. т. 0,5
Зав. №54412
Зав. №54413 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8449 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612101092 | | КРУН-6 кВ ПС 110 кВ яч. 201 | ТОЛ-10-I
300/5
Кл. т. 0,5
Зав. №52915
Зав. №53083 | НАМИТ-10-2 УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 0713110000003 | СЭТ-4ТМ.02.2
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 05052369 | | ЦРП 6 кВ яч. 29 | ТОЛ-10-I
75/5
Кл. т. 0,5
Зав. №417
Зав. №1064 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8462 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612093303 |
| Окончание таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | ЦРП 6 кВ яч. 16 | ТОЛ-10-I
50/5
Кл. т. 0,5
Зав. №9302
Зав. №9306 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8449 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612096197 | HP ProLiant BL460c G7
Зав. № CZJ0400F13 | Активная
Реактивная | ± 1,3
± 2,5 | ± 3,3
± 5,7 | | ЦРП 6 кВ яч. 19 | ТОЛ-10-I
150/5
Кл. т. 0,5
Зав. №20224
Зав. №25057 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8462 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612092954 | | ЦРП 6 кВ яч. 32 | ТОЛ-10-I
100/5
Кл. т. 0,5
Зав. №896
Зав. №893 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8449 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612096729 | | ЦРП 6 кВ яч. 21 | ТОЛ-10-I
50/5
Кл. т. 0,5
Зав. №280
Зав. №277 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8462 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612093047 | | ЦРП 6 кВ яч. 31 | ТОЛ-10-I
100/5
Кл. т. 0,5
Зав. №30561
Зав. №28607 | | ЦРП 6 кВ яч. 20 | ТОЛ-10
100/5
Кл. т. 0,5
Зав. №22593
Зав. №22465 | НАМИ-10-95 УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. №8449 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №0612101085 | | 22 | ЦРП 6кВ яч.18 | ТОЛ-10-I
150/5
Кл. т. 0,5
Зав. №14596
Зав. №14598 |
Примечания:
Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
Нормальные условия эксплуатации:
параметры сети: напряжение (0,99 – 1,01) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos( = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
температура окружающей среды: (23±2) °С.
Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,05) – 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0(0,5 – 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 40°С;
относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн2; диапазон силы вторичного тока (0,01 – 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 – 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
температура окружающего воздуха для счётчиков СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05, ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40°С до плюс 60°С;
температура окружающего воздуха для счётчиков СЭТ-4ТМ.02 от минус 40°С до плюс 55°С;
относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
температура окружающего воздуха от плюс 10°С до плюс 25°С;
относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 20 °С;
атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% Iном cos( = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С для ИК №№1-6, 8-14, 22; от плюс 15 °С до плюс 30 °С для ИК №7.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
счётчик СЭТ-4ТМ.02 – среднее время наработки на отказ не менееТ = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
счётчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менееТ = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
счётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менееТ = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
счётчик ПСЧ-4ТМ.05М – среднее время наработки на отказ не менееТ = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
счётчик ПСЧ-4ТМ.05 – среднее время наработки на отказ не менееТ = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения на счетчике;
коррекции времени в счетчике и сервере;
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:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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 компонента | Тип компонента | № Госреестра | Количество | | 1 | 2 | 3 | 4 | | Трансформаторы тока | ТФМ-110 | 16023-97 | 6 | | Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 38395-08 | 2 | | Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 15128-07 | 24 | | Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 | 14205-94 | 6 |
Окончание таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | | Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 2 | | Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 16687-07 | 1 | | Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02 | 20175-01 | 1 | | Счетчики электроэнергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 1 | | Счетчики электроэнергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 1 | | Счетчики электроэнергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 36355-07 | 11 | | Счетчики электроэнергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05 | 27779-04 | 1 | | Методика поверки | — | — | 1 | | Формуляр | — | — | 1 | | Руководство по эксплуатации | — | — | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 60506-15 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Воронежстальмост». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2015 г.
Перечень основных средств 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 без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации, согласованной с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в 2001 году;
счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 ноября 2005 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Воронежстальмост»
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.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли.
|
| Заявитель | АО «АтомСбыт»
Юридический адрес: 394018, Российская Федерация, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12а
Почтовый адрес: 394018, Российская Федерация, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12а
Тел.: (473) 253-09-47
Факс: (473) 222-71-41, 222-71-42
E-mail: office@atomsbyt.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа №30004-13 от 26.07.2013
|
