|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Азот" АО "ОХК "УРАЛХИМ" в г. Березники |
| Обозначение типа | |
| Производитель | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
| 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.№ 749 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Азот» АО «ОХК «УРАЛХИМ» в г. Березники (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), включающие в себя трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее – счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее – ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (далее – УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее – БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее – АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее – УСВ), программное обеспечение (далее – ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру и АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее – ОРЭМ).
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналам связи на сервер БД, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта ОРЭМ.
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени сервера БД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификацион-ный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентифика-тора ПО | | 1 | 2 | 3 | 4 | | Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета
CalcClients.dll | не ниже 1.0.0.0 | E55712D0B1B219065D63DA949114DAE4 | MD5 | | Модуль расчета небаланса энергии/мощности
CalcLeakage.dll | не ниже 1.0.0.0 | B1959FF70BE1EB17C83F7B0F6D4A132F | | Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах
CalcLosses.dll | не ниже 1.0.0.0 | D79874D10FC2B156A0
FDC27E1CA480AC |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | | Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений Metrology.dll | не ниже 1.0.0.0 | 52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83 | MD5 | | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе
ParseBin.dll | не ниже 1.0.0.0 | 6F557F885B737261328
CD77805BD1BA7 | | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК
ParseIEC.dll | не ниже 1.0.0.0 | 48E73A9283D1E66494
521F63D00B0D9F | | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus
ParseModbus.dll | не ниже 1.0.0.0 | C391D64271ACF4055BB2A4D3FE1F8F48 | | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида
ParsePiramida.dll | не ниже 1.0.0.0 | ECF532935CA1A3FD3
215049AF1FD979F | | Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации
SynchroNSI.dll | не ниже 1.0.0.0 | 530D9B0126F7CDC23ECD814C4EB7CA09 | | Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени
VerifyTime.dll | не ниже 1.0.0.0 | 1EA5429B261FB0E288
4F5B356A1D1E75 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 1 | ПС-19 6 кВ, РУ-6 кВ,
1 с.ш. 6 кВ, яч.9,
КЛ-6 кВ | ТПЛ-10-М У2
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 22192-07 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05
/
УСВ-2
Рег. № 41681-10 | активная
реактивная | ±1,1
±2,7 | ±3,0
±4,9 | | 2 | ПС-19 6 кВ, РУ-6 кВ,
2 с.ш. 6 кВ, яч.21,
КЛ-6 кВ | ТПЛ-10-М У2
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 22192-07 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | 3 | Березниковская ТЭЦ-4, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-5, Начало ШМ №1 6 кВ | ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 3000/5
Рег. № 1423-60 | ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05
/
УСВ-2
Рег. № 41681-10 | активная
реактивная | ±1,1
±2,7 | ±3,0
±4,9 | | 4 | Березниковская ТЭЦ-4, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-4, Начало ШМ №2 6 кВ | ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 3000/5
Рег. № 1423-60 | ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 5 | ПС-ПВХ 6 кВ,
ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5 | ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 1276-59 | ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05
/
УСВ-2
Рег. № 41681-10 | активная
реактивная | ±1,1
±2,7 | ±3,0
±4,9 | | 6 | ПС-ПВХ 6 кВ,
ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.6 | ТПЛ-10-М У2
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 22192-07 | ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | 7 | ПС-ПВХ 6 кВ,
ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.21 | ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 1276-59 | ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | 8 | ПС-ПВХ 6 кВ,
ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.32 | ТПЛ-10-М У2
Кл. т. 0,5
Ктт 300/5
Рег. № 22192-07 | ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | 9 | ПС-ПВХ 6 кВ,
ЗРУ-6 кВ, 5 с.ш. 6 кВ, яч.44 | ТПОЛ 10
Кл. т. 0,5
Ктт 600/5
Рег. № 1261-02 | ЗНОЛ.06-6У3
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | 10 | ПС-41 6 кВ,
ЗРУ-6 кВ,
1 с.ш. 6 кВ, яч.11 | ТПОЛ 10
Кл. т. 0,5
Ктт 1000/5
Рег. № 1261-02 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05
/
УСВ-2
Рег. № 41681-10 | активная
реактивная | ±1,1
±2,7 | ±3,0
±4,9 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 11 | ПС-80 6 кВ, ЗРУ-6 кВ,
1 с.ш. 6 кВ, яч.2 | ТПОЛ 10
Кл. т. 0,5
Ктт 800/5
Рег. № 1261-02 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05
/
УСВ-2
Рег. № 41681-10 | активная
реактивная | ±1,1
±2,7 | ±3,0
±4,9 | | 12 | ПС 110 кВ ПС-30,
ЗРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Р-1 | ТШВ15
Кл. т. 0,5
Ктт 6000/5
Рег. № 5718-76 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | 13 | ПС 110 кВ ПС-30,
ЗРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Р-2 | ТШВ15
Кл. т. 0,5
Ктт 6000/5
Рег. № 5718-76 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | 14 | ПС 110 кВ ПС-30,
ЗРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Р-3 | ТШВ15
Кл. т. 0,5
Ктт 6000/5
Рег. № 5718-76 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | 15 | ПС 110 кВ ПС-30,
ЗРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Р-4 | ТШВ15
Кл. т. 0,5
Ктт 6000/5
Рег. № 5718-76 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/100
Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 | | Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos( = 0,8 инд I=0,05·Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-15 от минус 10 до плюс 40 °C.
4. Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн – коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № – регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. 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.
6. Допускается замена СИКОН С70, УСВ-2 на аналогичные, утвержденных типов.
7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 15 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, оС | от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации: | | | параметры сети: | | | - напряжение, % от Uном | от 90 до 110 | | - ток, % от Iном | от 5 до 120 | | - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. | | - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 | | температура: | | | - температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, оС | от -5 до +35 | | - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС | от -40 до +60 | | - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, УСВ | от -10 до +50 | | - температура окружающей среды в месте расположения сервера | от +10 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики электроэнергии: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для счетчика СЭТ-4ТM.03M (рег. № 36697-17)
для счетчика СЭТ-4ТM.03M (рег. № 36697-08) | 220000
140000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | УСПД: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
2 | | УСВ | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 35000
2 | | Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | | Глубина хранения информации | | | Счетчики электроэнергии: | | | - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 113 | | - при отключении питания, лет, не менее | 40 | | УСПД: | | | - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сутки, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 45
5 | | Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
– счетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
| Комплектность | В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип (обозначение) | Количество, шт./экз. | | 1 | 2 | 3 | | Трансформатор тока | ТПЛ-10-М У2 | 8 | | Трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 4 | | Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 | | Трансформатор тока | ТПОЛ 10 | 6 | | Трансформатор тока | ТШВ15 | 8 | | Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 8 | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6У3 | 21 | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 11 | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 4 | | Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 4 | | Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 | | Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 | | Методика поверки | МП СМО-3004-2020 | 1 | | Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.749 ПФ | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП СМО-3004-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Азот» АО «ОХК «УРАЛХИМ» в г. Березники. Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 06.05.2020 г.
Основные средства поверки:
ТТ – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
ТН – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
счетчиков СЭТ-4ТM.03M (рег. № 36697-17) – по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации». Часть 2. «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
счетчиков СЭТ-4ТM.03M (рег. № 36697-08) – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
УСПД СИКОН С70 (рег. № 28822-05) – в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;
устройства синхронизации времени УСВ-2 (рег. № 41681-10) – в соответсвии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;
термометр стеклянный ждикостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 257-49.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)филиала «Азот» АО «ОХК «УРАЛХИМ» в г. Березники
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
|
| Заявитель | Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
|
| Испытательный центр | Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
Аттестат об аккредитации АО «РЭС Групп» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312736 от 17.07.2019 г.
| |
