|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильных агрегатов энергоснабжения. Площадка 2 - Симферопольская |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ОАО "Электроцентроналадка", г.Москва |
| 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.№ 422200.083 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильных агрегатов энергоснабжения. Площадка №2 – Симферопольская (далее – АИИС КУЭ мобильных агрегатов – Симферопольская) предназначена для измерений, коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
|
| Описание | АИИС КУЭ мобильных агрегатов – Симферопольская, представляет собой трехуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:
Первый уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК) состоит из установленных на объектах контроля трансформаторов тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей, технических средств каналов передачи данных.
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в который входит устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-327, обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (каналообразующей аппаратуры).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, рабочую станцию (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в ОАО «АТС».
Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;
средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ мобильных агрегатов – Симферопольская измерения и передача данных на верхний уровень происходят следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики Альфа А1800, Альфа, Альфа А2 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р = U·I·cosφ) и полную мощность (S = U·I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2–P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация передается в УСПД. В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМ. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и уровнем доступа АРМ к базе данных. Для передачи данных (информации) об измеряемой величине от счетчиков до УСПД используются проводные линии связи. Для передачи данных (информации) об измеряемой величине от УСПД до ИВК (сервера) используются в качестве основных комбинированные каналы связи, включающие в себя проводные и оптоволоконные участки. Комбинированные каналы связи используют протоколы Ethernet и TCP/IP. В качестве резервного канала передачи данных применяется GSM-сеть связи.
АИИС КУЭ мобильных агрегатов – Симферопольская имеет 6 независимых устройств синхронизации времени (УССВ) от которых производится синхронизация УСПД. Коррекция системного времени каждого УСПД производится не реже одного раза в час по сигналам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД.
Коррекция системного времени ИВК (сервера) производится не реже одного раза в сутки. В качестве источника точного времени выступает УСПД, включающее в себя устройство синхронизации времени (УССВ), синхронизирующее время УСПД от спутников GPS.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ мобильных агрегатов – Симферопольская соответствуют техническими требованиями оптового рынка электрической энергии и мощности для присвоения класса АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ мобильных агрегатов – Симферопольская трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и УСПД соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам или УСПД (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа Notebook с последующей передачей данных на компьютер высшего уровня.
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 лет. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.
Все основные технические компоненты, используемые в АИИС КУЭ мобильных агрегатов – Симферопольская, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
|
| 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 и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов УСПД, а определяются классом точности применяемых ТТ (класс точности: 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5), ТН (класс точности 0,2) и электросчетчиков (класс точности: 0,2S/0,5; 0,5S/1).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВКЭ, 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 мобильных агрегатов – Симферопольская, приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО АИИС КУЭ мобильных агрегатов – Симферопольская.
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | | ПО «Альфа
ЦЕНТР» | Программа –планировщик опроса и передачи данных
(стандартный каталог для всех модулей
C:alphacenterexe) (amrserver.exe) | Альфа Центр AC_PE_100
15.01.01 | 53864f91f5858cb499985acdc74b8b4f | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает защиту прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с разделом 4,5 Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 – Метрологические и технические характеристики.
| Параметр | Значение | | Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии. | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены
в таблице 3 | | Параметры питающей сети переменного тока:
- напряжение, В
- частота, Гц | 220( 22
50 ( 1 | | Температурный диапазон окружающей среды для:
- счетчиков электрической энергии (ИК 1-24), (С
- счетчиков электрической энергии (ИК 25-26), (С
- трансформаторов тока и напряжения, (С | от +5 до +35
от –10 до +35
от –40 до +40 | | 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 | 110; 12; 0,4 | | Первичные номинальные токи, кА | 2,0; 1,5; 0,4; 0,3; 0,15; 0,1 | | Номинальное вторичное напряжение, В | 120; 100 | | Номинальный вторичный ток, А | 5 | | Количество точек измерения, шт. | 26 | | Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, секунд | (5 | | Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 3 – Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии, для рабочих условий эксплуатации,%.
| № ИК | Состав ИИК | cos φ
(sin φ) | δ 1(2)%I
I1(2)%≤Iδ 5%I
I5%≤Iδ 20%I
I20%| δ 100%I
I100% | | | | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 1, 5, 9, 13, 17, 20, 21 | ТТ класс точности 0,2
ТН класс точности 0,2
Счетчик класс точности 0,2S
(активная энергия) | 1 | Не нормируется | ±1,1 | ±0,8 | ±0,7 |
| Продолжение таблицы 3 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 4, 8, 12, 24 | ТТ класс точности 0,2
ТН класс точности 0,2
Счетчик класс точности 0,2S
(активная энергия) | 1 | Не нормируется | ±1,1 | ±0,8 | ±0,7 | | 16 | ТТ класс точности 0,2S
ТН класс точности 0,2
Счетчик класс точности 0,2S
(активная энергия) | 1 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 | | 18, 19 | ТТ класс точности 0,5
ТН отсутствует
Счетчик класс точности 0,2S
(активная энергия) | 1 | Не нормируется | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 | | 2, 3, 6, 7, 14, 15 | ТТ класс точности 0,5
ТН отсутствует
Счетчик класс точности 0,2S
(активная энергия) | 1 | Не нормируется | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 | | 10, 11, 22, 23 | ТТ класс точности 0,5
ТН отсутствует
Счетчик класс точности 0,5S
(активная энергия) | 1 | Не нормируется | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 | | 25, 26 | ТТ класс точности 0,5S
ТН отсутствует
Счетчик класс точности 0,2S
(активная энергия) | 1 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
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 при измерении электроэнергии (таблица 3), в %;
K – масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
– внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт×ч);
Тср – величина интервала усреднения мощности, выраженная в часах;
P – 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
Δt – величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках, выраженная в секундах;
Тср – величина интервала усреднения мощности, выраженная в часах.
|
| Комплектность | В комплект поставки входят:
- средства измерения, приведенные в таблицах 4 и 5;
- вспомогательное оборудование, документация и ПО, приведенные в таблице 6.
Таблица 4 – Состав ИИК АИИС КУЭ мобильных агрегатов – Симферопольская.
| Канал учета | Средство измерений | | №
ИК | Наименование объекта учета (по документации
энергообъекта) | Вид СИ | Тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 1 | ТГ-1 | ТТ | 780I-202-5
I1/I2 = 2000/5; класс точности 0,2
№№ 52784649; 52784646
ГР № 51411-12 |
| Продолжение таблицы 4 | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 2 | ГТЭС №1 ТСН-TN12 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D)
(мод. ASK 63.4)
I1/I2 = 400/5; класс точности 0,5
№№ 08H 92171514; 08H 92171492;
08H 92171488
ГР № 31089-06 | | 3 | ГТЭС №1 ТСН-TN11 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D)
(мод. ASK 31.4)
I1/I2 = 100/5; класс точности 0,5
№№ 08G 92093371; 08G 92118452;
08G 92118448
ГР № 31089-06 | | 4 | ГТЭС №1 Ввод 110кВ мобильной ГТЭС | ТТ | TAT
I1/I2 = 300/5; класс точности 0,2
№№ GD8/P28004; GD8/P28005;
GD8/P28006
ГР № 29838-05 | | 5 | ТГ-2 | ТТ | 780I-202-5
I1/I2 = 2000/5; класс точности 0,2
№№ 52670684; 52670679
ГР № 53453-13; ГР № 51411-12 | | 6 | ГТЭС №2 ТСН-TN22 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D)
(мод. ASK 63.4)
I1/I2 = 400/5; класс точности 0,5
№№ 08H 92171506; 08H 92171478;
08H 92171516
ГР № 31089-06 | | 7 | ГТЭС №2 ТСН-TN21 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D)
(мод. ASK 31.4)
I1/I2 = 100/5; класс точности 0,5
№№ 08G 92118435; 08G 92118436;
08G 92118442
ГР № 31089-06 | | 8 | ГТЭС №2 Ввод 110кВ
мобильной ГТЭС | ТТ | TAT
I1/I2 = 300/5; класс точности 0,2
№№ GD8/P28001; GD8/P28002;
GD8/P28003
ГР № 29838-05 | | 9 | ТГ-3 | ТТ | 780I-202-5
I1/I2 = 2000/5; класс точности 0,2
№№ 52388100; 52388099
ГР № 51411-12 | | 10 | ГТЭС №3 ТСН-TN32 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D)
(мод. ASK 63.4)
I1/I2 = 400/5; класс точности 0,5
№№ 07F 91407187; 07F 91407186;
07F 91407191
ГР № 31089-06 | | 11 | ГТЭС №3 ТСН-TN31 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D)
(мод. ASK 31.4)
I1/I2 = 100/5; класс точности 0,5
№№ 06/36391; 06/36393; 06/36392
ГР № 31089-06 | | 12 | ГТЭС №3 Ввод 110кВ
мобильной ГТЭС | ТТ | TAT
I1/I2 = 300/5; класс точности 0,2
№№ 6100569; 6100568; 6100567
ГР № 29838-05 | | 13 | ТГ-4 | ТТ | 780I-202-5
I1/I2 = 2000/5; класс точности 0,2
№№ 52840042; 52840057
ГР № 51411-12 | | 14 | ГТЭС №4 ТСН-TN42 | ТТ | TU3, TU, TUC, TUP, TL, TA
(мод. TA60R)
I1/I2 = 400/5; класс точности 0,5
№№ 21406/09; 25703/09; 25714/09
ГР № 35626-07 | | 15 | ГТЭС №4 ТСН-TN41 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D)
(мод. ASK 31.4)
I1/I2 = 100/5; класс точности 0,5
№№ O9K 92919845; O9K 92919850;
O9K 92919849
ГР № 31089-06 | | 16 | ГТЭС №4 Ввод 110кВ
мобильной ГТЭС | ТТ | TAT
I1/I2 = 300/5; класс точности 0,2S
№№ 09121751; 09121750; 09121754
ГР № 29838-05 | | 17 | ТГ-5 | ТТ | 780I-202-5
I1/I2 = 2000/5; класс точности 0,2
№№ 52840041; 52840046
ГР № 53453-13 | | 18 | ГТЭС №5 ТСН-TN52 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D)
(мод. ASK-63.4)
I1/I2 = 400/5; класс точности 0,5
№№ 12K 94994634; 12K 94994636;12K 94994639
ГР № 49019-12 | | 19 | ГТЭС №5 ТСН-TN51 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D)
(мод. ASK 31.3)
I1/I2 = 100/5; класс точности 0,5
№№ 12D 94613780; 12D 94613784;
12D 94613791
ГР № 49019-12 | | 20 | ГТЭС №5 Ввод 110кВ
мобильной ГТЭС | ТТ | TAT
I1/I2 = 300/5; класс точности 0,2
№№ 6091367; 6091368; 6091366
ГР № 29838-05 | | 21 | ТГ-6 | ТТ | 780I-202-5
I1/I2 = 2000/5; класс точности 0,2
№№ 52717209; 52717210
ГР № 51411-12 | | 22 | ГТЭС №6 ТСН-TN62 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D)
(мод. ASK 63.4)
I1/I2 = 400/5; класс точности 0,5
№№ 08Н 92171510; 08Н 92171519;
08Н 92171520
ГР № 31089-06 | | 23 | ГТЭС №6 ТСН-TN61 | ТТ | ASK, EASK, (E)ASK(D)
(мод. ASK 31.4)
I1/I2 = 100/5; класс точности 0,5
№№ 08G 92118456; 08G 92118432;08G 92118453
ГР № 31089-06 | | 24 | ГТЭС №6 Ввод 110кВ
мобильной ГТЭС | ТТ | TAT
I1/I2 = 300/5; класс точности 0,2
№№ GD8/P28014; GD8/P28009; GD8/P28007
ГР № 29838-05 | | 25 | КТП 100 кВА
10/0,4 кВ | ТТ | Т-0,66
(мод. Т-0,66 УЗ)
I1/I2 = 150/5; класс точности 0,5S
№№ 04039002; 04039001; 04039000
ГР № 29482-07 | | 26 | КТПСН 1000 кВА
10/0,4 кВ | ТТ | Т-0,66
(мод. Т-0,66 УЗ)
I1/I2 = 1500/5; класс точности 0,5S
№№ 050349; 050350; 050351
ГР № 52667-13 |
Таблица 5 – Перечень УСПД, входящих в состав АИИС КУЭ мобильных агрегатов – Симферопольская
| Тип, модификация, № Госреестра | зав. № | Номер измерительного канала | | RTU-327,
(мод. RTU-327LV)
ГР № 41907-09 | 007551 | 1 – 4, 26 |
Таблица 6 – Перечень вспомогательного оборудования, документации и ПО
Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации
Необходимое количество для
АИИС КУЭ мобильных агрегатов – Симферопольская
ИВК HP Proliant DL160G5 Xeon E 5405/ОЗУ-1GB/ НЖМД–2x250Gb
1 шт.
Устройство синхронизации времени (УССВ-16HVS, УССВ-35HVS)
6 шт.
Источник бесперебойного питания (ИБП) Powercom Smart King SMK-1000A-RM-LCD
6 шт.
Источник бесперебойного питания (ИБП) APC Smart-UPS 1500RM
1 шт.
Спутниковый терминал
1 шт.
Сотовый модем TC35T
7 шт.
Коммутатор Cisco 2960
8 шт.
Маршрутизатор Cisco 2901
2 шт.
Инженерный пульт на базе Notebook
1 шт.
Формуляр НВЦП.422200.083.ФО
1(один) экземпляр
Методика поверки НВЦП.422200.083.МП
1(один) экземпляр
Руководство по эксплуатации НВЦП.422200.083.РЭ
1(один) экземпляр
Программное обеспечение для настройки электросчетчиков («MeterCat 3.2.1»; «APLHAPLUS_W_1.30»)
Состав программных модулей
определяется заказом потребителя
Программное обеспечение для настройки УСПД
RTU-327
Состав программных модулей
определяется заказом потребителя
Программный пакет AC_PE_100 «Альфа-ЦЕНТР».
Версия 15.01.01
Состав программных модулей
определяется заказом потребителя
|
| Поверка |
осуществляется по документу НВЦП.422200.083.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильных агрегатов энергоснабжения. Площадка № 2 – Симферопольская. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа Альфа в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа Альфа А2 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2004 г.;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800 в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа А1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки. ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- средства поверки устройств сбора и передачи данных RTU-327 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки.ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1мкс, ГР № 27008-04.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) мобильных агрегатов энергоснабжения. Площадка №2 – Симферопольская
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
осуществление торговли.
|
| Заявитель |
ОАО «Электроцентроналадка»
123995, г. Москва, Г-59, ГСП-5, Бережковская наб., д.16 корп. 2
|
| Испытательный центр |
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, 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 г.
|
