Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Чеченэнерго" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Чеченэнерго" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 63152-16 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 001. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Инфинити", г.Нижний Новгород.

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) АО "Чеченэнерго" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
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) АО "Чеченэнерго" 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
63152-16
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Чеченэнерго"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Инфинити", г.Нижний Новгород
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 001
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Чеченэнерго» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (далее по тексту – ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: Первый уровень – измерительно-информационный комплекс включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту счетчики) и вторичные измерительные цепи. Второй уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя локальное устройство сбора и передачи данных на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту – УСПД) RTU-327, УССВ-2, линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, и специализированное программное обеспечение (ПО). Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (сервер БД), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение (ПО), установленное в Центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) АИИС КУЭ. АИИС КУЭ решает следующие задачи: измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии; периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический 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 результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии; 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); передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК. Принцип действия: Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК. Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-2, включающее в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНА́СС). Шкала времени УСПД синхронизирована с метками временем устройства синхронизации системного времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сличение шкалы времени УСПД со шкалой времени ИВК, выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД – ИВК. Корректировка шкалы времени ИВК осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования шкалы времени УСПД и ИВК более чем на ± 1 с. Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой временем УСПД выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД со счетчиками. Корректировка шкалы времени осуществляется автоматически при обнаружении рассогласования шкалы времени УСПД и счетчиков более чем на ± 1 с. Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика, УСПД, сервера. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечениеВ состав программного обеспечения (далее по тексту – ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР». Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.1 – 1.3. Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)Значение
123
Идентификационное наименование ПОAmrserver.exeAmrc.exe
Номер версии (идентификационный номер) ПО4.13.0.04.13.8.0
Цифровой идентификатор ПО (MD5)101C059A8CD564ABDB880DDB18FFBBBCFF7B8D71FB6256EB83F752EB88155881
Другие идентификационные данные Драйвер автоматического опроса счетчиковДрайвер ручного опроса счетчиков
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)Значение
123
Идентификационное наименование ПОCdbora2.dllencryptdll.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО4.13.0.02.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО (MD5)101C059A8CD564ABDB880DDB18FFBBBC0939CE05295FBCBBBA400EEAE8D0572C
Другие идентификационные данные Драйвер работы с БДБиблиотека шифрования пароля счетчиков
Таблица 1.3 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)Значение
12
Идентификационное наименование ПОalphamess.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО-
Цифровой идентификатор ПО (MD5)B8C331ABB5E34444170EEE9317D635CD
Другие идентификационные данные Библиотека сообщений планировщика опросов
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 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 и измерительных трансформаторов. ПО « АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиСостав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3. Таблица 2 – Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ
№ ИКНаименование ИКСостав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов
123456
1ПС "Ищерская" 110/35/10 кВ,ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-120ТБМО-110 УХЛ1кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 1736; 1739; 1718Госреестр № 23256-11НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391Госреестр № 24218-03Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289394Госреестр № 31857-11RTU-327Зав. № 009839 Госреестр № 41907-09
Продолжение таблицы 2
123456
2ПС "Ищерская" 110/35/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ "Плиево-Ищерская" (Л-121)ТБМО-110 УХЛ1кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 363; 364; 367Госреестр № 23256-11НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391Госреестр № 24218-03Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289383Госреестр № 31857-11RTU-327Зав. № 009839 Госреестр № 41907-09
3ПС "Ищерская" 110/35/10 кВ,ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-122ТОГ-110кл.т 0,2SКтт = 600/5Зав. № 16Д3; 15Д5; 8Д3Госреестр № 49001-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391Госреестр № 24218-03Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289384Госреестр № 31857-11
4ПС "Ищерская" 110/35/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ "Ищерская-Затеречная" 1 цепь с отпайками (Л-123)ТБМО-110 УХЛ1кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 357; 366; 330Госреестр № 23256-11НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391Госреестр № 24218-03Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289385Госреестр № 31857-11
5ПС "Ищерская" 110/35/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ "Ищерская-Затеречная" 2 цепь с отпайками (Л-124)ТБМО-110 УХЛ1кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 214; 235Госреестр № 23256-11ТФМ-110кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 2944Госреестр № 16023-97НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391Госреестр № 24218-03Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289386Госреестр № 31857-11
6ПС "Ищерская" 110/35/10 кВ,ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-129ТБМО-110 УХЛ1кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 1721; 1614; 1734Госреестр № 23256-11НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391Госреестр № 24218-03Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289387Госреестр № 31857-11
7ПС "Ищерская" 110/35/10/6 кВ, ОРУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ "Ищерская-Галюгаевская" (Л-583)ТФНД-35Мкл.т 0,5Ктт = 100/5Зав. № 2456; 2451Госреестр № 3689-73ЗНОМ-35-65кл.т 0,5Ктн = (35000/√3)/(100/√3)Зав. № 1263643; 1219602; 1201876Госреестр № 912-07Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289388Госреестр № 31857-11
Продолжение таблицы 2
123456
8ПС "Ищерская" 110/35/10/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110ТФЗМ 110Б-УХЛ1кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 48447; 47749; 48275Госреестр № 32825-06НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 417 / 396; 387 / 384; 415 / 391Госреестр № 24218-03Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289389Госреестр № 31857-11RTU-327Зав. № 009839 Госреестр № 41907-09
9ПС "Гудермес-Тяговая" 110/35/27,5 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ "Акташ-Гудермес-Тяговая" (Л-149)ТВГ-УЭТМ-110кл.т 0,2SКтт = 600/5Зав. № 2901A; 2901B; 2901CГосреестр № 52619-13НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 411 / 409; 412 / 2129; 447 / 335Госреестр № 24218-03Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289395Госреестр № 31857-11
10ПС "Гудермес-Тяговая" 110/35/27,5 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ-110ТБМО-110 УХЛ1кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 5532; 221; 365Госреестр № 23256-11НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 411 / 409; 412 / 2129; 447 / 335Госреестр № 24218-03Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289390Госреестр № 31857-11
11ПС "Ойсунгур" 110/35/6 кВ, ОРУ-110 кВ, 2СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ "Ярык-Су-Ойсунгур" (Л-128)ТБМО-110 УХЛ1кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 1616; 1622; 1629Госреестр № 23256-11НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 331; 339; 393Госреестр № 24218-03Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289396Госреестр № 31857-11
12ПС "Ойсунгур" 110/35/6 кВ,ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВТФЗМ 110Б-УХЛ1кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 59492; 59291; 59760Госреестр № 32825-06НКФ110-83У1кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 32265; 32201; 49053Госреестр № 1188-84Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289391Госреестр № 31857-11
13ПС "Карагалиновская" 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, 1СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ "Кизляр-1 - Карагалиновская" (Л-148)ТОГ-110кл.т 0,2SКтт = 600/5Зав. № 34Д3; 46Д2; 10Д3Госреестр № 49001-12НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 9733; 9726; 9714Госреестр № 24218-03Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289397Госреестр № 31857-11
Продолжение таблицы 2
123456
14ПС "Бороздиновская" 35/10 кВ, ОРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, ВЛ-35 кВ "Кизляр-1 - Бороздиновская" (Л-55а)ТФЗМ 35Б-II У1кл.т 0,5Ктт = 150/5Зав. № 27924; 27928; 27927Госреестр № 39331-08НАМИ-35 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (35000/√3)/(100/√3)Зав. № 3484Госреестр № 19813-09Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289398Госреестр № 31857-11RTU-327Зав. № 009839 Госреестр № 41907-09
15ПС "Самашки" 110/35/10 кВ, ОРУ-110 кВ, СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ "Плиево-Самашки" (Л-102)ТБМО-110 УХЛ1кл.т 0,5Ктт = 600/5Зав. № 325; 317; 338Госреестр № 23256-11НАМИ-110 УХЛ1кл.т 0,2Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 131; 137Госреестр № 24218-03НКФ110-83У1кл.т 0,5Ктн = (110000/√3)/(100/√3)Зав. № 4537Госреестр № 1188-84Альфа А1802кл.т 0,2S/0,5Зав. № 01289399Госреестр № 31857-11
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ
123456
1, 2, 4 – 6, 8, 10, 11, 14, 15, (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)1,0-±1,7±0,9±0,7
3, 9, 13(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)1,0±1,0±0,6±0,5±0,5
7, 12(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)1,0-±1,8±1,1±0,9
Продолжение таблицы 3
Номер ИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ
123456
1, 2, 4 – 6, 8, 10, 11, 14, 15, (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2)0,9-±6,2±3,2±2,2
3, 9, 13(Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)0,9±2,3±1,3±1,0±1,0
7, 12(Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)0,9-±6,3±3,4±2,5
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 ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.). 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 4 Нормальные условия эксплуатации 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 15 до 25 (С. 5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном, –сила тока от 0,05·Iном до 1,2·Iном для ИК № 3, 9, 13 и от 0,01·Iном до 1,2·Iном для ИК № 1, 2, 4 - 8, 10 – 12, 14, 15. температура окружающей среды: для счетчиков от минус 40 до плюс 55 (С; для трансформаторов тока по, ГОСТ 7746-2001; для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001. 6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии. 7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. 8 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 – активная, реактивная. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: для счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) – среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов; УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов; для сервера ИВК – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов. Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования: для счетчиков электрической энергии Тв ≤ 24 часа; для УСПД Тв ≤ 1 час; для сервера Тв ≤ 1 час; для модема Тв ≤ 1 час. 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 и сервере ИВК; организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала; защита результатов измерений при передаче. Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий: фактов параметрирования счетчиков электрической энергии; фактов пропадания напряжения; фактов коррекции шкалы времени. Возможность коррекции шкалы времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); УСПД и сервере ИВК (функция автоматизирована). Глубина хранения информации: счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – составляет 300 суток; сохранность данных при отключении питания – не менее 30 лет; УСПД – хранение данных при отключении питания – не менее 5 лет; ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений – не менее 3,5 лет.
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4. Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТипКол.
123
1. Трансформатор токаТБМО-110 УХЛ123
2. Трансформатор токаТОГ-1106
Продолжение таблицы 4
123
3. Трансформатор токаТФМ-1101
4. Трансформатор токаТФНД-35М2
5. Трансформатор токаТФЗМ 110Б-УХЛ16
6. Трансформатор токаТВГ-УЭТМ-1103
7. Трансформатор токаТФЗМ 35Б-II У13
8. Трансформатор напряженияНАМИ-110 УХЛ114
9. Трансформатор напряженияЗНОМ-35-653
10. Трансформатор напряженияНКФ110-83У14
11. Трансформатор напряженияНАМИ-35 УХЛ11
12. Счетчик электрической энергии многофункциональныйАльфа А180215
13. Устройство синхронизации времениУССВ-21
14. УСПДRTU-3271
15. ПО (комплект)ПО «АльфаЦЕНТР»1
16. Сервер ИВКHP ProLiant DL180 Gen91
15. Паспорт – формулярАУВГ.420085.068 ПС1
Поверкаосуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке. Основные средства поверки: для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003; для трансформаторов напряжения – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011; для счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа A1800 (Госреестр № 31857-11) – по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011г.; для УСПД осуществляется по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327.Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП«ВНИИМС» в 2009 г.; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04); переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01; термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Чеченэнерго» 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.
ЗаявительООО «Инфинити» ИНН 5262269174 Юридический адрес: 603146, г. Нижний Новгород, ул. Эльтонская, дом 1а. Телефон: (831) 217- 14- 61
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва») Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31 Телефон: (495) 544-00-00 Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA RU.310639 от 16.04.2015 г.