Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 68165-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 130. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: Филиал АО "Объединенная Теплоэнергетическая Компания" в г.Краснокаменске, 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) филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске 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) филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске 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
68165-17
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске
Обозначение типаНет данных
ПроизводительФилиал АО "Объединенная Теплоэнергетическая Компания" в г.Краснокаменске, 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.№ 130
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее – счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и 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-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С50 (далее – УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее – УСВ-2). 3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее – сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее – ПО) «Пирамида 2000». ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС». 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 минут. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут. Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP. АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-2 не более (1 с. УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени сервера БД более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени сервера БД не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут. В качестве резервного эталонного источника календарного времени используется тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий. Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят модули, 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, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационные наименования модулей ПОMetrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3.0
Цифровой идентификатор ПО52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
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 характеристикиСостав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИКНаименование ИКИзмерительные компонентыВид электро-энергииМетрологические характеристики ИК
123456789
1.1Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-102ТВ-110-IX Кл. т. 0,5S 600/5НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
1.2Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-101ТВ-110-IX Кл. т. 0,5S 600/5НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
1.3Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-27ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 800/5НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
1.4Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-26ТФНД-110М Кл. т. 0,5 800/5НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
Продолжение таблицы 2
123456789
1.5Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-107ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 600/5 ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
1.6Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-109ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 600/5 ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
1.7Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-115ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/√3/100/√3 НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
1.8Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-116ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/√3/100/√3 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
Продолжение таблицы 2
123456789
1.9Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2СШ 110 кВ, ВЛ-110-118ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 100/5НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/√3/100/√3 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
1.10Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1СШ 110 кВ, ВЛ-110-120ТФЗМ-110 Б-1У1 Кл. т. 0,5 100/5НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/√3/100/√3 НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
11Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ОВ-1 110 кВ (ОМВ)ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
12Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ОВ-2 110 кВ (ШОВ)ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
1Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-1ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 8000/5ЗНОМ-15-63 У2 Кл. т. 0,5 6000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
2Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-2ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 8000/5ЗНОМ-15-63 У2 Кл. т. 0,5 6000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
3Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-4ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 8000/5ЗНОМ-15-63 У2 Кл. т. 0,5 6000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
4Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-5ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 8000/5ЗНОМ-15-63 У2 Кл. т. 0,5 6000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
Продолжение таблицы 2
123456789
5Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-6ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 10000/5ЗНОЛ-06 Кл. т. 0,5 10000/100СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
6Краснокаменская ТЭЦ, ТГ-7ТШЛ-20 Кл. т. 0,5 10000/5ЗНОЛ-06 Кл. т. 0,5 10000/100СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±1,1 ±2,7±3,0 ±4,8
2.1Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2СШ, яч. 126, ВЛ-110 кВ «ПС Забайкальск - Краснокаменская ТЭЦ»ТОГФ-110 Кл. т. 0,5 600/5НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±0,9 ±2,4±2,9 ±4,7
2.2Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1СШ, яч. 123, ВЛ-110-39 «Краснокаменская ТЭЦ - Абагайтуй»ТФМ-110 Кл. т. 0,5 400/5 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/√3/100/√3СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5СИКОН С50активная реактивная±0,9 ±2,4±2,9 ±4,7
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos( = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1.1, 1.2, 1.3, 1.4, 1.5, 1.6, 1.7, 1.8, 1.9, 1.10, 11, 12, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 2.1, 2.2 от 0 до плюс 40 °C. 4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД и УСВ-2 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. Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3. Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
Количество измерительных каналов20
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - частота, Гц - коэффициент мощности cos( - температура окружающей среды, ºCот 98 до 102 от 100( до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, ºC - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ºC - температура окружающей среды в месте расположения сервера, ºCот 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +70 от -40 до +65 от +10 до +60
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчика СЭТ-4ТM.03M для счетчика СЭТ-4ТM.02M.02140000 165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч2
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД СИКОН С50100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч2
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч70000 1
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее114 40 45 10 3,5
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; – промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; – испытательной коробки; – УСПД; – сервера БД; – защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: – счетчика; – УСПД; – сервера. Возможность коррекции времени в: – счетчиках (функция автоматизирована); – УСПД (функция автоматизирована); – ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: – о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность: – измерений 30 минут (функция автоматизирована); – сбора 30 минут (функция автоматизирована).
КомплектностьВ комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеРег. №Количество, шт.
Трансформатор токаТВ-110-IX64181-166
Трансформатор токаТФЗМ-110 Б-1У1 2793-8811
Трансформатор токаТФНД-110М2793-7119
Трансформатор токаТШЛ-2021255-0818
Трансформатор токаТОГФ-11044640-103
Трансформатор токаТФМ-11016023-973
Трансформатор напряженияНКФ-110-57У114205-9421
Трансформатор напряженияНАМИ-110 УХЛ124218-036
Трансформатор напряженияЗНОМ-15-63 У21593-0512
Трансформатор напряженияЗНОЛ-063344-726
Трансформатор напряженияНАМИ-110 УХЛ124218-083
Счётчик электрической энергии многофункциональныйСЭТ-4ТM.03M36697-0818
Счётчик электрической энергии многофункциональныйСЭТ-4ТM.03M36697-121
Счётчик электрической энергии многофункциональныйСЭТ-4ТМ.02М.0236697-121
Устройство сбора и передачи данныхСИКОН С5028523-051
Устройство синхронизации времениУСВ-241681-101
Программное обеспечение«Пирамида 2000»-1
Методика поверкиМП 206.1-124-2017-1
Паспорт-Формуляр77148049.422222.130-ПС-1
Поверкаосуществляется по документу МП 206.1-124-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03.07.2017 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 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»; по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»; по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»; счетчиков СЭТ-4ТM.03M – по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.; счетчиков СЭТ-4ТM.02M.02, СЭТ-4ТM.03M – по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.; УСПД СИКОН С50 – по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.; УСВ-2 – по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 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%; миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих – кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске 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
ЗаявительФилиал акционерного общества «Объединенная Теплоэнергетическая Компания» в г. Краснокаменске (Филиал АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске) ИНН 7706757331 Юридический адрес: 101000, г. Москва, пер. Потаповский, дом 5, стр. 4 Почтовый адрес: 674674, Забайкальский край, г. Краснокаменск, дом 522, а/я 87 Телефон: +7 (30245) 3-59-33 Факс: +7 (30245) 2-64-01 E-mail: info@oao-otek.ru
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46 Телефон: +7 (495) 437-55-77 Факс: +7 (495) 437-56-66 E-mail: office@vniims.ru Web-сайт: www.vniims.ru Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.