Назначение
Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная ОАО «Корпорация ВСМПО - АВИСМА» филиал «АВИСМА» (далее -АИИС КУЭ АВИСМА) предназначена для измерения и коммерческого учета активной и реактивной электрической энергии и мощности, а также автоматического сбора, накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации, формирования отчетных документов.
Описание
АИИС КУЭ АВИСМА представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Первый уровень включает в себя 26 измерительно-информационных комплексов точек учета электрической энергии (ИИК ТУ), предназначенных для измерения и учета электрической энергии и мощности и построенных на базе следующих средств измерений:
- измерительных трансформаторов тока (ТТ);
- измерительных трансформаторов напряжения (ТН);
- многофункциональных счетчиков активной и реактивной электрической энергии;
- вторичных измерительных цепей.
Второй уровень АИИС КУЭ АВИСМА включает в себя информационно -вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) в состав которого входят:
- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующей аппаратуры);
- устройство сбора и передачи данных УСПД RTU-325 (далее - УСПД), обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК ТУ и информационно вычислительному комплексу (ИВК);
- технические средства для организации локальной технологической вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации;
- переносной компьютер, выполняющий функции сбора, хранения информации по электроустановке и автоматизированной передаче информации в ИВК от ИИК ТУ, не имеющих постоянного канала связи с ИВКЭ, а также при неработоспособном состоянии ИВКЭ.
Третий уровень АИИС КУЭ АВИСМА включает в себя информационновычислительный комплекс (ИВК) который состоит из:
- технических средств приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- компьютера в серверном исполнении (сервер с программным обеспечением «АльфаЦЕНТР»), автоматизированных рабочих мест (АРМ) для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений, отображения результатов измерений и технологической информации АИИС КУЭ АВИСМА;
- технических средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе GPS-приемника сигналов точного времени обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ АВИСМА.
Первый уровень АИИС КУЭ АВИСМА обеспечивает автоматическое проведение измерений в точках учета. Измерительные трансформаторы тока и напряжения каждой точки учета преобразуют входные токи и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на входы соответствующего электронного счетчика электрической энергии.
Счетчик электрической энергии с заданной периодичностью измеряет входные значения токов и напряжений и использует полученные значения для расчета средней за период активной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Полученные результаты интегрируются на получасовых интервалах и сохраняются во внутреннем формате в памяти счетчика с привязкой к текущему времени (профили нагрузки).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает с периодичностью 30 минут на вход УСПД.
Среднюю активную/реактивную электрическую мощность и приращение активной/реактивной электрической энергии на интервале времени усреднения 30 минут для каждого ИИК ТУ вычисляют путем умножения количества импульсов, зарегистрированных в профиле нагрузки счетчика ИИК ТУ за рассматриваемый получасовой интервал, на соответствующие коэффициенты.
Второй уровень АИИС КУЭ АВИСМА обеспечивает:
- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
- автоматический сбор и обработку информации о состоянии средств измерений;
- ведение журнала событий;
- предоставление доступа ИВК к результатам измерений и к данным о состоянии средств измерений;
- диагностику работы технических средств;
- хранение данных о состоянии средств измерений;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.
Третий уровень АИИС КУЭ АВИСМА обеспечивает:
- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
- автоматическую диагностику состояния средств измерений;
- формирование отчетных документов;
- формирование и передачу данных участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ, посредством электронной почты сети Internet.
СОЕВ АИИС КУЭ АВИСМА обеспечивает автоматическое измерение времени и ведение календаря с помощью внутренних таймеров счетчиков, УСПД и сервера баз данных. Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам точного времени, принимаемым через подключенный GPS-приемник. При каждом сеансе связи УСПД контролирует расхождение времени своего таймера и времени таймеров сервера баз данных и таймеров счетчиков и при необходимости их корректирует.
Погрешность хода внутренних часов УСПД при внешней синхронизации не реже 1 раз в час не более ±2 секунды. Синхронизация таймеров сервера баз данных и счетчиков электрической энергии осуществляется от УСПД. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±3 с. Сличение времени сервера с временем УСПД осуществляется каждый час, корректировка времени сервера выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ АВИСМА не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД АИИС КУЭ АВИСМА отражают время коррекции (дата, часы, минуты) часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент времени, непосредственно предшествующий корректировке.
В процессе работы АИИС КУЭ АВИСМА обеспечивает измерение следующих основных параметров, характеризующих электропотребление по отдельным измерительным каналам (ИК):
- потребление активной и реактивной электрической энергии за заданные временные интервалы, кратные получасу;
- средние (получасовые) значения активной и реактивной мощности (нагрузки);
- средний (получасовой) максимум активной мощности (нагрузки) в часы максимумов нагрузки.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрены возможность пломбирования корпусов технических средств и многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли).
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
К средству измерений данного типа относится система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная ОАО «Корпорация ВСМПО -АВИСМА» филиал «АВИСМА», заводской номер 06-1. Заводской номер нанесен в Разделе 2 Формуляра ИРЦС.411711.006.ФО типографским способом.
В АИИС КУЭ АВИСМА используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ АВИСМА указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ АВИСМА и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ АВИСМА
| Номер ИК | Измеряемая энергия | Наименование ИК | Тип средства измерений; класс точности; номинальный первичный и вторичный ток/напряжение для трансформатора тока/напряжения (в виде дроби); регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
| Счетчик | тт | TH | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| И | С 220 кВ «Космос» |
| 1.1.3 | активная, реактивная | ПС 220 кВ «Космос», ОРУ-220 кВ, ввод-220 кВ ВЛ-220 кВ «Северная-Космос, 1» | Альфа А1800 (A1802RLXQ-P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 | ТАТ КТ 0,2S 1000/5 Per. №29838-11 | VTA KT 0,2 220000:^3/100:^3 Per. № 57420-14 | RTU-325 Per. № 37288-08 |
| 1.1.4 | активная, реактивная | ПС 220 кВ «Космос», ОРУ-220 кВ, ввод-220 кВ ВЛ-220 кВ «Северная-Космос, 2» | Альфа Al800 (A1802RLXQ-P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 | ТАТ КТ 0,2S 1000/5 Per. №29838-11 | TVBs245 KT 0,2 220000:^3/100:^3 Per. № 87432-22 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ПС 110/10 кВ «Магний» |
| 2.1 | активная, реактивная | ПС 110 кВ «Магний», ввод 110 кВ ВЛ-110 кВ «Титан - Магний, цепь 1» | Альфа А1800 (A1802RL-P4G-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 KT 0,2S 1000/5 Per. № 32825-06 | НКФ-110-57 KT 0,5 110000:^3/100:^3 Per. № 14205-05 | RTU-325 Per. № 37288-08 |
| 2.2 | активная, реактивная | ПС 110 кВ «Магний», ввод 110 кВ ВЛ-110 кВ «Титан - Магний, цепь 2» | Альфа Al800 (A1802RL-P4G- DW-4) КТ 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 KT 0,2S 1000/5 Per. № 32825-06 | НКФ-110-57 KT 0,5 110000:^3/100:^3 Per. № 14205-05 |
| 2.3 | активная, реактивная | ПС 110 кВ «Магний», ввод 110 кВ ВЛ-110 кВ «Титан - Магний, цепь 3» | Альфа Al800 (A1802RL-P4G-DW-4) KT 0,2S/0,5 Per. № 31857-06 | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 KT 0,2S 1000/5 Per. № 32825-06 | НКФ-110-57 KT 0,5 110000:^3/100:^3 Per. № 14205-05 |
| БТЭЦ-2 |
| 3.1 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч. № 1 | Альфа A2 (A2R1-3-L-C28-T) KT 0,2S/0,5 Per. № 27428-09 | ТПОЛ-Ю KT 0,5 1500/5 Per. № 1261-59 | ЗНОЛ.06 KT 0,5 10000:^3/100:^3 Per. № 3344-04 | RTU-325 Per. № 37288-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 3.2 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч. № 2 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C28-T) КТ 0,28/0,5 Per. № 27428-09 | тпол-ю КТ 0,5 1000/5 Per. № 1261-59 | НОМ-10 КТ 0,5 10000/100 Per. № 363-49 | RTU-325 Per. № 37288-08 |
| 3.3 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч. № 3 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C28-T) КТ 0,28/0,5 Per. № 27428-09 | ТПОЛ-Ю КТ 0,5 1000/5 Per. № 1261-59 | НОМ-10 КТ 0,5 10000/100 Per. № 363-49 |
| 3.4 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч. № 4 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C28-T) КТ 0,28/0,5 Per. № 27428-09 | ТПОФ КТ 0,5 750/5 Per. № 518-50 | НОМ-10 КТ 0,5 10000/100 Per. № 363-49 |
| 3.5 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч. № 10 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C28-T) КТ 0,28/0,5 Per. № 27428-09 | ТПШФ КТ 0,5 2000/5 Per. № 519-50 | ЗНОЛ.06 КТ 0,5 10000:^3/100:^3 Per. № 3344-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 3.6 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч. № И | Альфа (A1R-3-0L-С24-Т+) КТ 0,28/0,5 Per. № 14555-02 | тпол-ю КТ 0,5 1500/5 Per. № 1261-59 | НОМ-10 КТ 0,5 10000/100 Per. № 363-49 | RTU-325 Per. № 37288-08 |
| 3.7 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч. № 12 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C28-T) КТ 0,28/0,5 Per. № 27428-09 | ТПОЛ-Ю КТ 0,5 1000/5 Per. № 1261-59 | НОМ-10 КТ 0,5 10000/100 Per. № 363-49 |
| 3.8 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч. № 14 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C28-T) КТ 0,28/0,5 Per. № 27428-09 | ТПОЛ-Ю КТ 0,5 1000/5 Per. № 1261-59 | НОМ-10 КТ 0,5 10000/100 Per. № 363-49 |
| 3.9 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч. № 16 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C28-T) КТ 0,28/0,5 Per. № 27428-09 | ТПОФ КТ 0,5 750/5 Per. № 518-50 | НОМ-10 КТ 0,5 10000/100 Per. № 363-49 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 3.10 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч. № 17 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C28-T) КТ 0,28/0,5 Per. № 27428-09 | ТПОФ КТ 0,5 750/5 Per. № 518-50 | НОМ-10 КТ 0,5 10000/100 Per. № 363-49 | RTU-325 Per. № 37288-08 |
| 3.11 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 1СШ, яч. № 19 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C24-T) КТ 0,2S/0,5 Per. № 27428-09 | ТПОФ КТ 0,5 1000/5 Per. № 518-50 | НОМ-10 КТ 0,5 10000/100 Per. № 363-49 |
| 3.12 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч. № 27 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C24-T) КТ 0,2S/0,5 Per. № 27428-09 | ТПШФ КТ 0,5 2000/5 Per. № 519-50 | ЗНОЛ.06 КТ 0,5 10000:^3/100:^3 Per. № 3344-04 |
| 3.13 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч. № 28 | Альфа (A1R-3-0L-C24-T+) КТ 0,28/0,5 Per. № 14555-02 | ТПШФ КТ 0,5 2000/5 Per. № 519-50 | ЗНОЛ.06 КТ 0,5 10000:^3/100:^3 Per. № 3344-04 |
| 3.14 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч. № 29 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C24-T) КТ 0,2S/0,5 Per. № 27428-09 | ТПШФ КТ 0,5 2000/5 Per. № 519-50 | ЗНОЛ.06 КТ 0,5 10000:^3/100:^3 Per. № 3344-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 3.15 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч. № 30 | Альфа (A1R-3-0L-C24-T+) КТ 0,28/0,5 Per. № 14555-02 | ТПШФ КТ 0,5 2000/5 Per. № 519-50 | ЗНОЛ.06 КТ 0,5 10000:^3/100:^3 Per. № 3344-04 | RTU-325 Per. № 37288-08 |
| 3.16 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч. № 34 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C24-T) КТ 0,2S/0,5 Per. № 27428-09 | ТПШФ КТ 0,5 2000/5 Per. № 519-50 | ЗНОЛ.06 КТ 0,5 10000:^3/100:^3 Per. № 3344-04 |
| 3.17 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-10 кВ, 2СШ, яч. № 35 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C24-T) КТ 0,2S/0,5 Per. № 27428-09 | ТПШФ КТ 0,5 2000/5 Per. № 519-50 | ЗНОЛ.06 КТ 0,5 10000:^3/100:^3 Per. № 3344-04 |
| 3.18 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-6 кВ, 1СШ, яч. № 1 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C24-T) КТ 0,2S/0,5 Per. № 27428-09 | ТПШФ КТ 0,5 2000/5 Per. № 519-50 | НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Per. № 16687-02 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 3.19 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-6 кВ, 1СШ, яч. № 4 | Альфа (A1R-3-0L-C24-T+) КТ 0,28/0,5 Per. № 14555-02 | ТПОФ КТ 0,5 750/5 Per. № 518-50 | НАМИТ-10 КТ 0,5 6000/100 Per. № 16687-02 | RTU-325 Per. № 37288-08 |
| 3.20 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-6 кВ, 2СШ, яч. № 16 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C24-T) КТ 0,2S/0,5 Per. № 27428-09 | ТПОФ КТ 0,5 750/5 Per. № 518-50 | НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Per. №2611-70 |
| 3.21 | активная, реактивная | БТЭЦ-2; ГРУ-6 кВ, 2СШ, яч. № 19 | Альфа А2 (A2R1-3-L-C24-T) КТ 0,2S/0,5 Per. № 27428-09 | ТПШФ КТ 0,5 2000/5 Per. № 519-50 | НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Per. №2611-70 |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АПИС КУЭ АВИСМА не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ АВИСМА порядке, вносят изменение в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ АВИСМА как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Классы точности счетчиков электрической энергии при измерении: - активной энергии - реактивной энергии | 0,2S 0,5 |
| Классы точности измерительных трансформаторов тока | 0,2S; 0,5 |
| Классы точности измерительных трансформаторов напряжения | 0,2; 0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемого отклонения показаний часов любого компонента системы от действительного времени в национальной шкале времени при работающей СОЕВ, с | ±5 |
| Относительная погрешность, %, при измерениях электрической энергии и средней мощности: - при измерении активной энергии - при измерении реактивной энергии | ±1,1 ±1,1 |
| Примечания: 1 В качестве характеристик относительной погрешности ИК при измерениях электрической энергии и средней мощности указаны доверительные границы интервала, соответствующие доверительной вероятности P=0,95. 2 Представленное значение относительной погрешности ИК при измерениях электрической энергии и средней мощности получено расчетным путем на основании составляющих погрешности ИК в предположениях: условия эксплуатации счетчиков - нормальные, измеряемые ток и напряжение равны номинальным, фазовый угол между измеряемыми током и напряжением равен 0 или л/2 при измерении активной или реактивной энергии соответственно. В случае отклонения условий измерения от нормальных, предел допускаемой полной погрешности измерения для каждого ИК может быть рассчитан согласно соотношениям, приведенным в методике поверки МП 29-263-2011 с Изменениями № 1, № 2. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 26 |
| Интервал задания тарифных зон, мин | 30 |
| Условия эксплуатации: - стандартная сеть переменного тока: | |
| - напряжение электропитания, В | 220 |
| - частота, Г ц | 50 |
| - температура окружающей среды для измерительных трансфор- | в соответствии с |
| маторов и счетчиков | эксплуатационной документацией на эти средства |
| - температура окружающей среды для УСПД и АРМ, °С | от +15 до +35 |
| Мощность, потребляемая отдельным компонентом АИИС КУЭ | |
| АВИСМА, Вт, не более | 50 |
| Показатели надежности компонентов АИИС КУЭ АВИСМА: - средняя наработка на отказ счетчика электрической энергии, ч, | |
| не менее | 50000 |
| - средний срок службы счетчика электрической энергии, лет, не менее | 30 |
| - средняя наработка на отказ УСПД, ч | 35000 |
| - срок службы УСПД, лет, не менее | 30 |
Знак утверждения типа
типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ АВИСМА.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ АВИСМА представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ АВИСМА
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТАТ | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 | 9 шт. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 12 шт. |
| Трансформатор тока | ТПОФ | 12 шт. |
| Трансформатор тока | ТПШФ | 18 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | VTA | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | TVBs245 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 9 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НОМ-10 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии | А1802RLXQ-P4GB-DW-4 | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии | А1802RL-P4G-DW-4 | 3 шт. |
| Счетчик электрической энергии | A2R1-3-L-C28-T | 9 шт. |
| Счетчик электрической энергии | A2R1-3-L-C24-T | 8 шт. |
| Счетчик электрической энергии | A1R-3-0L-C24-T+ | 4 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных с приемником GPS | RTU-325 | 1 шт. |
Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 шт. |
| Формуляр АИИС КУЭ АВИСМА | ИРЦС.411711.006.ФО | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации АИИС КУЭ АВИСМА | ИРЦС.411711.006.РЭ | 1 экз. |
| Паспорт - формуляр АИИС КУЭ АВИСМА | ТЭНС.411711.017.ФО | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации АИИС КУЭ АВИСМА | ТЭНС.411711.017.РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки с Изменениями № 1, № 2 | - | 1 экз. |
| Примечания: 1 Состав технической документации АИИС КУЭ АВИСМА согласно Формуляру ИРЦС.411711.006.ФО и Паспорту - формуляру ТЭНС.411711.017.ФО. 2 Документы ТЭНС.411711.017.ФО и ТЭНС.411711.017.РЭ являются дополнениями к документам ИРЦС.411711.006.ФО и ИРЦС.411711.006.РЭ соответственно. |
Сведения о методах измерений
приведены в Разделе «Метод измерений» ИРЦС.411711.006.РЭ.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
