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 220/35/10 кВ "Кировка" - АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ "Кировка" Нет данных, ГРСИ 42195-09
Номер госреестра:
42195-09
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/35/10 кВ "Кировка" - АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ "Кировка"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Метростандарт", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ ЕМНК.466454.030-394
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников
ОРЭ (1 раз в сутки);
−
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 220/35/10 кВ «Кировка» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,5; 10; 3, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2;
0,5 и cчетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800
класса 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 RTU-325, блок бесперебойного
питания;
−
устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-
приемника (в составе УСПД RTU-325).
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 220/35/10 кВ «Кировка» в состав
ИВКЭ входит УССВ на базе GPS приемника. УССВ осуществляет прием сигналов точного
времени и синхронизацию времени в УСПД.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ «Кировка»
осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК
производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и УССВ на
2
3
значение более 2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС
производится также УССВ при расхождении значений времени в этих устройствах и УССВ
на значение более 2 с.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ «Кировка» обеспечивает
измерение времени в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью
технических и организационных мероприятий.
4
Канал
измерений
Состав измерительного канала
Доверительные границы
относительной погрешности
результата измерений
количества активной и
реактивной электрической
энергии и мощности при
доверительной вероятности
Р=0,95:
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
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
№ 01156858
Активная
Реактивная
не нормируется
*
не нормируется
*
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Метрологические
характеристики
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
78
9
10
ТТ
ТН
4
АТДВ-35
ВТДВ-35
СТДВ-35
АЗНОМ-35-65У1
ВЗНОМ-35-65У1
СЗНОМ-35-65У1
56
№ 20623 (фаза А)
№ 20623 (фаза В)
№ 20623 (фазаС)
№ 1218405
№ 1198540
№ 1338467
14000
1
ВЛ-35кВ Крыловка
Счетчик
12 3
КТ=10
Ктт=200/5
4462-74
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
26452-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
5
ТТ
ТН
10500
2
ВЛ-35кВ Павло- Федоровка
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156915
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
10500
3
ВЛ-35кВ Руновка
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156926
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
21000
4
ВЛ-35кВ Уссури
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156861
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
А ТВ-35-IIУ2
ВТВ-35-IIУ2
СТВ-35-IIУ2
А ЗНОМ-35-65У1
ВЗНОМ-35-65У1
СЗНОМ-35-65У1
№ КИПА-А
№ КИПА-В
№ КИПА-С
№ 1218405
№ 1198540
№ 1338467
КТ=10
Ктт=150/5
2363-68
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
26452-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
А ТДВ-35
ВТДВ-35
СТДВ-35
А ЗНОМ-35-65У1
ВЗНОМ-35-65У1
СЗНОМ-35-65У1
№ 20761 (фаза
№ 20761 (фаза
№ 20761 (фаза
№ 1218405
№ 1198540
№ 1338467
КТ=10
Ктт=150/5
4462-74
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
26452-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
А ТВ-35/10
ВТВ-35/10
СТВ-35/10
А ЗНОМ-35-65У1
ВЗНОМ-35-65У1
СЗНОМ-35-65У1
№ 231-А
№ 231-В
№ 231-С
№ 1218405
№ 1198540
№ 1338467
КТ=3
Ктт=300/5
19720-00
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
26452-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
6
ТТ
ТН
21000
5
ВЛ-35кВ Шмаковка
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156914
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
№ 2584
3000
6
ф1 "Комаровка"
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156917
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 0,9%
± 2,0%
± 5,0%
± 2,3%
ТТ
ТН
№ 2853
3000
7
ф10 "Авдеевка"
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156856
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 0,9%
± 2,0%
± 5,0%
± 2,3%
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
А ТВ-35/10
ВТВ-35/10
СТВ-35/10
А ЗНОМ-35-65У1
ВЗНОМ-35-65У1
СЗНОМ-35-65У1
№ 328-А
№ 328-В
№ 328-С
№ 1218405
№ 1198540
№ 1338467
КТ=3
Ктт=300/5
19720-00
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
26452-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
№ 471
-
№ 105
А ТПЛ-10
В-
СТПЛ-10
А
ВНАМИ-10 У2
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-05
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
№ 918
-
№ 1825
А ТПЛ-10
В-
СТПЛ-10
А
ВНАМИ-10 У2
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-05
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
7
ТТ
ТН
№ 2584
2000
8
ф2 "Увальное"
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156916
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2584
2000
9
ф3 "Преображенка"
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156767
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2939
2000
10
ф4 "Резерв"
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156766
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=100/5
1276-59
А ТПЛ-10№ 62680
В--
СТПЛ-10№ 33354
А
ВНАМИ-10 У2
С
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 47898
-
№ 37402
А ТПЛ-10
В-
СТПЛМ-10
А
ВНАМИ-10 У2
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
1276-59
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 29
-
№ 132
А ТПЛ-10
В-
СТПЛ-10
А
ВНАМИ-10 У2
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473-05
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
8
ТТ
ТН
№ 2939
4000
11
ф5 "ЦРБ"
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156854
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2939
3000
12
ф6 "Котельная"
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156769
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 2853
4000
13
ф7 "Кир. АЗС"
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156855
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=200/5
1276-59
А ТПЛ-10№ 3766
В--
СТПЛ-10№ 10303
А
ВНАМИ-10 У2
С
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 1252
-
№ 6840
А ТПЛ-10
В-
СТПЛ-10
А
ВНАМИ-10 У2
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-05
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
№ 36921
-
№ 4694
А ТПЛ-10
В-
СТПЛ-10
А
ВНАМИ-10 У2
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
1276-59
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
9
ТТ
ТН
№ 2853
3000
14
ф9 "Уссурка"
Счетчик
A1802RALQ-P4GB-DW-4
№ 01156768
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-05
А ТПЛ-10№ 22010
В--
СТПЛ-10№ 035
А
ВНАМИ-10 У2
С
КТ=0,2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
31857-06
Активная ± 0,9% ± 5,0%
Реактивная ± 2,0% ± 2,3%
* Данный канал является информационным.
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 trial «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.
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:
10
−
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 220/35/10 кВ «Кировка» 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 220/35/10 кВ «Кировка» - не менее 20
лет.
В АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ «Кировка» 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.
(возможность
•
защита информации на программном уровне:
−
установка двухуровневого пароля на счетчик;
−
установка пароля на УСПД;
−
защитарезультатовизмеренийприпередачеинформации
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 220/35/10 кВ «Кировка» АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ «Кировка»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ «Кировка» определяется проектной
документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ «Кировка» 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»;
−
счетчики типа Альфа А1800 – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика
поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
−
средства поверки УСПД в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-
программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика
поверки.», утвержденному ГЦи СИ ВНИИМС в 2003 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 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 26519-04 | Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП "Хмелевка" ОАО "Белкамнефть" | Нет данных | ОАО "Белкамнефть", г.Ижевск | 5 лет | Перейти |
| 62028-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Могоча" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 65597-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10/0,4 кВ Омутнинск | Нет данных | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 38506-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Хлебный дом" производство "Муринское" - ТП 9252/9253 | Нет данных | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 29422-05 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1201 ОАО "Нефтяная Компания "Роснефть" | Нет данных | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | 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