Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Павловск Неруд" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Павловск Неруд" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 61906-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 002. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: АО "АтомСбыт", г.Воронеж.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Павловск Неруд" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Павловск Неруд" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
61906-15
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Павловск Неруд"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительАО "АтомСбыт", г.Воронеж
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 002
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Павловск Неруд» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС 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 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2. 2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе RTU-325 (далее – УСПД), устройство синхронизации системного времени на базе Garmin 35LVS (далее – УССВ-35LVS) и технические средства приема-передачи данных. 3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер с программным обеспечением (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (далее – АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех 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. Для ИК 1-9 цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД. Для ИК 10, 13-16, 18-20 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы GSM-модемов, далее информация передаётся в УСПД. Для ИК 21 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы радио-модемов, далее информация передаётся в УСПД. В УСПД происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление измерительной информации, ее хранение и передача на верхний уровень системы. По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы с помощью средств для организации локальной вычислительной сети. На верхнем – третьем уровне системы осуществляется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 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, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ-35LVS. Сличение часов УСПД с УССВ-35LVS производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД осуществляется при обнаружении расхождения более чем ± 2 с. Погрешность хода внутренних часов не более ± 2 с. Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД производится 1 раз в 30 минут, корректировка часов сервера БД выполняется при расхождении показаний с часами УСПД на величину более ± 2 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±2 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера БД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Таблица 1 — Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПОAmrserver.exeAmrc.exeAmrа.exeCdbora2.dllEncryptdll.dllAlphamess.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО5.05.01
Цифровой идентификатор ПО0b56f71f10b4bda374cbea5f97a0d4a7e98348689effc6f699b99c58690b9e820e369a296788fedf088363725065621e5d8c1bbb486f5cc2d62004a839d142950939ce05295fbcbbba400eeae8d0572cb8c331abb5e34444170eee9317d635cd
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Павловск Неруд» и их метрологические характеристики
Номер ИКНаименование точки измеренийИзмерительные компонентыВид электроэнергииМетрологические характеристики ИК*
123456789
1ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ОРУ-35 кВ 1 с.ш. Ввод 35 кВ №1ТФН-35М 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №3535 Зав. №3547ЗНОМ-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1011410 Зав. №1174870 Зав. №1185562СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0120070135RTU-325 Зав. № 002573Активная Реактивная± 1,1 ± 2,3± 3,0 ± 4,6
2ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. Ввод 6кВ №1ТПШЛ-10 4000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №4514 Зав. №4516НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №5588СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0101070728
Продолжение таблицы 2
123456789
3ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ОРУ-35 кВ 2 с.ш. Ввод 35 кВ №2ТФН-35М 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №3546 Зав. №2729ЗНОМ-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1023796 Зав. №1023984 Зав. №1023963СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0101072330RTU-325 Зав. № 002573Активная Реактивная± 1,1 ± 2,3± 3,0 ± 4,6
4ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. Ввод 6кВ №2ТПШЛ-10 4000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №1829 Зав. №1827НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №5872СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108075560
5ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 РУ-10 кВ 2 с.ш. Ввод 10 кВ №2ТПОЛ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав. №21856 Зав. №326НОМ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №908 Зав. №984СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108078104
6ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 РУ-10 кВ 1 с.ш. Ввод 10 кВ №1ТПОЛ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав. №12063 Зав. №1680НОМ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1029 Зав. №1012СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108078063
7ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. яч.7ТПЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №94844 Зав. №94877НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1996СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108070613
8ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч.26ТПЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №60660 Зав. №91792НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №5897СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108070606
9ПС 110/35/10/6 кВ Павловск-4 ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч.18ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №10089 Зав. №10084
10КТП 6/0,4 кВ №33 вывод 0,4 кВ ТМ-100 кВАТ-0,66 У3 75/5 Кл. т. 0,5 Зав. №77060 Зав. №77059 Зав. №76002—СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108079410
13ПС 35/10 кВ Павловск-5 РУ-10 кВ 2 с.ш. Ввод 10 кВ №2 яч.17ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №12569 Зав. №12561НОМ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №1359 Зав. №1364СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0120070121
Продолжение таблицы 2
123456789
14ПС 35/10 кВ Павловск-5 РУ-10 кВ 1 с.ш. Ввод 10 кВ №1 яч.2ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №11157 Зав. №16905НОМ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2325 Зав. №1058СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0120071247RTU-325 Зав. № 002573Активная Реактивная± 1,1 ± 2,3± 3,0 ± 4,6
15ПС 35/10 кВ Павловск-5 ТСН-2Т-0,66 У3 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №20921 Зав. №33907 Зав. №7437—СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108079654
16ПС 35/10 кВ Павловск-5 ТСН-1Т-0,66 У3 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. №66911 Зав. №41639 Зав. №84384—СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108079297
18ТП 10/6/0,4 кВ №15 Вывод 0,4 кВ Т-2Т-0,66 М У3 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №316793 Зав. №316794 Зав. №316796—СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108079416
19ПС 35/6 кВ Павловск-3 ОРУ-35 кВ Ввод 35 кВ Т-1GIF 40.5 150/5 Кл. т. 0,5S Зав. №30933879 Зав. №30933878 Зав. №30933880НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №3469СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0811141007
20ПС 35/6 кВ Павловск-3 ОРУ-35 кВ Ввод 35 кВ Т-2GIF 40.5 150/5 Кл. т. 0,5S Зав. №30933882 Зав. №30933881 Зав. №30933883НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №3461СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0811140378
21ТП-45 6/0,4 кВ вывод 0,4 кВ ТМ-630 кВАТТИ-125 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав. №Н27436 Зав. №Н27050 Зав. №Н27402—СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0108079382
*Примечания В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала (соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч. Основная погрешность рассчитана для следующих условий: параметры сети: напряжение (0,95 – 1,05) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos( = 0,9инд.; частота (50 ± 0,2) 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 45 до плюс 40 °С; относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С; атмосферное давление от 84,0 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 от минус 40 до плюс 60 °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 5 до плюс 40 °С; относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С; атмосферное давление от 70,0 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 до плюс 40 °С. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера и УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ 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.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 = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; УСПД RTU-325 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч; сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч. Надежность системных решений: защита от кратковременных сбоев питания сервера и 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: счетчика электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД; сервера. защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счетчика электрической энергии; УСПД; сервера. Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована); 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 СЭТ-4ТМ.03 – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 111 суток; при отключении питания – не менее 10 лет; счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания – не менее 10 лет; УСПД RTU-325 – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу – 45 сут; сохранение информации при отключении питания – 5 лет; сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
КомплектностьВ 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 компонентаТип компонента№ ГосреестраКоличество
Трансформаторы токаТФН-35М3690-734
Трансформаторы токаТПШЛ-101423-604
Трансформаторы токаТПОЛ-101261-598
Трансформаторы токаТПЛМ-102363-684
Трансформаторы тока проходные с литой изоляциейТПЛ-101276-592
Трансформаторы токаТ-0,6636382-079
Трансформаторы токаGIF 40.556411-146
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВТТИ28139-073
Трансформаторы токаТ-0,66 М У336382-073
Трансформаторы напряженияЗНОМ-35-65912-706
Трансформаторы напряженияНТМИ-6-662611-704
Трансформаторы напряженияНОМ-10-664947-754
Трансформаторы напряженияНОМ-10-664947-984
Трансформаторы напряженияНАМИ-35 УХЛ119813-092
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.0327524-0415
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М36697-123
Устройство сбора и передачи данныхRTU-32537288-081
Устройство синхронизации системного времени——1
СерверHP ProLiant DL320 G3—1
Методика поверки——1
Паспорт-формуляр——1
Руководство по эксплуатации——1
Поверкаосуществляется по документу МП 61906-15 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Павловск Неруд». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 августа 2015 г. Документы на поверку измерительных компонентов: ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»; ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»; счетчик 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.; счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ,03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.; УСПД RTU-325 – в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г. Перечень основных средств поверки: 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 минус 20 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) ОАО «Павловск Неруд» 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.
ЗаявительАкционерное общество «АтомСбыт» (АО «Атомсбыт») Юридический адрес: 394018, Российская Федерация, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12а Почтовый адрес: 394018, Российская Федерация, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12а ИНН 3666092377 Тел.: (473) 253-09-47 Факс: (473) 222-71-41, 222-71-42 E-mail: office@atomsbyt.ru
Испытательный центрФедеральное 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