|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 "Колтуши" 110/10/6 кВ |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир |
| 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.№ 328 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28822-05 (Рег. № 28822-05), RTU-327 (Рег. № 41907-09), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Рег. № 41681-10), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-энерго», УСВ-1 (Рег. № 28716-05), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Принцип действия
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
УСПД, установленные на ПС-168 110/10 кВ, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ, один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики и считывают 30-минутные профили электроэнергии (для ИИК 3, 4) и мощности (для ИИК 5, 6). Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены, коэффициенты трансформации установлены равными единице. УСПД выступают в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.
Сервер ПАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК 3 - 6 и считывает с них 30-минутный профиль электроэнергии (для ИИК 3, 4) и мощности (для ИИК 5, 6) для каждого канала учета за сутки, а также журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
Сервер АО «ЛОЭСК» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивает счетчики ИИК 1 - 2 и считывает с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Далее сервер АО «ЛОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Серверы ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на сервер ООО «РКС-энерго». Сервер ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от серверов АО «ЛОЭСК», ПАО «Ленэнерго», на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, серверов ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-энерго». В качестве УСВ используются УСВ-1, УСВ-2 и УССВ-35 HVS.
Сравнение показаний часов серверов ПАО «Ленэнерго», АО «ЛОЭСК», ООО «РКС-энерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов серверов и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 5,6 и УСВ-2 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов УСПД ИИК 5,6 и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 3,4 и УССВ-35 HVS происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 3,4 и УССВ-35 HVS на величину более чем ±500 мс.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 3 - 6 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 3 - 6 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 2 и сервера АО «ЛОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1- 2 и сервера АО «ЛОЭСК» на величину более чем ±2 с.
|
| Программное обеспечение | Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | 1 | 2 | | Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» | | Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | | Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | | Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | | Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | | Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 56f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | | Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | | Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | | Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | | Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | | Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Диспетчерское
наименованиеИИК | Состав ИИК АИИС КУЭ | Вид электроэнергии | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 1 | КТПН № 797 10/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ
тр-ра Т-1 | − | − | ПСЧ-4ТМ.05МД.25
кл. т. 1,0/2,0
Зав. № 1304130071
Рег. № 51593-12 | − | Сервер АО «ЛОЭСК»,
Сервер ООО «РКС-энерго» | активнаяреактивная | | 2 | СТП № 64
"Пороги-2" 10/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ
тр-ра Т-1 | Т-0,66
кл. т. 0,5S
Ктт = 150/5
Зав. № 470570;
470569; 470568
Рег. № 52667-13 | − | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN
кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 13120480
Рег. № 23345-07 | | 3 | ПС-294
"Колтуши" 110/10/6 кВ, РУ-10 кВ,
3 с.ш. 10 кВ, яч. 304,
ф. 294-304 | ТЛО-10
кл. т. 0,5S
Ктт = 300/5
Зав. № 40030;
39966; 39972
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10
кл. т. 0,5
Ктн = 10500:√3/100:√3
Зав. № 40109;
40112; 40108
Рег. № 47583-11 | A1802RALXQV-P4GB-DW-4
кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01234169
Рег. № 31857-11 | RTU-327
Зав.№ 009397
Рег. № 41907-09 | Сервер ПАО «Ленэнерго»,
Сервер ООО «РКС-энерго» | активнаяреактивная | | 4 | ПС-294
"Колтуши" 110/10/6 кВ, РУ-10 кВ,
4 с.ш. 10 кВ, яч. 404,
ф. 294-404 | ТЛО-10
кл. т. 0,5S
Ктт = 300/5
Зав. № 39967;
39990; 40023
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10
кл. т. 0,5
Ктн = 10500:√3/100:√3
Зав. № 40106;
40114; 40098
Рег. № 47583-11 | A1802RALXQV-P4GB-DW-4
кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01234142
Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 5 | ПС-168 110/10 кВ,
КРУН-10 кВ,
3 с. 10 кВ,
ф. 31 | ТЛО-10
кл. т. 0,5S
Ктт = 600/5
Зав. № 14-42502;
14-42499;
14-42500
Рег. № 25433-11 | НТМИ-10-66
кл. т. 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1791
Рег. № 831-69 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN
кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 19092859
Рег. № 23345-07 | СИКОН С70
Зав.№ 03923
Рег. № 28822-05 | Сервер ПАО «Ленэнерго»,
Сервер ООО «РКС-энерго» | активнаяреактивная | | 6 | ПС-168 110/10 кВ,
КРУН-10 кВ,
2 с. 10 кВ,
ф. 14 | ТЛО-10
кл. т. 0,5S
Ктт = 600/5
Зав. № 14-42498;
14-42501;
14-42503
Рег. № 25433-11 | НТМИ-10-66
кл. т. 0,5
Ктн = 10000/100
Зав. № 1074
Рег. № 831-69 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN
кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 19096806
Рег. № 23345-07 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cosφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях
применения , % | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1
(Счетчик 1,0) | 1,0 | - | ±3,1 | ±2,9 | ±2,9 | | 2
(ТТ 0,5S;
Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,3 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,4 | | 3, 4
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 | | 5, 6
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | Номер ИИК | sinφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях
применения , % | | 1
(Счетчик 2,0) | 0,44 | - | ±5,8 | ±5,6 | ±5,6 | | 2
(ТТ 0,5S;
Счетчик 1,0) | 0,44 | ±6,4 | ±4,7 | ±3,9 | ±3,9 | | 3, 4
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 0,5) | 0,44 | ±6,0 | ±4,0 | ±3,0 | ±3,0 | | 5, 6
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 1,0) | 0,44 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±4,1 |
Предел абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC ±5 с.
Примечания:
1 Погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
3 В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4 Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos(=0,9 инд;
температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 (С;
относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 ˚С.
5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном;
сила тока от 0,01 Iном до 1,2 Iном;
температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 (С;
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;
относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 ˚С.
6 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 для ИИК 1- 4, по ГОСТ 31819.22-2012 для ИИК 5, 6; в режиме измерения реактивной электроэнергии ГОСТ Р 52425-2005 для ИИК 1, 2, по ГОСТ 31819.23-2012 для ИИК 5, 6, для ИИК 3, 4согласно описанию типа Рег. № 31857-11.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч часов;
счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД - среднее время наработки на отказ не менее 165000 ч часов;
счетчики Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;
УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
для счетчика Тв ≤ 2 часов;
для УСПД Тв ≤ 2 часов;
для УСВ Тв ≤ 2 часов;
для сервера Тв ≤ 1 часа;
для компьютера АРМ Тв ≤ 1 часа;
для модема Тв ≤ 1 часа.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
фактов параметрирования счетчика;
фактов пропадания напряжения;
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики Альфа А1800 - не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
счетчики Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - 85 суток;
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
|
| Комплектность | Комплектность средства измерений указана в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество | | Трансформатор тока | Т-0,66 | 3 шт. | | Трансформатор тока | ТЛО-10 | 12 шт. | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 шт. | | Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 шт. | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МД.25 | 1 шт. | | Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 1 шт. | | Устройство синхронизации времени | УСВ-1 зав. № 1324, 1332, 856 | 3 шт. | | Сервер ООО «РКС-энерго» | Intel Xeon | 1 шт. | | Сервер ПАО «Ленэнерго» | HP ProLiant ML370G5 | 1 шт. | | Сервер АО «ЛОЭСК» | HP ProLiant ML350G5 | 1 шт. | | Методика поверки | РТ-МП-4958-500-2017 | 1 шт. | | Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.328 ПФ | 1 шт. |
|
| Поверка | осуществляется по документу РТ-МП-4958-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 30.11.2017 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков Альфа А1800 - по методике проверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;
счетчиков Меркурий 230 - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД - по методике проверки ИЛГШ.411152.177РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 03.09.2012 г.;
УСПД RTU-327 - по методике поверки по методике проверки ДЯИМ466215.007 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки 237 00.001МП» утверждённым ФГУП ВНИИФТРИ 12.05.2010.;
Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08;
Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Регистрационный № 46656-11);
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по объектам Волховские горэлектросети, Сосновоборские горэлектросети, ПС-294 «Колтуши» 110/10/6 кВ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоСнабСтройПроект»
(ООО «ЭнергоСнабСтройПроект»)
ИНН 3329033950
Адрес: 600021, г. Владимир, ул. Мира, д. 4а, офис № 3
Юридический адрес: 600000 г. Владимир, ул. Большая Московская, д. 22а
Телефон: +7 (4922) 33-81-51, +7 (4922) 34-67-26 ; Факс: +7 (4922) 42-44-93
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект д.31
Телефон: +7 (495) 544-00-00, +7 (499) 129-19-11; Факс: +7 (499) 124-99-96
E-mail: info@rostest.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.
|
