Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Северная" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Северная" Нет данных, ГРСИ 42137-09
Номер госреестра:
42137-09
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Северная" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Северная"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Метростандарт", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ ЕМНК.466454.030-207
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
−
организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);
−
синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и ИВКЭ
(счетчик, шлюз Е-422, сервер АРМ ПС, УСПД) с помощью СОЕВ, соподчиненной
национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не
более ± 5 с;
−
автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-
технических средств ИК и ИВКЭ;
−
обеспечение защиты оборудования, программного обеспеченияи данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.).
АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северная» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5; 1,0 и
cчетчики электрической энергии многофункциональные EPQSкласса точности 0,2S/0,5;
вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень – ИВКЭ включает в себя:
−
шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), в состав
которого входит два шлюза E-422, WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор, блоки
резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;
−
шкаф устройства центральной коммутации (далее – ЦКУ), в состав которого
входит WiFi модем AWK 1100, оптический конвертор, сетевой концентратор D-Link,
спутниковая станция «SkyEdge PRO», сервер АРМ ПС;
−
шкаф УСПД, в состав которого входит УСПД TK16L, блок бесперебойного
питания;
−
радиосерверы точного времени РСТВ-01.
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
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 электрической мощности,
которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая
мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической
мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от
средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков
ведутся профили нагрузки.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения
энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ, поскольку используется
цифровой метод передачи данных.
Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северная» в состав
ИВКЭ входит РСТВ-01. РСТВ-01 осуществляет прием сигналов точного времени и син-
хронизацию времени в УСПД.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северная»
осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК
производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и РСТВ-01 на
значение более 2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС
производится также РСТВ-01 при расхождении значений времени в этих устройствах и
РСТВ-01 на значение более 2 с.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северная» обеспечивает измерение
2
3
уровнях сбора,
совокупностью
времени в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается
технических и организационных мероприятий.
4
Основная
погрешность
ИК,
± %
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
± %
Номер ИК, код точки
измерений
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
или свидетельства о поверке
Обозначение, тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование измеряемой величины
Вид электрической энергии
cos φ = 0,87
sin φ = 0,5
cos φ = 0,5
sin φ = 0,87
330000
EPQS 111.21.18LL
№ 461134
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия реактивная
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Канал
измерений
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики
Доверительные границы
относительной погрешности
результата измерений
количества активной и
реактивной электрической
энергии и мощности при
доверительной вероятности
Р=0,95:
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
678910
ТТ1
ТТ2
ТН
4
АТФНД-110-II
ВТФНД-110-II
СТФНД-110-II
АТФНД-110М-II
ВТФНД-110М-II
СТФНД-110М-II
АНКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
5
№ 1015
№ 1022
№ 1025
№ 1031
№ 1055
№ 1004
№ 721396
№ 721597
№ 721663
1
ВЛ-110
"2А левая"
Счетчик
12 3
КТ=0,5
Ктт=1500/5
2793-71
КТ=0,5
Ктт=1500/5
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,8% ± 7,0%
Реактивная ± 4,0% ± 3,0%
5
ТТ
ТН
330000
2
ВЛ-110
"2А правая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461217
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
330000
3
ВЛ-110
"Двуречки левая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461220
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
330000
4
ВЛ-110
"Двуречки правая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461221
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
А ТФНД 110М II
ВТФНД 110М II
СТФНД 110М II
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 6191
№ 6164
№ 6163
№ 721598
№ 721597
№ 721603
КТ=0,5
Ктт=1500/5
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
КТ=0,5
Ктт=1500/5
А J110-3
ВJ110-3
СJ110-3
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 183940
№ 188937
№ 176339
№ 721598
№ 721597
№ 721603
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
КТ=0,5
Ктт=1500/5
А J110-3
ВJ110-3
СJ110-3
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 239837
№ 239836
№ 239829
№ 721598
№ 721597
№ 721603
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
6
ТТ
ТН
330000
5
ВЛ-110
"Связь правая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461044
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
330000
6
ВЛ-110 "Связь левая"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461218
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
330000
7
ВЛ-110 "ГПП-1"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461131
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
А ТФНД-110М-II
ВТФНД-110М-II
СТФНД-110М-II
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
№ 1086
№ 1000
№ 1024
№ 721598
№ 721597
№ 721603
КТ=0,5
Ктт=1500/5
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
КТ=0,5
Ктт=1500/5
А J110-3
ВJ110-3
СJ110-3
А НКФ 110-57
ВНКФ 110-57
СНКФ 110-57
№ 183938
№ 176345
№ 186538
№ 721600
№ 721595
№ 721599
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
КТ=0,5
Ктт=1500/5
А J110-3
ВJ110-3
СJ110-3
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 239862
№ 239848
№ 239839
№ 721598
№ 721597
№ 721603
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
7
ТТ
ТН
330000
8
ВЛ-110 "ГПП-17"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461132
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
330000
9
ВЛ-110 "РП-12"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461222
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
330000
10
ВЛ-110 "РП-14"
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461219
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5678910
КТ=0,5
Ктт=1500/5
А J110-3
В J110-3
СJ110-3
№ 18654
№ 29870
№ 239859
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 721598
№ 721597
№ 721603
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
А ТФНД-110
ВТФНД-110
СТФНД-110
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 1178
№ 1147
№ 1184
№ 721598
№ 721597
№ 721603
КТ=0,5
Ктт=1500/5
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
КТ=0,5
Ктт=1500/5
А J110-3
ВJ110-3
СJ110-3
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 239668
№ 239852
№ 239860
№ 721598
№ 721597
№ 721603
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
8
ТТ
ТН
330000
11
ОВВ-110
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461216
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 77
4000
12
ЗРУ-10 кВ ячейка
«Пансионат»
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461042
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 77
3000
13
ЗРУ-10кВ ячейка «Казинка»
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461138
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
4
5
678910
А ТФНД-110
ВТФНД-110
СТФНД-110
А НКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
№ 971
№ 973
№ 970
№ 721598
№ 721597
№ 721603
КТ=0,5
Ктт=300/5
2793-71
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,6% ± 5,0%
Реактивная ± 3,0% ± 2,6%
№ 60992
-
№ 60990
А ТПЛМ-10
В-
СТПЛМ-10
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
2363-68
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-53
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 24977
-
№ 12300
А ТПЛ-10
В-
СТПЛ-10
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
1276-59
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-53
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
9
ТТ
ТН
№ 77
2000
14
ЗРУ-10кВ ячейка
«Металлургическая»
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461139
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 77
3000
15
ЗРУ-10кВ ячейка
«Первомайский»
Счетчик
EPQS 111.21.18LL
№ 461043
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=100/5
1276-59
А ТПЛ-10№ 97656
В--
СТПЛ-10№ 28005
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-53
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 58742
-
№ 58564
А ТПЛМ-10
В-
СТПЛМ-10
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
2363-68
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-53
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
25971-06
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
Примечания:
1. В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях
эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);
2. В Таблице 1 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности
Р=0,95, cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном .
3. В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при
доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87) ) и токе ТТ, равном 10 % от Iном.
4.Нормальные условия эксплуатации:
−
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
−
параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 ÷ 1,01)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 ÷ 1,2)I
н
; диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
температура окружающего воздуха: ТТ - от +15˚С до +35˚С;ТН- от +10˚С до +35˚С; счетчиков: в части активной энергии - от +21˚С до +25˚С,
в части реактивной энергии - от +18˚С до +22˚С; УСПД - от +15˚С до +25˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
10
5.Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
−
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)U
н1
; диапазон силы первичного тока (0,01 ÷ 1,2)I
н1
; коэффициент мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷
0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
температура окружающего воздуха - от
−
30˚С до +35˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для электросчетчиков:
−
параметрысети:диапазонвторичногонапряжения-(0,9÷1,1)U
н2
;диапазонсилывторичноготока-тока(0,01÷1,2)I
н2
;
диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
−
температура окружающего воздуха - от +15˚С до +30˚С;
−
относительная влажность воздуха - (40-60) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
−
параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
−
температура окружающего воздуха - от +15˚С до +30˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
6.Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием
типа АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северная» как его неотъемлемая часть.
11
Надежность применяемых в системе компонентов:
•
счетчик электрической энергии – средняя наработка на отказ не менее 120 000 ч, время
восстановления работоспособности не более 168 ч;
•
ИВКЭ – средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, время восстановления
работоспособности не более 168 ч;
•
шлюз Е-422 – средняя наработка на отказ не менее 50 000 ч;
•
УСПД - средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, среднее время восстановления
работоспособности 24 ч;
•
СОЕВ - коэффициент готовности Кг не менее 0,95, среднее время восстановления не
более 168 ч.
Установленный полный срок службы АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северная» - не менее 20 лет.
В АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северная» используются следующие виды резервирования:
- резервирование по двум интерфейсам опроса счетчиков;
- резервирование питания счетчиков, шлюзов Е-422, сервера АРМ ПС, УСПД;
-предусмотрена возможность автономного считывания измерительной информации со
счетчиков и визуальный контроль информации на счетчике;
- контроль достоверности и восстановление данных;
- наличие резервных баз данных;
- наличие перезапуска и средств контроля зависания;
- наличие ЗИП.
Регистрация событий:
•
журнал событий ИК:
-
отключение и включение питания;
-
корректировка времени;
-
удаленная и местная параметризация;
-
включение и выключение режима тестирования.
•
журнал событий ИВКЭ:
-
дата начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
-
потери и восстановления связи со счётчиками;
-
программные и аппаратные перезапуски;
-
корректировки времени в каждом счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
•
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
−
привод разъединителя трансформаторов напряжения;
−
корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора
напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
−
клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
−
промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
−
испытательная коробка (специализированный клеммник);
−
крышки клеммных отсеков счетчиков;
−
крышки клеммного отсека УСПД.
•
защита информации на программном уровне:
−
установка двухуровневого пароля на счетчик;
−
установка пароля на УСПД;
−
защитарезультатовизмеренийприпередачеинформации(возможность
использования цифровой подписи).
12
Глубина хранения информации:
•
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал
событий – не менее 35 суток;
•
ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35
суток;
•
Сервер АРМ ПС – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не
менее 4 лет.
ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической
энергии ПС 220 кВ «Северная» АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северная»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северная» определяется проектной документацией
на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Северная» проводится по документу МИ 3000-2006 «ГСИ.
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической
энергии. Типовая методика поверки».
Перечень основных средств поверки:
−
трансформаторынапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-88
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»,
МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 … 330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
−
трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
−
cчетчики EPQS – в соответствии с методикой поверки РМ 1039597-26:2002 «Счетчики
электрической энергии многофункциональные EPQS», утвержденной Государственной службой
метрологии Литовской Республики.;
−
средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи
данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки».
АВБЛ.468212.041 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
−
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
−
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS).
Межповерочный интервал - 4 года.
НОРМАТИВНЫЕИТЕХНИЧЕСКИЕДОКУМЕНТЫ
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323–2005 (МЭК 62053-22:2003) «Статические счетчики активной энергии классов
точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425–2005 (МЭК 62053-23:2003) «Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 44200-10 | Система измерений количества и показателей качества широкой фракции легких углеводородов (СИК ШФЛУ) | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 1 год | Перейти |
| 62636-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Шарыповская" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 65432-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Власиха" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 72874-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергопрогноз" (ООО "Самарские коммунальные системы") | Нет данных | ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 67010-17 | Система измерений количества и показателей качества нефти АО "Татех" при НПС-1 ООО "ППН-Сервис" | Нет данных | ООО "Татинтек", г.Альметьевск | 1 год | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений