Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Ставролен"

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Ставролен" — техническое средство с номером в госреестре 78116-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 01. Имеет обозначение типа СИ: .
Произведен предприятием: ООО "Энергометрология", 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 ООО "Ставролен" .

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 ООО "Ставролен" .

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
78116-20
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Ставролен"
Обозначение типа
ПроизводительООО "Энергометрология", 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.№ 01
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Ставролен» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных; 2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) Fujitsu Siemens RX300 (основной) и Fujitsu Siemens RX300 (резервный), устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «С300» Landis + Gyr, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации. Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации: активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин; средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность. Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт·ч. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача измерительной информации. ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Часы ИВК синхронизированы со временем УСВ-2, корректировка часов ИВК выполняется при расхождении времени часов ИВК и УСВ-2 на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов ИВК происходит 1 раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера на ±3 с выполняется их корректировка. Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «С300» Landis + Gyr (версия не ниже 1.2). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1. Таблица 1 – Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признакиЗначение
12
Идентификационное наименование модулей ПОTracer.exe
Цифровой идентификатор ПОE0A18381CAC87713F96B7CFE21631A91
Идентификационное наименование модулей ПОRTUProcessor400.exe
Цифровой идентификатор ПОFAB18281440ADE6784DCC846EEDCD8AA
Идентификационное наименование модулей ПОRTUProcessor.exe
Цифровой идентификатор ПО72B6C87A763898DD8EA5FF176E65260E
Идентификационное наименование модулей ПОMonitorCenter.exe
Цифровой идентификатор ПО30BFCF28269AA5D0D6056FED2B586E68
Идентификационное наименование модулей ПОDataReplicator.exe
Цифровой идентификатор ПО08B88D0CE04BB362DFB2C7BAE0472423
Идентификационное наименование модулей ПОDataAnalyser.exe
Цифровой идентификатор ПОF1368A8EB2AECB87C93B4B1EEB631E40
Идентификационное наименование модулей ПОContainer.exe
Цифровой идентификатор ПОE61CD747C8FA9C5EA77018645EECEBD0
Идентификационное наименование модулей ПОAliens.dll
Цифровой идентификатор ПО2D83F45AE9A18D7EA2E5B3A986EB4959
Идентификационное наименование модулей ПОAuth.dll
Цифровой идентификатор ПО0012596B71E943992B092A08EF34417F
Идентификационное наименование модулей ПОDataCleaner.dll
Цифровой идентификатор ПО9EBDCAC7F46C71E8D8C2B6C590749753
Идентификационное наименование модулей ПОDataProfiler.dll
Цифровой идентификатор ПОC6C14229716EFD63FD0FC0616409D160
Продолжение таблицы 1
12
Идентификационное наименование модулей ПОDataProvider.dll
Цифровой идентификатор ПО0158B7B1791DD738D540C5D27A6B790A
Идентификационное наименование модулей ПОEMFFLAG.dll
Цифровой идентификатор ПО879F12F774A4E1AC2C8565EECBD83288
Идентификационное наименование модулей ПОExchanger.dll
Цифровой идентификатор ПО595C8DAED010D91EDFDEC3E649D6C590
Идентификационное наименование модулей ПОIEC1107.dll
Цифровой идентификатор ПО77AA15336EA7C2FC3F1CE71E26AC7881
Идентификационное наименование модулей ПОIECParser.dll
Цифровой идентификатор ПО88AA8CFBE9D6A85E89CEB9731898145B
Идентификационное наименование модулей ПОLUCA.DLL
Цифровой идентификатор ПОE7B292A914497B1124673DE91AC5430E
Идентификационное наименование модулей ПОMailer.dll
Цифровой идентификатор ПОB6B1B5FC3992C27CCE006D42A098ADDE
Идентификационное наименование модулей ПОRepGen.dll
Цифровой идентификатор ПО20F75F2146553A2EAE1DE4709F6CF565
Идентификационное наименование модулей ПОscript.dll
Цифровой идентификатор ПО343741F1F9153DCF35F37DE317C72318
Идентификационное наименование модулей ПОSCTM.dll
Цифровой идентификатор ПО9AAE28CDC61CD090D7CCCC846335E5BF
Идентификационное наименование модулей ПОSerialChannel.dll
Цифровой идентификатор ПОC167771F5A08C45376590AC3F8ACB109
Идентификационное наименование модулей ПОSLb.dll
Цифровой идентификатор ПО02A1216ED408C826C7B1338C2977B264
Идентификационное наименование модулей ПОTapiChannel.dll
Цифровой идентификатор ПО0E5675675325966C9FC06753A2539B2C
Метрологические и технические характеристикиСостав измерительных каналов приведен в таблице 2.  Таблица 2 Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИКНаименование измерительного каналаСостав измерительного канала
123456
1ПС 330 кВ Прикумск, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Прикумск - ГПП (ВЛ-110 кВ Л-212) TGN145N750/1, КТ 0,2SРег. № 30489-09НКФ-110-57 У1110000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 14205-94ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02УСВ-2, рег.№ 41681-10/ Fujitsu Siemens RX300S7
Продолжение таблицы 2
123456
2ПС 330 кВ Прикумск, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Прикумск - ГПП (ВЛ-110 кВ Л-213) TGN145N750/1, КТ 0,2SРег. № 30489-09НКФ-110-83 У1НКФ-110-57 У1110000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 1188-84 Рег. № 14205-94ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02УСВ-2, рег. № 41681-10/ Fujitsu Siemens RX300S7
3ПС 330 кВ Прикумск, ОРУ 110 кВ, ОМВ 110 кВ ТФНД-110М-II1500/1, КТ 0,5Рег. № 2793-71НКФ-110-83 У1НКФ-110-57 У1110000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 1188-84Рег. № 14205-94ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
4 РП-10 ФГУП СКВК "Буденновский горводоканал" РУ-10кВ I СШ яч.1а ТПЛ-10 У350/5, КТ 0,5Рег. № 1276-59ЗНОЛ.06-10 У310000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 3344-04ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
5 РП-10 ФГУП СКВК "Буденновский горводоканал" РУ-10кВ II СШ яч.16 ТПЛ-10 У350/5, КТ 0,5Рег. № 1276-59ЗНОЛ.06-10 У310000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 3344-04ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
6 ПС 110кВ "Почтовый ящик-17/9" (ЯП-17/9), РУ-10кВ, яч.№6, КЛ-10кВ фид.262 ТЛМ-10-2 У3100/5, КТ 0,5Рег. № 2473-00НТМИ-10-66 У310000/100КТ 0,5Рег. № 831-69ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
7ПС ГПП 1 СШТПШЛ-103000/5, КТ 0,5Рег. № 1423-60НТМИ-10-66 У310000/100КТ 0,5Рег. № 831-69ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
8ПС ГПП 2 СШ ТПШЛ-103000/5, КТ 0,5Рег. № 1423-60НТМИ-10-66 У310000/100КТ 0,5Рег. № 831-69ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
9ПС ГПП 3 СШТПШЛ-103000/5, КТ 0,5Рег. № 1423-60НТМИ-10-66 У310000/100КТ 0,5Рег. № 831-69ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
Продолжение таблицы 2
123456
10ПС ГПП 4 СШТПШЛ-103000/5, КТ 0,5Рег. № 1423-60НТМИ-10-66 У310000/100КТ 0,5Рег. № 831-69ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02УСВ-2. рег. № 41681-10/ Fujitsu Siemens RX300S7
11 КТП-4/6 10кВ, РУ-0,4кВ, яч.7 КЛ-0,4кВ ООО "БГПБС" Т-0,66У350/5, КТ 0,5SРег. № 29482-07-ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
12 ТП №63 10кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ ГК "Строитель" Т-0,66У3100/5, КТ 0,5SРег. № 29482-07-ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
13 КТП-4/6 10кВ, РУ-0,4кВ, яч.5 КЛ-0,4кВ ГК "Кристалл" Т-0,66У3100/5, КТ 0,5SРег. № 29482-07-ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
14 КТП №60 10кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ В/ч 52380 Т-0,66У3400/5, КТ 0,5SРег. № 22656-02-ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
15 ТП-101 10кВ РУ-0,4кВ яч.7 КЛ-0,4кВ Ф-7 ООО "Агат" Т-0,66У3100/5, КТ 0,5SРег. № 22656-02-ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
16 ШР-2 0,4кВ Корпус МЦК РММ, 2гр., КЛ-0,4кВ ООО "Дизайн-Сервис" Т-0,66У350/5, КТ 0,5SРег. № 29482-07-ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
17 ШР-2 0,4кВ Корпус МЦК РММ,1гр., КЛ-0,4кВ ООО "Буденновский КАМА-Центр" Т-0,66У350/5, КТ 0,5SРег. № 22656-02-ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
18 ТП-34 10кВ РУ-0,4кВ ШР-1 0,4кВ КЛ-0,4кВ ООО "Фирма Энерготекс" Т-0,66У3100/5, КТ 0,5SРег. № 22656-02-ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02
Продолжение таблицы 2
123456
19 ТП-34 10кВ, РУ-0,4кВ, яч.№3 , ШУ-1 КЛ-0,4кВ ООО "Автолэнд" Т-0,66У350/5, КТ 0,5SРег. № 22656-02-ZMD405CT44.0257.00КТ 0,5S/1,0Рег. № 22422-02УСВ-2, рег. № 41681-10/ Fujitsu Siemens RX300S7
20 ПС 110кВ "ГПП-2", ЗРУ-10 кВ, I с.ш., яч. 113 ТОЛ-10-I600/5, КТ 0,5SРег. № 15128-07ЗНОЛП-10У210000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 46738-11СЭТ-4ТМ.03МКТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12
21 ПС 110кВ "ГПП-2", ЗРУ-10 кВ, IV c.ш., яч. 402 ТОЛ-10-I600/5, КТ 0,5SРег. № 15128-07ЗНОЛП-10У210000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 46738-11СЭТ-4ТМ.03МКТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-12
22ПС 110/10кВ "ГПП-2", ЗРУ-10 кВ, I секция, ячейка 112ТОЛ-10-I200/5, КТ 0,5SРег. № 15128-07ЗНОЛП-10У210000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 46738-11BINOM339iU3.57I3.5КТ 0,2S/0,5Рег. № 60113-15
23ПС 110/10кВ "ГПП-2", ЗРУ-10 кВ, IV секция, ячейка 403ТОЛ-10-I200/5, КТ 0,5SРег. № 15128-07ЗНОЛП-10У210000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 46738-11BINOM339iU3.57I3.5КТ 0,2S/0,5Рег. № 60113-15
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИКВид электрической энергииГраницы основной погрешности ±δ, %Границы погрешности в рабочих условиях ±δ, %
1234
1, 2Активная Реактивная1,0 1,61,8 3,2
3-10Активная Реактивная1,3 2,03,2 5,2
11-19Активная Реактивная1,1 1,82,1 3,6
20-23Активная Реактивная1,2 1,81,7 2,7
Продолжение таблицы 3
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosφ=0,8, токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий и при cosφ=0,8, токе ТТ, равном 5 % от Iном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С.
Наименование характеристикиЗначение
12
Количество измерительных каналов23
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гцот 98 до102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности cos( (sin() - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °Сот 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +60
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
СЭТ-4ТМ.03Мот -40 до +60
BINOM334iU3от -25 до +45
ZMD-405 СТ 44.0257.00от -40 до +85
- температура окружающей среды для сервера, °Сот +10 до + 30
- атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более - частота, Гцот 80,0 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее
СЭТ-4ТМ.03М165000
BINOM334iU3150000
ZMD-405 СТ 44.0257.00235000
УСВ-2 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее35000
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч100000 1
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристикиЗначение
12
Количество измерительных каналов23
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гцот 98 до102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности cos( (sin() - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °Сот 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +60
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
СЭТ-4ТМ.03Мот -40 до +60
BINOM334iU3от -25 до +45
ZMD-405 СТ 44.0257.00от -40 до +85
- температура окружающей среды для сервера, °Сот +10 до + 30
- атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более - частота, Гцот 80,0 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее
СЭТ-4ТМ.03М165000
BINOM334iU3150000
ZMD-405 СТ 44.0257.00235000
УСВ-2 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее35000
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч100000 1
Продолжение таблицы 4
12
Глубина хранения информации Счетчики:
СЭТ-4ТМ.03М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут114
BINOM334iU3 -первого (коммерческого) профиля при 30-ти минутном интервале усреднения, сут340
Счетчики ZMD-405 СТ 44.0257.00: - при отключенном питании (расчетные данные), лет - при отключенном питании (данные профиля нагрузки), лет10 1
Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
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 ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи. В журналах событий фиксируются факты: - в журнале событий счетчика: - параметрирования; - пропадания напряжения; - коррекции времени в счетчике. Защищенность применяемых компонентов: - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: - электросчетчика; - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; - испытательной коробки; - сервера БД; - защита на программном уровне: - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи); - установка пароля на счетчик; - установка пароля на сервер БД.
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеКоличество, шт.
123
Трансформатор токаTGN145N6
Продолжение таблицы 5
123
ТЛМ-10-2 У32
Трансформатор напряженияЗНОЛ.06-10 У36
Счетчик электрической энергииBINOM339iU3.57I3.52
Устройство синхронизации системного времениУСВ-21
Основной серверFujitsu Siemens RX3001
Резервный серверFujitsu Siemens RX300S71
Документация
Методика поверкиМП 26.51.43/02/201
ФормулярФО 26.51.43/02/201
Поверкаосуществляется по документу МП 26.51.43/02/20 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Ставролен». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 31.01.2020 г. Основные средства поверки: средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04; мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. № 33750-12). Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» (ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ») ИНН 7714348389 Адрес: 125040, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д. 2, кор. 12, этаж 2, пом II, ком 9 Телефон: 8 (495) 230-02-86 E-mail: info@energometrologia.ru
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ») Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134 Телефон: 8 (846) 336-08-27 Факс: 8 (846) 336-15-54 E-mail: referent@samaragost.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.