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

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Пензадизельмаш" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 68865-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 002. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Трансэнергопром", 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) ОАО "Пензадизельмаш" 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 "Пензадизельмаш" 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
68865-17
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Пензадизельмаш"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Трансэнергопром", 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) ОАО «Пензадизельмаш» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизи-рованную систему с централизованным управлением и распределенной 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 счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) 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 и технические средства приема-передачи данных. 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 и каналообразующую аппаратуру. 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации - перевод в именованные величины с учетом постоянной счетчика, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер по проводным линиям связи, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На сервере осуществляется сбор и обработка полученных данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. От сервера информация в виде xml-макетов формата 80020 передается на АРМ сбытовой организации по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдер. Передача информации от АРМ сбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» 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 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. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с единым календарным временем. АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УСВ-1, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Сравнение часов сервера с УСВ-1 осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера и УСВ-1 на величину более ±1 с. Сравнение часов УСПД с часами сервера осуществляется 1 раз в час, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с. Сравнение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в сутки). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от счетчика до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
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.dllVerify-Time.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 3.0
Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132fd79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c836f557f885b737261328cd77805bd1ba748e73a9283d1e66494521f63d00b0d9fc391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca091ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИКНаименование точки измеренийИзмерительные компонентыСерверВид электроэнергииМетрологические характеристики ИК
12345678910
1ПС «ПГВ» 110кВ, ввод№3, ЗРУ 6кВ, яч.№10ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04СИКОН С70 Рег. № 28822-05FRONT RACK Активная Реактивная1,3 2,53,3 5,2
2ПС «ПГВ» 110кВ, ввод№2, ЗРУ 6кВ, яч.№37ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 ТПЛШ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 1423-60НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
3ПС «ПГВ» 110кВ, ввод№1, ЗРУ 6кВ, яч.№13ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
12345678910
4ПС «ПГВ» 110кВ, ввод№4, ЗРУ 6кВ, яч.№34ТЛШ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04СИКОН С70 Рег. № 28822-05FRONT RACK Активная Реактивная1,3 2,53,3 5,2
5ПС «ПГВ» 110кВ, ЗРУ 6кВ, яч. № 6ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2363-68НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
6ПС «ПГВ» 110кВ, ЗРУ 6кВ, яч. № 14ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1276-59НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
7ПС «ПГВ» 110кВ, ЗРУ 6кВ, яч. № 16ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 22192-07НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
8ПС «ПГВ» 110кВ, ЗРУ 6кВ, яч. № 18ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1276-59НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
9ПС «ПГВ» 110кВ, ЗРУ 6кВ, яч. № 20ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
10ПС «ПГВ» 110кВ, ЗРУ 6кВ, яч. № 38ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
11ПС «ПГВ» 110кВ, ЗРУ 6кВ, яч. № 42ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 22192-07НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04СИКОН С70 Рег. № 28822-05FRONT RACK Активная Реактивная1,3 2,53,3 5,2
12РУ-2 6кВ, яч.№5ТПФ-10 Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 517-50НОЛ.08 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 3345-04СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08
13РУ-4 6кВ, яч.№7ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
14РУ-4 6кВ, яч.№6ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
15ПС «ПГВ» 110кВ, ЗРУ 6кВ, яч. № 5ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1276-59НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
16ПС «ПГВ» 110кВ, ЗРУ 6кВ, яч. № 21ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-02НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
17ПС «ПГВ» 110кВ, ЗРУ 6кВ, яч. № 27ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-02НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04
18ПС «ПГВ» 110кВ, ввод №1, ТСН-2Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 17551-98−ПСЧ-4ТМ.05М.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07СИКОН С70 Рег. № 28822-05FRONT RACK Активная Реактивная1,0 2,13,2 5,5
19ПС «ПГВ» 110кВ, ввод №2, ТСН-1 Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 17551-98−ПСЧ-4ТМ.05М.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07
Примечания: В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от Iном cos( = 0,8инд. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УСВ-1 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
Количество ИК19
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uном ток, % от Iном коэффициент мощности cosφ частота, Гц температура окружающей среды, °Сот 95 до 105 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Uном ток, % от Iном коэффициент мощности cosφ частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения УСПД и сервера, °Сот 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +35 от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики типа СЭТ-4ТМ.03: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч счетчики типов ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-1: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч сервер: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч90000 2 140000 2 70000 2 35000 2 100000 1
Глубина хранения информации: счетчик: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее113 5 45 5 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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике. журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком. Защищенность 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); сервере (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).
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеКоличество
Трансформаторы токаТЛШ-10У311 шт.
Трансформаторы токаТПЛШ-101 шт.
Трансформаторы токаТПЛМ-106 шт.
Трансформаторы тока проходные с литой изоляциейТПЛ-1010 шт.
Трансформаторы токаТПЛ-10-М4 шт.
Трансформаторы токаТПФ-102 шт.
Трансформаторы токаТПОЛ-104 шт.
Трансформаторы токаТ-0,66 У36 шт.
Трансформаторы напряженияНТМИ-6-665 шт.
Трансформаторы напряженияНОЛ.082 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.0316 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М1 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональныеПСЧ-4ТМ.05М2 шт.
Контроллеры сетевые индустриальныеСИКОН С701 шт.
Устройство синхронизации времени УСВ-11 шт.
Сервер FRONT RACK1 шт.
Методика поверкиМП ЭПР-022-20171 экз.
Паспорт-формулярТРЭП.773141.002 ФО1 экз.
Поверкаосуществляется по документу МП ЭПР-022-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Пензадизельмаш». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 25.08.2017 г. Основные средства поверки: ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки; ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки; по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей; по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей; счетчик 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 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.; счетчик 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.; контроллеры СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1«Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.; УСВ-1 - в соответствии с документом ВЛСТ 221.00.000МП «Устройства синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.; радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11); переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02; термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09); барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76); миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04); прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13). Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Пензадизельмаш» ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «Трансэнергопром» (ООО «Трансэнергопром») ИНН 7731411714 Адрес: 123317, г. Москва, ул. Литвина-Седого, д. 4, стр. 1 Юридический адрес: 115035, г. Москва, Садовническая ул., д. 24, стр. 6, пом. 6 Телефон: (495) 103-45-72
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс») Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57 Телефон: (495) 380-37-61 E-mail: energopromresurs2016@gmail.com Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.