|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО "ПримаИнвест" второй очереди |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Экситон", г.Нижний Новгород |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 0071 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО «ПримаИнвест» второй очереди (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 35-и измерительно-информационных каналов (далее – ИИК) и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
автоматизированный сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача в организации – участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) результатов измерений (1 раз в сутки) и/или по запросу;
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;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах ОАО «Горьковский металлургический завод» и ОАО «Гостиничный комплекс «ОКА».
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ с функциями ИВКЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, сервер для резервного хранения базы данных (СРБД), автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и устройство синхронизации системного времени (УССВ). УСПД и СРБД и АРМ оснащены специализированным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные фазные 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.
Для передачи информации с цифровых выходов счетчиков в УСПД созданы каналы передачи информации (основной и резервный), организованные по интерфейсу RS-485 с преобразованием в интерфейс RS-232 и последующей передачей по радиоканалу:
- основной канал передачи информации – по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс RS-232 и дальнейшей передачей по радиоканалу GSM-оператора (счетчик – преобразователь интерфейса – GSM-канал – УСПД);
- резервный канал передачи информации - по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс RS-232 и дальнейшей передачей по радиоканалу CDMA-оператора (счетчик – преобразователь интерфейса – CDMA-канал – УСПД).
Данные с УСПД передаются на СРБД по интерфейсу RS – 232 с последующим преобразованием в формат сети Ethernet (УСПД – Ethernet-сервер – ЛВС - СРБД).
В УСПД осуществляется вычисление значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, передача накопленных данных на СРБД и обработка (вычисление электропотребления за заданные периоды для заданных групп измерительных каналов). Данные по результатам измерений с УСПД передаются заинтересованным субъектам по каналам телефонной и сотовой связи (стандарт GSM).
Для выдачи данных об энергопотреблении в ОАО «АТС», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» предусмотрено использование основного и резервного каналов связи:
- основной канал: ЛВС предприятия с выходом в интернет.
- резервный канал: коммутируемая телефонная связь.
Система формирует отчеты в формате XML для передачи заинтересованным организациям.
Отчеты об энергопотреблении передаются в ОАО «АТС» в XML формате и подтверждаются электронной цифровой подписью. Для формирования XML – файла отчета используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-16 HVS, который ежесекундно без обработки передает в УСПД сигналы точного времени с точностью до целых секунд. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин осуществляется сличение времени между счетчиком и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
|
| Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,5S) и измерительных трансформаторов тока и напряжения (кл. точности 0,2S; 0,5; 0,5S).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерения электроэнергии в «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ, приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | | ПО «АльфаЦЕНТР»
АС_SЕ_
Стандарт | Программа –планировщик опроса и передачи данных
(стандартный каталог для всех модулей
C:alphacenterexe) | Amrserver.exe | v
11.07.01 | 24dc80532f6d9391dc47f5dd7aa5df37 | MD5 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2
| Параметр | Значение | | Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии | Вычисляются по методике поверки в зависимости от состава ИИК. Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблицах 3 и 4. | | Параметры питающей сети переменного тока:
Напряжение, В
Частота, Гц | 220±22
50±1 | | Температурный диапазон окружающей среды:
- счетчиков электрической энергии, ºС
ИИК № 1-19, 22-35
ИИК № 20, 21
- трансформаторов тока и напряжения, ºС
ИИК № 1-19, 22-35
ИИК № 20, 21 | от +10 до +35
от +20 до +25
от +10 до +35
от +20 до +25 | | Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 | | Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 | | Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 | | Первичные номинальные напряжения, кВ | 10, 6 | | Первичные номинальные токи, кА | 0,1;0,3; 0,4; 0,6; 0,8; 1; 1,5; 2 | | Номинальное вторичное напряжение, В | 100 | | Номинальный вторичный ток, А | 5 | | Количество точек учета, шт. | 35 | | Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 | | Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах, не более, секунд | ± 5 | | Средний срок службы системы, не менее, лет | 10 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, , %.
Таблица 3
| № ИК* | cos φ | ±(1 %I,
[ %]
I1(2) % Iизм±(5 %I,
[ %]
I5 % Iизм±(20 %I,
[ %]
I20 % Iизм| ±(100 %I,
[ %]
I100 % Iизм≤ I120 % | | | | | 1-8,
10-16,
18,19,31 | 1 | - | ± 2,2 | ± 1,7 | ± 1,6 | | 9 | 1 | ± 2,5 | ± 1,7 | ± 1,6 | ± 1,6 | | 20, 21 | 1 | ± 2,4 | ± 1,6 | ± 1,5 | ± 1,5 | | 17,26,27 | 1 | ± 2,0 | ± 1,5 | ± 1,5 | ± 1,5 | | 22-25,
28-30,
32-35 | 1 | ± 1,6 | ± 1,4 | ± 1,3 | ± 1,3 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, %
Таблица 4.
| № ИК | sin φ | ±(1 %I,
[ %]
I1(2) % Iизм±(5 %I,
[ %]
I5 % Iизм±(20 %I,
[ %]
I20 % Iизм| ±(100 %I,
[ %]
I100 % Iизм≤ I120 % | | | | | 1-8,
10-16,
18,19,31 | 0,87 | - | ± 3,9 | ± 3,3 | ± 3,2 | | 9 | 0,87 | ± 4,1 | ± 3,3 | ± 3,2 | ± 3,2 | | 20, 21 | 0,87 | ± 4,0 | ± 3,3 | ± 3,1 | ± 3,1 | | 17,26,27 | 0,87 | ± 3,5 | ± 3,2 | ± 3,1 | ± 3,1 | | 22-25,
28-30,
32-35 | 0,87 | ± 3,5 | ± 3,2 | ± 3,1 | ± 3,1 |
Примечание: *) ИК – измерительный канал.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
, где
- пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измерения электроэнергии, в %;
К – масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
– внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт•ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
- величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
, где
- величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
|
| Комплектность | Комплект поставки приведен в таблице 5 и 6.
Таблица 5.
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт ∙ Ктн ∙ Ксч | Наименование измеряемой величины | | Номер ИК | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | ЗАО «ПримаИнвест» | УСПД | № 19495-03 | RTU 327-Е1-М4 | № 004317 | | Энергия активная,Wp
Энергия реактивная,WQ
Календарное время | | 1 | ГПП ГМЗ яч. 2 | ТТ | КТ 0,5
Ктт==100/5
№ 22192-07 | А | ТПЛ-10-М | № 707 | 1200 | Ток первичный,I1 | | | | | В | - | - | | | | 2 | ГПП ГМЗ яч. 5 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=1000/5
№ 22192-07 | А | ТПЛ-10М | № 3681 | 12000 | Ток первичный,I1 | | 3 | ГПП ГМЗ яч. 9 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=600/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 2086 | 7200 | Ток первичный,I1 | | 4 | ГПП ГМЗ яч. 10 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=1000/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 20997 | 12000 | Ток первичный,I1 | | 5 | ГПП ГМЗ яч. 11 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=1000/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 2317 | 12000 | Ток первичный,I1 | | 6 | ГПП ГМЗ яч. 22 | ТТ | КТ 0,5
Ктт==100/5
№ 22192-07 | А | ТПЛ-10-М | № 2262 | 1200 | Ток первичный,I1 | | 7 | ГПП ГМЗ яч. 31 | ТТ | КТ 0,5
Ктт==100/5
№ 22192-07 | А | ТПЛ-10-М | № 2300 | 4800 | Ток первичный,I1 | | 8 | ГПП ГМЗ яч. 36 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=600/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 2080 | 7200 | Ток первичный,I1 | | 9 | ГПП ГМЗ яч. 101 | ТТ | КТ 0,5S
Ктт=800/5
№ 25433-08 | А | ТЛО-10 | № 11371 | 9600 | Ток первичный,I1 | | 10 | ГПП ГМЗ яч. 103 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=600/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 2089 | 7200 | Ток первичный,I1 | | 11 | ГПП ГМЗ яч. 104 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=400/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 20992 | 4800 | Ток первичный,I1 | | 12 | ГПП ГМЗ яч. 105 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=300/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 21315 | 3600 | Ток первичный,I1 | | 13 | ГПП ГМЗ яч. 110 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=600/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 94 | 7200 | Ток первичный,I1 | | 14 | ГПП ГМЗ яч. 114 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=100/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 6871 | 1200 | Ток первичный,I1 | | 15 | ГПП ГМЗ яч. 116 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=400/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | №21035 | 4800 | Ток первичный,I1 | | 16 | ГПП ГМЗ яч. 120 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=100/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 6873 | 1200 | Ток первичный,I1 | | 17 | ГПП ГМЗ яч. 124 | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=1000/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 2122 | 12000 | Ток первичный,I1 | | 18 | ГПП ГМЗ яч. 126 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=600/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 2082 | 7200 | Ток первичный,I1 | | 19 | ГПП ГМЗ яч. 128 | ТТ | КТ 0,5
Ктт=100/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 6877 | 1200 | Ток первичный,I1 | | 20 | ТП-50, Ввод 1 | ТТ | КТ 0,5S
Ктт=1500/5
№ 36382-07 | А | Т-0,66 М УЗ | № 172400 | 300 | Ток первичный,I1 | | 21 | ТП-50, Ввод 2 | ТТ | КТ 0,5S
Ктт=1500/5
№ 36382-07 | А | Т-0,66 М УЗ | № 172401 | 300 | Ток первичный,I1 | | 22 | ГПП ГМЗ, Ввод Т1, яч.1 | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=2000/5
№ 11077-07 | А | ТЛШ-10 | № 6335 | 24000 | Ток первичный,I1 | | 23 | ГПП ГМЗ, Ввод Т1, яч. 4 | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=2000/5
№ 11077-07 | А | ТЛШ-10 | № 6336 | 24000 | Ток первичный,I1 | | 24 | ГПП ГМЗ, Ввод Т2, яч.25 | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=2000/5
№ 11077-07 | А | ТЛШ-10 | № 6345 | 24000 | Ток первичный,I1 | | 25 | ГПП ГМЗ, Ввод Т2, яч. 28 | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=2000/5
№ 11077-07 | А | ТЛШ-10 | № 6351 | 24000 | Ток первичный,I1 | | 26 | ГПП ГМЗ, яч. 33 ОАО «Красный якорь» | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=600/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 12410 | 7200 | Ток первичный,I1 | | 27 | ГПП ГМЗ, яч. 37 ТК Лента | ТТ | КТ 0,5
Ктт=300/5
№ 29390-10 | А | ТПЛ-10с | № 2029 | 3600 | Ток первичный,I1 | | 28 | ГПП ГМЗ, яч. 39 ОАО «Красный якорь» | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=400/5
№ 22192-07 | А | ТПЛ-10-М | № 9970 | 4800 | Ток первичный,I1 | | 29 | ГПП ГМЗ, яч. 102 ОАО «Красный якорь» | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=600/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 12403 | 7200 | Ток первичный,I1 | | 30 | ГПП ГМЗ, яч. 112, ЗАО «Эра» | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=400/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 12560 | 4800 | Ток первичный,I1 | | 31 | ГПП ГМЗ, яч. 113 ТК Лента | ТТ | КТ 0,5
Ктт=300/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 10316 | 3600 | Ток первичный,I1 | | 32 | ГПП ГМЗ, яч. 117 ООО «Империал» | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=200/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 9767 | 2400 | Ток первичный,I1 | | 33 | ПС-1, фид. 607 | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=600/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 12405 | 7200 | Ток первичный,I1 | | 34 | ПС-1, фид. 608 | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=400/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 12561 | 4800 | Ток первичный,I1 | | 35 | ПС-1, фид. 613 | ТТ | КТ 0,2S
Ктт=600/5
№ 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | № 12408 | 4800 | Ток первичный,I1 |
Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2011. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 6
| Наименование | Количество, шт | | Устройство синхронизации системного времени (УССВ-16 HVS) | 1 | | Рабочая станция АРМ | 7 | | Шкаф УСПД (Сервер HPE-639890-425/DL380G7-E5606 (2,13Ghz-8MB), коммутатор NETGEAR FS108) | 1 | | Шкаф коммуникационный 6 – ГПП ГМЗ (источник бесперебойного питания APC Back-UPS CS 350BA, преобразователь портов ICPCon 7188E4D, медиаконвертер МОХА 5450, GSM-модем «Телеофис» RX100-R, GSM-модем «CINTERION» MC35IT, радиомодем Novacom CAN-45CR, Ethernet-сервер Moxa NPort 5450, коммутатор NETGEAR FS105, блок питания – 1 шт.) | 1 | | Шкаф коммуникационный 7 – ПС-1 ГМЗ (источник бесперебойного питания APC Back-UPS CS 350BA, преобразователь портов ICPCon 7188D, GSM-модем «Телеофис» RX108-R, радиомодем Novacom CAN-45CR, защита линии RS-485, блок питания – 1 шт.) | 1 | | Шкаф коммуникационный 8 – ТП-50 ОКА (источник бесперебойного питания APC Back-UPS CS 350BA, преобразователь портов ICPCon 7188E4D, GSM-модем «CINTERION» MC35IT, радиомодем Novacom CAN-45CR, Ethernet-сервер Moxa NPort 5130, блок питания – 1 шт.) | 1 | | ПО АльфаЦЕНТР АС_SЕ_Стандарт (программный пакет с документами) | 1 | | ПО АльфаЦЕНТР АС РЕ_40 установлен на АРМ ГПП ГМЗ | 1 | | ПО АльфаЦЕНТР Мониторинг | 1 | | ПО АльфаЦЕНТР АСКП, XML | 1 | | Формуляр (АИИС11.411711.П03.ФО) | 1 | | Методика поверки (АУВБ.411711.П03.МП) | 1 |
|
| Поверка |
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО «ПримаИнвест» второй очереди. Методика поверки» АУВБ.411711.П03.МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011г.
Перечень основных средств поверки:
средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
средства поверки счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с ГСИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007г;
средства поверки счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, согласованной с ГСИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007г;
средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году;
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к «Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ЗАО «ПримаИнвест» второй очереди
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ Р 52323-05 (МЭК 62053-22:2003) «Национальный стандарт Российской Федерации. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
4. ГОСТ Р 52425-05 (МЭК 62053-23:2003) «Национальный стандарт Российской Федерации. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статистические счетчики реактивной энергии».
5. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
6. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
осуществление торговли и товарообменных операций.
|
| Заявитель |
ООО «Экситон», г.Нижний Новгород.
Адрес: 603009, г. Нижний Новгород, ул. Столетова, 6
тел.: (831) 465-07-13
факс: (831) 465-07-11
|
| Испытательный центр |
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»,
аттестат аккредитации 30004-08 от 27.06.2008г.119361, г.Москва, ул. Озерная, 46.Тел. 781-86-03; e-mail: dept208@vniims.ru;
|
