Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (МУП "РГРЭС" 3 очередь) Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (МУП "РГРЭС" 3 очередь) Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 60508-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 043. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Энергостандарт", 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) ООО "РГМЭК" (МУП "РГРЭС" 3 очередь) 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) ООО "РГМЭК" (МУП "РГРЭС" 3 очередь) 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
60508-15
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (МУП "РГРЭС" 3 очередь)
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Энергостандарт", 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.№ 043
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь) (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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 (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электрической энергии, по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2. 2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя следующие компоненты: сервер сбора данных (далее – сервер СД) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), расположенные в помещении серверной МУП «РГРЭС»; сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК» в составе ИВК «ИКМ-Пирамида», программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа УСВ-2, расположенные в помещениях ГЦСОИ ООО «РГМЭК»; каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на шлюз Е-422, далее по каналу связи Ethernet на входы CDMA-шлюза, после чего сигнал передаётся по CDMA-каналу связи на сервер СД, расположенный в серверной МУП «РГРЭС». На сервере СД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Далее измерительная информация поступает в виде xml-файлов формата 80020 на сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК». Дополнительно на сервер ГЦСОИ ООО «РГМЭК» поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» (рег. № 39968-08) (по измерительным каналам 1-62, 64-68, 70-98, 100-139, 143-144 согласно таблице 1) и АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» (2-я очередь) (рег. № 55596-13) (по измерительным каналам 99.1,145-149 согласно таблице 2) в виде xml-макета формата 80020. Передача информации от ГЦСОИ ООО «РГМЭК» в ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ и другие смежные субъекты ОРЭ за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80040 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «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 уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника (или ГЛОНАСС/GPS для УСВ-2). Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более (0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC для УСВ-2 не более (10 мкс. Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность системного времени ИВК «ИКМ-Пирамида» не более ±3 с/сут. Сервер СД, установленный в МУП «РГРЭС», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера СД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера СД ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с. Журналы событий сервера ГЦСОИ ООО «РГМЭК» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств. Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера СД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь) используется ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» версии 6.5, в состав которого входят программы, указанные в таблицах 1а и 1б. ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программным средством ПО «Пирамида 2000» и ПК «Энергосфера». Таблица 1а — Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПОCalcClients.dllCalcLeakage.dllCalcLosses.dllMetrology.dllParseBin.dllParseIEC.dllParseModbus.dllParsePiramida.dllSynchroNSI.dllVerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132fd79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c836f557f885b737261328cd77805bd1ba748e73a9283d1e66494521f63d00b0d9fc391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca091ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Таблица 1б — Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПОPso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПОcbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС». Программно-технический комплекс «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05. Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения. Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов. 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 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь) и их основные метрологические характеристики
Номер ИКНаименование точки измеренийИзмерительные компонентыВид элект-роэнергииМетрологические характеристики ИК
123456789
63ПС Дашки, III сш-10кВ, яч.№44ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 14-14817 Кл.т. 0,2S 300/5 Зав. № 14-14814НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2011СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 Зав. № 0108069149ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 395 НР ProLiant DL360 G5 Зав. № 00040Активная Реактивная± 1,1 ± 2,3± 3,0 ± 4,9
69ПС Дашки, IV сш-10кВ, яч.№40ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 300/5 Зав. № 14-14815 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 14-14818НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 6218СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0810090538
140ПС Дягилево, III сш-10кВ, яч. №35ТЛК-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Зав. № 2957120000001 Зав. № 2957120000003НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 6688СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0808120025
141ПС Дягилево, IV сш-10кВ, яч.№45ТЛК-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Зав. № 2957120000002 Зав. № 2957120000004НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2778СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0808120080
142РП-1 яч.№5ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 20331 Зав. № 20329ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000:√3/100:√3 Зав. № 4427 Зав. № 4431 Зав. № 4436СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 Зав. № 0108073938
Примечания: Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут). В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО. Нормальные условия эксплуатации: параметры сети: напряжение (0,99 – 1,01) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos( = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц; 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(0,05) – 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 40°С до плюс 50°С; относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С; атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа. Для счетчиков 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 для счётчиков от минус 40°С 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 минус 10°С до плюс 50°С; относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С; атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% Iном cos( = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10°С до плюс 35°С. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера ИВК и УСВ-1, УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менееТ = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менееТ = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час; устройства для автоматизации измерений и учета энергоресурсов Е-422 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии МУП «РГРЭС» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 1 113 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии МУП «РГРЭС» (2-я очередь) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 1 113 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; сервер HP Proliant DL360 G5 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 256 554 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 часа. Надежность системных решений: защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком. Защищённость применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчика; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; ИВК «ИКМ-Пирамида»; сервера; защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счетчика электрической энергии; ИВК «ИКМ-Пирамида»; сервера. Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: о результатах измерений (функция автоматизирована); о состоянии средств измерений. Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована). Глубина хранения информации: счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания – не менее 10 лет; ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована). Сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонентаТип компонента№ ГосреестраКоличество
Трансформаторы токаТПОЛ-101261-082
Трансформаторы тока ТЛК-109143-064
Трансформаторы токаТЛО-1025433-114
Трансформаторы напряженияЗНОЛ.063344-083
Трансформаторы напряженияНТМИ-10831-534
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М36697-123
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.0327524-042
Устройство синхронизации времениУСВ-128716-051
Устройства синхронизации времениУСВ-241681-101
Комплексы информационно-вычислительные«ИКМ-Пирамида»45270-101
Устройства для автоматизации измерений и учета энергоресурсовЕ-42236638-073
Шлюз Ethernet-CDMA MTE920C—3
Сервер с программным комплексом«Энергосфера»—1
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергииМУП «РГРЭС»39968-081
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергииМУП «РГРЭС» (2-я очередь)55596-131
Методика поверки——1
ФормулярЭНСТ.422231.043.ПФ—1
Руководство по эксплуатацииЭНСТ.422231.043.ЭД—1
Поверкаосуществляется по документу МП 60508-15 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2015 г. Перечень основных средств 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»; по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»; по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»; счетчиков СЭТ-4ТM.03 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.; счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.; УСВ-1 – в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.; УСВ-2 – в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.; ИВК «ИКМ-Пирамида» – в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.; Е-422 – в соответствии с документом «Устройства «Шлюз Е-422» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.036 МП, утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМС» в 2007 г.; АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» – в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «РГРЭС». Методика поверки». МП-578/446-2008, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в декабре 2008 г.; АИИС КУЭ МУП «РГРЭС» (2-я очередь) – в соответствии с документом МР 1634/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «РГРЭС»(2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2013 г.; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04; переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01; термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МУП «РГРЭС» 3 очередь) 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. Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений - при осуществлении торговли.
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт» (ООО «Энергостандарт») Юридический адрес: 123557, г. Москва, Большой Тишинский пер., д. 26, корп. 13-14, пом. XII, комн.3 E-mail: info@en-st.ru
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46 Тел/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66 E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа №30004-13 от 26.07.2013