Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная) Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная) Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 66910-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 002. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Интер РЭК", г.Москва.

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) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная) 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) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная) 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
66910-17
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ДВЭУК" (мини-ТЭЦ Центральная)
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Интер РЭК", г.Москва
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) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую 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 (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной электрической энергии (счётчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-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 устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 (регистрационный № 28822-05) и каналообразующую аппаратуру. 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2 (регистрационный № 41681-10), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ. Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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. Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Измерительная информация из УСПД по основному каналу связи с помощью SHDSL-модемов поступает на сервер. При отказе основного канала связи измерительная информация из УСПД поступает на контроллер СИКОН ТС65, и далее резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети стандарта GSM, на сервер. На сервере осуществляется дальнейшая обработка поступающей информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных документов, отображение информации на АРМ. Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) в филиал АО «СО ЕЭС» Приморское РДУ и ОДУ Востока, а также 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 АО «АТС», АО «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 времени УСВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Сравнение показаний часов сервера с УСВ-2 осуществляется 1 раз в час, корректировка часов сервера производится независимо от наличия расхождения. Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится независимо от наличия расхождения. Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±3 с. Передача информации от счётчика до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с. Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с. Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счётчика, УСПД и сервера отражаются в соответствующих журналах событий.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, а также с помощью специальных программных средств, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда. Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОCalcClients.dllCalcLeakage.dllCalcLosses.dllMetrology.dllParseBin.dllParseIEC.dllParseModbus.dllParsePiramida.dllSynchroNSI.dllVerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 3.0
Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132fd79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c836f557f885b737261328cd77805bd1ba748e73a9283d1e66494521f63d00b0d9fc391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca091ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Метрологические и технические характеристики Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИКНаименование точки измеренийИзмерительные компонентыВид электро-энергииМетрологические характеристики ИК*
123456789
1мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 1с - 10 кВ, яч. 105ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 20011-10 Зав. № 20070-10 Зав. № 19935-10 Рег. № 32139-06НАЛИ-СЭЩ-10 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 00841-12 Рег. № 38394-08СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805101272 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Зав. № 06511 Рег. № 28822-05активная реактивная1,1 2,23,4 5,7
2мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 1с - 10 кВ, яч. 104ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 19689-10 Зав. № 19661-10 Зав. № 19662-10 Рег. № 32139-06
Продолжение таблицы 2
123456789
3мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 2с - 10 кВ, яч. 204ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 20936-10 Зав. № 20926-10 Зав. № 20935-10 Рег. № 32139-06НАЛИ-СЭЩ-10 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 00839-12 Рег. № 38394-08СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803102688 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Зав. № 06511 Рег. № 28822-05активная реактивная1,1 2,23,4 5,7
4мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 2с - 10 кВ, яч. 208ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 19925-10 Зав. № 19798-10 Зав. № 19947-10 Рег. № 32139-06
5мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 2с - 10 кВ, яч. 209ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 19587-10 Зав. № 19711-10 Зав. № 19976-10 Рег. № 32139-06
6мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 3с - 10 кВ, яч. 310ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 20117-10 Зав. № 20284-10 Зав. № 20074-10 Рег. № 32139-06НАЛИ-СЭЩ-10 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 00850-12 Рег. № 38394-08СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803103500 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Зав. № 06512 Рег. № 28822-05активная реактивная1,1 2,23,4 5,7
7мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 3с - 10 кВ, яч. 309ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 19874-10 Зав. № 19905-10 Зав. № 19910-10 Рег. № 32139-06
8мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 3с - 10 кВ, яч. 307ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 20786-10 Зав. № 20306-10 Зав. № 20329-10 Рег. № 32139-06
9мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 4с - 10 кВ, яч. 409ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 20464-10 Зав. № 20704-10 Зав. № 20285-10 Рег. № 32139-06НАЛИ-СЭЩ-10 Ктн=10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 00840-12 Рег. № 38394-08СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804102419 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Зав. № 06512 Рег. № 28822-05активная реактивная1,1 2,23,4 5,7
10мини-ТЭЦ Центральная, ГРУ-10 кВ, 4с - 10 кВ, яч. 410ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт=400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 19945-10 Зав. № 19904-10 Зав. № 19903-10 Рег. № 32139-06
11мини-ТЭЦ Центральная 35/10 кВ, ЗРУ-35 кВ, 1с - 35 кВ, яч. 9ТОЛ-СЭЩ-35 Ктт=1000/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 00578-10 Зав. № 00575-10 Зав. № 00577-10 Рег. № 40086-08ЗНОЛ-СЭЩ-35 Ктн=35000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5 Зав. № 00149-10 Зав. № 00148-10 Зав. № 00147-10 Рег. № 40085-08СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808102331 Рег. № 36697-08
12мини-ТЭЦ Центральная 35/10 кВ, ЗРУ-35 кВ, 1с - 35 кВ, яч. 7ТОЛ-СЭЩ-35 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 00613-10 Зав. № 00584-10 Зав. № 00611-10 Рег. № 40086-08ЗНОЛ-СЭЩ-35 Ктн=35000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5 Зав. № 00149-10 Зав. № 00148-10 Зав. № 00147-10 Рег. № 40085-08СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808101440 Рег. № 36697-08СИКОН С70 Зав. № 06512 Рег. № 28822-05активная реактивная1,3 2,53,4 5,8
13мини-ТЭЦ Центральная 35/10 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2с - 35 кВ, яч. 8ТОЛ-СЭЩ-35 Ктт=600/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 00583-10 Зав. № 00579-10 Зав. № 00595-10 Рег. № 40086-08ЗНОЛ-СЭЩ-35 Ктн=35000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5 Зав. № 00152-10 Зав. № 00151-10 Зав. № 00150-10 Рег. № 40085-08СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808102020 Рег. № 36697-08
14мини-ТЭЦ Центральная 35/10 кВ, ЗРУ-35 кВ, 2с - 35 кВ, яч. 10ТОЛ-СЭЩ-35 Ктт=1000/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 00569-10 Зав. № 00568-10 Зав. № 00582-10 Рег. № 40086-08
* Примечания В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут. Основная погрешность рассчитана для следующих условий: параметры сети: напряжение (0,95-1,05)·Uн; сила тока (1,0-1,2)·Iн; cos(=0,9инд. (sin(=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл; 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 (0,01-1,2)·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 счётчиков 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 15 до плюс 25 °С; относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С; атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2 % от Iном cos(=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С. Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ-2 на аналогичные 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 типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты АИИС КУЭ, утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений (ФИФ). Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ; счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч; счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч; контроллер СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 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=208051 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=0,5 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 счётчике. журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счётчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счётчиком. Защищённость применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счётчика электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД; сервера. защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счётчика электрической энергии; УСПД; сервера. Возможность коррекции времени в: счётчиках 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: счётчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет; УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет; сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонентаТип компонентаКоличество
Трансформаторы токаТОЛ-СЭЩ-1030 шт.
Трансформаторы токаТОЛ-СЭЩ-3512 шт.
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группыНАЛИ-СЭЩ-104 шт.
Трансформаторы напряженияЗНОЛ-СЭЩ-356 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М14 шт.
Контроллеры сетевые индустриальныеСИКОН С702 шт.
Устройства синхронизации времениУСВ-21 шт.
СерверHP Proliant DL360R07 1 шт.
Методика поверки-1 экз.
Паспорт-формулярВЛСТ.854.05.000.ФО1 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП 66910-17 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 13.01.2017 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»; счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный №с 36697-08) - 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.; счётчик СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный № 36697-12) - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.; контроллер СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.; УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001 И1 «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г. Основные средства поверки: средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»; средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный № 27008-04); 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 %. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ДВЭУК» (мини-ТЭЦ Центральная) 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.
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «Интер РЭК» (ООО «Интер РЭК») ИНН 7716712474 Адрес: 107113, г. Москва, ул. Сокольнический Вал, дом 2, помещение 23 Телефон (факс): 8(919) 967-07-03 E-mail: LLCInterrec@gmail.com
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «Испытательный центр разработок в области метрологии» (ООО «ИЦРМ») Адрес: 142700, Московская область, Ленинский район, г. Видное, Промзона тер. корп. 526 Телефон: (495) 278-02-48 Web-сайт: www.ic-rm.ru E-mail: info@ic-rm.ru Аттестат аккредитации ООО «ИЦРМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311390 от 18.11.2015 г.