Untitled document

Приложение к свидетельству № 44325

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электрической энергии и мощности филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская

ГРЭС»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии и мощности филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» (далее АИ-

ИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и

мощности, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными

технологическими объектами филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС», сбора, хранения и

обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для

коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему

с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-

трической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной

мощности;

– периодически (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных

к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии

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 центры сбора и обработки информации (ЦСОИ)

смежных субъектов оптового рынка;

– предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, дан-

ных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – смежных

участников оптового рынка электрической энергии;

– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-

ционированного 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 (коррекция времени), соподчинён-

ной национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746 и

трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики актив-

ной и реактивной электрической энергии класса точности 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323

для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энер-

гии, установленных на объектах (23 точки измерений), вторичные электрические цепи, техни-

ческие средства каналов передачи данных.

Между ИИК и ИВКЭ организован канал связи, обеспечивающий передачу результа-

тов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной пере-

дачи данных от ИИК в ИВКЭ.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

построен на базе устройств сбора и передачи данных типа RTU-325 (№ 37288-08 в Государст-

венном реестре средств измерений).

Лист № 2

всего листов 9

На уровне ИВКЭ обеспечивается:

– автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

– контроль достоверности результатов измерений;

– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановле-

ния питания и т.п.);

– разграничение прав доступа к информации.

Между ИВКЭ и ИВК организован канал связи, обеспечивающий передачу результа-

тов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной пере-

дачи данных от ИВКЭ в ИВК.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специали-

зированного программного обеспечения (пакет «АльфаЦЕНТР», производства «ЭЛЬСТЕР

МЕТРОНИКА», (№20481-00 в Государственном реестре средств измерений), включающий в

себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхрониза-

ции системного времени УССВ, автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).

На уровне ИВК обеспечивается:

– автоматический регламентный сбор результатов измерений;

– автоматическое выполнение коррекции времени;

– сбор данных о состоянии средств измерений;

– контроль достоверности результатов измерений;

– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановле-

ния питания и т.п.);

– возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

– хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в тече-

ние 3,5 лет;

– ведение нормативно-справочной информации;

– ведение «Журналов событий»;

– формирование отчетных документов;

– передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений

в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

– безопасность хранения данных и ПО;

– конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентирован-

ного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

– диагностику работы технических средств и ПО;

– разграничение прав доступа к информации;

– измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows XP.

На АРМ также установлен ПО «АльфаЦЕНТР».

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе сле-

дующей информации:

– отпуск илипотребление активнойи реактивноймощности,усредненной

за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

– показатели режимов электропотребления;

– максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и сут-

кам;

– допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контроли-

руемый интервал времени.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными транс-

форматорами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи по-

ступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчи-

ке электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в циф-

ровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микро-

процессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и

Лист № 3

всего листов 9

полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период

реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной элек-

трической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансфор-

мации:

– активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период

0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов вре-

мени 30 мин;

– средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощ-

ность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям

связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации,

ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень

системы (сервер БД).

На верхнем – третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка изме-

рительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с уче-

том коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей ин-

формации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на

мониторах АРМ и передача информации в организации – участники оптового рынка электри-

ческой энергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или

сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей

в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позициониро-

вания (GPS). Время сервера БД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесе-

кундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сервер осуществляет коррекцию време-

ни УСПД и счетчиков. Сличение времени сервера и УСПД осуществляется каждые 60 мин, и

корректировка времени УСПД выполняется при достижении расхождения времени сервера и

УСПД

1 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД один раз в сутки, корректировка

времени счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем УСПД

2 с. По-

грешность системного времени не превышает

5 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают: время

(ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах кор-

ректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий

корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– счетчика электрической энергии;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– УСПД;

– сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

– результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой под-

писи);

– установка пароля на счетчик;

– установка пароля на УСПД;

– установка пароля на сервер.

Программное обеспечение

Прикладное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» защищено от непреднаме-

ренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты – С, согласно МИ 3286-2010.

Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления циф-

рового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.

Лист № 4

всего листов 9

Наименование

программного

обеспечения

amrserver.exe

3.28.6.0

6BE70157

CRC32

amrс.exe

3.29.2.0

D0893292

CRC32

amra.exe

3.29.2.0

3D3B9794

CRC32

cdbora2.dll

3.29.0.0

74A48292

CRC32

encryptdll.dll

2.0.0.0

BD63F2C9

CRC32

alphamess.dll

–

A99F4657

CRC32

Таблица 1

Идентификаци-

онное наимено-

вание программ-

ного обеспечения

Номер версии (иден-

тификационный но-

мер) программного

обеспечения

Цифровой

идентификатор

программного

обеспечения

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иденти-

фикатора

Программа –

планировщик оп-

роса и передачи

данных

Драйвер ручного

опроса счетчиков

и УСПД

Драйвер автома-

тического опроса

счетчиков и УСПД

Драйвер работы с

БД

Библиотека шиф-

рования пароля

счетчиков

ЕвроАльфа

Библиотека сооб-

щений планиров-

щика опросов

Метрологические и технические характеристики

12000/5

Основные метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС

КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2

№ Наиме-

ИК нование

присое-

динения

ТТ,

коэф.

класс точно-

сти (КТ)

№ в Госрее-

стре СИ

ТН,Счетчик,УСПД

коэф. класс точ-

класс точно- ности (КТ)

сти (КТ)№ в Гос-

№ в Госреест- реестре СИ

ре СИ

ВидМетрологические ха-

элек- рактеристики ИК

триче- Основная

Погреш-

скойпогреш-

ность в ра-

энер- ность, %

бочих ус-

гии

ловиях, %

1Генера-

тор 1

ТШЛ-20-1

ЗНОЛ.06

56789

EA02RAL- актив- ±5,2 ±5,3

P1-B4-W ная ±3,6 ±4,0

реак-

КТ 0,2S/0,5тивная

2Генера-

тор 2

КТ 0,2S

21255-08

ТШЛ-20-1

КТ 0,2S

21255-08

20000/√3/

100/√3

КТ 0,2

3344-08

ЗНОЛ.06

20000/√3/

100/√3

КТ 0,2

3344-08

16666-97

16666-97RTU-

EA02RAL- 325 актив- ±5,2 ±5,3

P1-B4-W ная ±3,6 ±4,0

реак-

КТ 0,2S/0,5тивная

Лист № 5

всего листов 9

RTU-

325

24000/5

2000/1

КТ 0,2S

3Генера-

тор 3

ТШЛ-20-1

789

актив- ±5,2 ±5,3

ная±3,6±4,0

реак-

тивная

4Генера-

тор 4

12000/5

КТ 0,2S

21255-08

ТШЛ20Б-1

12000/5

актив- ±5,3 ±5,4

ная ±4,1 ±4,3

реак-

тивная

5Генера-

тор 5

КТ 0,5

4016-74

ТШЛ-20-1

актив- ±5,2 ±5,3

ная ±3,6 ±4,0

реак-

тивная

6Генера-

тор 6

12000/5

КТ 0,2S

21255-08

ТШЛ-20-1

актив- ±5,2 ±5,3

ная ±3,6 ±4,0

реак-

тивная

7Генера-

тор 7

12000/5

КТ 0,2S

21255-08

ТШЛ-20-1

актив- ±5,2 ±5,3

ная ±3,6 ±4,0

реак-

тивная

8Генера-

тор 8

12000/5

КТ 0,2S

21255-08

ТШЛ20Б-1

актив- ±5,3 ±5,4

ная ±4,1 ±4,3

реак-

тивная

9 Генера-

тор 9 А

12000/5

КТ 0,5

4016-74

ТШВ24

актив- ±5,3 ±5,4

ная ±4,1 ±4,3

реак-

тивная

10 Генера-

тор 9 Б

КТ 0,5

6380-09

ТШВ24

актив- ±5,3 ±5,4

ная ±4,1 ±4,3

реак-

тивная

11ВЛ-500

Кост-

ромская

ГРЭС-

Загор-

ская

ГАЭС

24000/5

КТ 0,5

6380-09

ТФЗМ 500Б

26546-11

ЗНОЛ.06 EA02RAL-

P1-B4-W

20000/√3/100/√3

КТ 0,2КТ 0,2S/0,5

3344-08 16666-97

ЗНОМ-20-63 EA02RAL-

20000/√3/100/√3

P1-B4-W

КТ 0,5

КТ 0,2S/0,5

1593-62

16666-97

ЗНОЛ.06EA02RAL-

P1-B4-W

20000/√3/100/√3

КТ 0,2

КТ 0,2S/0,5

3344-08 16666-97

ЗНОЛ.06EA02RAL-

P1-B4-W

20000/√3/100/√3

КТ 0,2КТ 0,2S/0,5

3344-08

16666-97

ЗНОЛ.06EA02RAL-

P1-B4-W

20000/√3/100/√3

КТ 0,2

КТ 0,2S/0,5

3344-08 16666-97

ЗНОМ-20-63 EA02RAL-

P1-B4-W

20000/√3/100/√3

КТ 0,5

КТ 0,2S/0,5

1593-62

16666-97

ЗНОМ-24-EA02RAL-

69У1 P1-B4-W

20000/√3/100/√3

КТ 0,5

КТ 0,2S/0,5

8961-82

16666-97

ЗНОМ-24-EA02RAL-

69У1P1-B4-W

20000/√3/100/√3

КТ 0,5

КТ 0,2S/0,5

8961-82 16666-97

НКФ-М EA02RAL-

P1-B4-W

500000/√3/

100/√3КТ 0,2S/0,5

КТ 0,2

16666-97

26454-08

актив- ±5,2 ±5,3

ная ±3,6 ±4,0

реак-

тивная

Лист № 6

всего листов 9

2000/1

КТ 0,2S

2000/1

КТ 0,2S

2000/1

1000/1

ТФЗМ 500Б

12ВЛ-500

Кост-

ромская

ГРЭС -

Кост-

ромская

АЭС

13ВЛ-500

Кост-

ромская

ГРЭС -

Луч

26546-11

ТФЗМ 500Б

26546-11

ТФЗМ 500Б

КТ 0,2S

26546-11

ТФНД-220-1

КТ 0,5

3694-73

ТФНД-220-1

КТ 0,5

3694-73

ТФНД-220-1

456789

НКФ-М EA02RAL- актив- ±5,2 ±5,3

P1-B4-Wная±3,6±4,0

500000/√3/ реак-

100/√3КТ 0,2S/0,5тивная

КТ 0,2

16666-97

26454-08

НКФ-М EA02RAL- актив- ±5,2 ±5,3

P1-B4-W ная ±3,6 ±4,0

500000/√3/реак-

100/√3 КТ 0,2S/0,5 тивная

КТ 0,2

16666-97

26454-08

НКФ-М EA02RAL- актив- ±5,2 ±5,3

P1-B4-W ная ±3,6 ±4,0

500000/√3/реак-

100/√3 КТ 0,2S/0,5 тивная

КТ 0,2

26454-0816666-97

НКФ-220-58 EA02RAL- актив- ±5,3 ±5,4

P1-B4-W ная ±4,1 ±4,3

220000/√3/реак-

100/√3 КТ 0,2S/0,5 тивная

КТ 0,5

14626-0616666-97

НКФ-220-58 EA02RAL- RTU- актив- ±5,3 ±5,4

220000/√3/100 P1-B4-W 325 ная ±4,1 ±4,3

/√3реак-

КТ 0,5 КТ 0,2S/0,5 тивная

14626-0616666-97

НКФ-220-58 EA02RAL- актив- ±5,3 ±5,4

220000/√3/100 P1-B4-W ная ±4,1 ±4,3

/√3реак-

КТ 0,5 КТ 0,2S/0,5 тивная

КТ 0,5

3694-73

ТФНД-220-1

14626-0616666-97

НКФ-220-58 EA02RAL- актив- ±5,3 ±5,4

220000/√3/100 P1-B4-W ная ±4,1 ±4,3

/√3реак-

КТ 0,5 КТ 0,2S/0,5 тивная

14ВЛ-500

Кост-

ромская

ГРЭС -

Влади-

мирская

15ВЛ-220

Кост-

ромская

ГРЭС -

Мотор-

деталь-1

16ВЛ-220

Кост-

ромская

ГРЭС -

Мотор-

деталь-2

17ВЛ-220

Кост-

ромская

ГРЭС-

Костро-

ма

18ВЛ-220

Кост-

ромская

ГРЭС-

Яро-

славль

19ВЛ-220

Кост-

ромская

ГРЭС-

Ивано-

во-1

КТ 0,5

3694-73

ТФНД-220-1

КТ 0,5

3694-73

14626-0616666-97

НКФ-220-58 EA02RAL- актив- ±5,3 ±5,4

220000/√3/100 P1-B4-W ная ±4,1 ±4,3

/√3реак-

КТ 0,5 КТ 0,2S/0,5 тивная

Лист № 7

всего листов 9

1000/1

2000/1

ТФНД-220-1

456789

НКФ-220-58 EA02RAL- актив- ±5,3 ±5,4

220000/√3/100 P1-B4-Wная±4,1±4,3

/√3 реак-

КТ 0,5КТ 0,2S/0,5тивная

КТ 0,5

3694-73

ТФНД-220-1

14626-0616666-97

НКФ-220-58 EA02RAL- RTU- актив- ±5,3 ±5,4

220000/√3/100 P1-B4-W 325 ная ±4,1 ±4,3

/√3реак-

КТ 0,5 КТ 0,2S/0,5 тивная

КТ 0,5

3694-73

ТФНД-220-1

14626-0616666-97

НКФ-220-58 EA02RAL- актив- ±5,3 ±5,4

220000/√3/100 P1-B4-W ная ±4,1 ±4,3

/√3реак-

КТ 0,5 КТ 0,2S/0,5 тивная

20ВЛ-220

Кост-

ромская

ГРЭС-

Ивано-

во-2

21ВЛ-220

Кост-

ромская

ГРЭС-

Вичуга-

22ВЛ-220

Кост-

ромская

ГРЭС-

Вичуга-

23Выклю-

чатель

ОШСВ

КТ 0,5

3694-73

ТФНД-220-1

КТ 0,5

3694-73

14626-0616666-97

НКФ-220-58 EA02RAL- актив- ±5,3 ±5,4

220000/√3/100 P1-B4-W ная ±4,1 ±4,3

/√3реак-

КТ 0,5 КТ 0,2S/0,5 тивная

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерений электрической

энергии и средней мощности.

2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы

интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия:

температура окружающего воздуха (21 – 25) ºС;

относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

Индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия:

температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус

40 до плюс 60 ºС; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 ºС;

относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха

30ºС;

атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

Индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ЗАО «Тандер» порядке. Акт хранит-ся

совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Лист № 8

всего листов 9

6. Надежность системных решений:

Резервирование питания УСПД с помощью устройства АВР;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пе-

редаваться в организации – рынка электрической энергии по электронной почте;

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств изме-

рений – за весь срок эксплуатации системы.

7.Надежность применяемых в системе компонентов:

Счетчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее

90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

Сервер – среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов среднее время

восстановления работоспособности 1 час.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации

типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.

Таблица 3

Наименование изделия

Счетчик электрической энергии EA02RAL-P1-B4-W

Трансформатор тока ТШЛ-20-1

Трансформатор тока ТШЛО-20Б

Трансформатор тока ТШВ-24

Трансформатор тока ТФЗМ 500Б

Трансформатор тока ТФНД-220

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06

Трансформатор напряжения ЗНОМ-20

Трансформатор напряжения ЗНОМ-24

Трансформатор напряжения НКФ-М

Трансформатор напряжения НКФ-220-58

УСПД RTU-325

Модем GSM модем Siemens TC-35i

Модем ZyXEL

Сервер БД HP Proliant DL 380 G-4

Комплекс информационно-вычислительный ПО «АльфаЦЕНТР»

Методика поверки ИЭН 1947РД-11.01.МП

Инструкция по эксплуатации ИЭН 1947РД-11.01.ИЭ

Кол-воПримеча-

шт. ние

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 48145-11 «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности фи-

лиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ»

20.10.2011 г.

Лист № 9

всего листов 9

Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:

– мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измере-

ний угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 º. Пределы допускаемой относительной

погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 %

(в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне изме-

рений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты

± 0,02 Гц;

– радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со

шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.

Нормативные 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. Ос-

новные положения»

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизи-

рованной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и

мощности филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель:

Открытое акционерное общество «Ивэлектроналадка».

Юридический адрес: 153002, г. Иваново, ул. Калинина, д.5.

Почтовый адрес: 153032, г. Иваново, ул. Ташкентская, д.90

e-mail:

askue@ien.ru

, тел/факс: (4932) 230-230.

Испытательный центр:

Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное уч-

реждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в

Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»).

Адрес: 440039, г. Пенза, ул. Комсомольская, д.20

e-mail:

pcsm@sura.ru

, тел/факс: (8412) 49-82-65

Аттестат аккредитации № 30033-10.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

Е. Р. Петросян

М.п.

«___»________20___г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru