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 электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД" Нет данных, ГРСИ 45970-10
Номер госреестра:
45970-10
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 41649
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1975 от 26.12.2016 г.)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД» (далее - АИИС
КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности,
потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами,
сбора, хранения и обработки полученной информации.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии
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 в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов
измерений;
-предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных
о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников
оптового рынка электроэнергии;
-обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (опломбирование,
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).
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746;
напряжения (ТН), соответствующие ГОСТ 1983; счётчики активной и реактивной электроэнер-
гии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05, соответствующие ГОСТ Р 52323 и ГОСТ 30206
для активной энергии; ГОСТ Р 52425 и ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии
установленные на объектах, указанных в таблице 2 (12 точек измерений). Типы и классы
точности, применяемых счетчиков электроэнергии, измерительных трансформаторов тока
и напряжения, указаны в таблице 2.
2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «СИКОН С70».
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, серверы сбора данных, серверы баз данных (БД) АИИС КУЭ,
устройства синхронизации системного времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места
персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) Пирамида 2000.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Лист № 2
Всего листов 9
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 и напряжения электрического тока 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 по проводным линиям связи поступает на входы
УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача
накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение
информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьемуровне системывыполняетсядальнейшаяобработка
измерительнойинформации,вчастности,формированиеи хранениепоступающей
информации, оформление справочныхи отчетныхдокументов.Передача данных
в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным
субъектам, осуществляется с ИВК, в том числе АРМ энергосбытовой компании через каналы
связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов,
в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта
оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии
и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройством
синхронизации системного времени на основе УСВ-2, синхронизирующего собственное
системное время по сигналам поверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника,
входящего в состав УСВ-2. Время серверов, установленных в основном и резервном
ЦСОИООО«ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД»,синхронизированосвременемУСВ-2,
синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения.
Время УСПД синхронизируется с временем сервера, синхронизация осуществляется
один раз в сутки, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с
временем УСПД производится каждый сеанс связи со счетчиками (один раз в 30 минут).
Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем «СИКОН С70» при
наличие расхождения ±1 с, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени
не превышает ±5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии,
отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств
и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент,
непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО Пирамида 2000 версии 1.1.0.0, 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.
Лист № 3
Всего листов 9
Значение
Пирамида 2000. Web-
доступ
Пирамида 2000. Межсер-
верный обмен
Система разграничения
прав пользователей
20.02/2010/Д-02
20.02/2010/Д-03
20.02/2010/Д-01
MD5
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификаци-
онные признаки
Идентифика-
Сервер
ционное наиме-Пирамида 2000 АРМ
Пирамида 2000.
нование ПО
Номер версии
(идентифика-
d942a4551f24cf30de67
53c10e0cd83c
6a26f03dc5a007fafa81acb67a
d4de48
ef7e6d062e4414eee0d8c
165429043e9
ционный номер)
10.05/200520.02/2010/С-512
ПО
Цифровой иден-98ede872faca0b59911fd0fce721a912f58d466
тификатор ПО 24ac98a46c d7116b801d6bc6
Алгоритм
вычисления
цифрового иден-
тификатора ПО
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000»,
внесены в Госреестр № 21906-01
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки
измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных
(тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков
и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Состав измерительного канала
Номер ИК
Наименование
объекта
ТТТНСчетчик
Вид электро-
УСПД
энергии
в рабочих
Метрологические
характеристики ИК
Основная по-
Погрешность
грешность, %
условиях, %
ГНПС-1 (учет на стороне ПС «Тайшет»)
ТВЭ-35
Коэф. тр.600/5
Кл.т. 0,2
ЗНОМ-35-65
Коэф. тр. 35000/√3:100/√3
Кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Активная±1,1±3,0
Реактивная±2,6±4,6
ПС 500/110/35 кВ
«Тайшет» ОРУ-35 кВ
1отходящий фидер в сто-
рону ГНПС №1 «Тай-
шет» 1 сш 35 кВ
ПС 500/110/35 кВ
«Тайшет» ОРУ-35 кВ
2отходящий фидер в сто-
рону ГНПС №1 «Тай-
шет» 2 сш 35 кВ
ТВЭ-35
Коэф. тр.600/5
Кл.т. 0,2
ЗНОЛ-35 III
Коэф. тр. 35000/√3:100/√3
Кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
СИКОН С70
Активная±1,1±3,0
Реактивная±2,6±4,6
НПС-4 «Речушка»
3
ТСН-1 Шкаф СН Т41
ОПУ 0,4 кВ
-
ПСЧ-4ТМ.05.16
Кл.т. 0,5S/1,0
Активная±1,0±3,2
Реактивная±2,4±5,1
4
ТСН-2 Шкаф СН Т42
ОПУ 0,4 кВ
-
Активная±1,0±3,2
Реактивная±2,4±5,1
5
3РУ-10кВ Ввод 1
яч. 3
СЭТ-4ТМ.03М.04
Кл.т. 0,2S/0,5
Активная±1,1±3,0
6
3РУ-10кВ Ввод 2
яч. 27
ТШП-0,66
Коэф. тр. 300/5
Кл.т. 0,5
ТШП-0,66
Коэф. тр. 300/5
Кл.т. 0,5
Т-0,66
Коэф. тр. 300/5
Кл.т. 0,5
ТЛП-10
Коэф. тр. 3000/5
Кл.т. 0,5
ТЛП-10
Коэф. тр. 3000/5
Кл.т. 0,5
ЗНОЛ.06-10
Коэф. тр. 10000/√3:100/√3
Кл.т. 0,5
ЗНОЛ.06-10
Коэф. тр. 10000/√3:100/√3
Кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03М.04
Кл.т. 0,2S/0,5
ПСЧ-4ТМ.05.16
Кл.т. 0,5S/1,0
СИКОН С70
Реактивная ±2,6 ±4,6
Активная ±1,1 ±3,0
Реактивная±2,6±4,6
Лист № 5
Всего листов 9
-
-
Продолжение таблицы 2
Метрологические
характеристики ИК
Номер ИК
Наименование
объекта
ТТ
Состав измерительного канала
Вид электро-
энергии
ТНСчетчикУСПД
в рабочих
7ТСН №1 Ввод 0,4 кВ
Основная по-
Погрешность
грешность, %
условиях, %
±0,9±2,9
8ТСН №2 Ввод 0,4 кВ
Т-0,66 М У3
Коэф. тр. 50/5
Кл.т. 0,5
Т-0,66 М У3
Коэф. тр. 50/5
Кл.т. 0,5
СИКОН С70
±2,2 ±4,4
±0,9 ±2,9
±2,2±4,4
СЭТ-4ТМ.03.08
Активная
Кл.т. 0,2S/0,5
Реакти
в
ная
СЭТ-4ТМ.03.08
Активная
Кл.т. 0,2S/0,5
Реакти
в
ная
НПС-17 «Алдан»
9
ПС 220/10 кВ НПС-17
Ввод-1 220 кВ
ТФЗМ 220Б-III
Коэф. тр. 200/5
Кл.т. 0,2S
НАМИ-220 УХЛ1
Коэф. тр. 220000/√3:100/√3
Кл.т. 0,2
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Активная±0,6±1,5
10
ПС 220/10 кВ НПС-17
Ввод-2 220 кВ
ТФЗМ 220Б-III
Коэф. тр. 200/5
Кл.т. 0,2S
НАМИ-220 УХЛ1
Коэф. тр. 220000/√3:100/√3
Кл.т. 0,2
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
СИКОН С70
Реактивная±1,2±2,8
Активная±0,6±1,5
Реактивная±1,2±2,8
НПС-21 «Сковородино»
11
ОРУ-110 кВ
Ввод №1 110 кВ (Т1)
ТФМ-110-II
Коэф. тр. 300/5
Кл.т. 0,2S
НАМИ-110 УХЛ1
Коэф. тр. 110000/√3:100/√3
Кл.т. 0,2
Активная±1,1±3,0
12
ОРУ-110 кВ
Ввод №2 110 кВ (Т2)
ТФМ-110-II
Коэф. тр. 300/5
Кл.т. 0,2S
НАМИ-110 УХЛ1
Коэф. тр. 110000/√3:100/√3
Кл.т. 0,2
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
СИКОН С70
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Реактивная ±2,6 ±4,6
Активная ±1,1 ±3,0
Реактивная±2,6±4,6
Лист № 6
Всего листов 9
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98
¸
1,02) Uном; ток (1
¸
1,2) Iном, cos
j
=0,9 инд.;
температура окружающей среды (20
±
5)
°
С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9
¸
1,1) Uном; ток (0,05
¸
1,2) Iном (для ИК 3-6, 9, 10 ток
(0,02
¸
1,2) Iном); 0,5 инд.
£
cos
j£
0,8 емк.
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов
от минус 40 до плюс 50 °С,
для счетчиков от минус 40 до плюс 60 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С,
для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983,
счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 и ГОСТ 30206 в режиме измерения активной
электроэнергии и ГОСТ Р 52425 и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
(см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же,
как у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на УСПД того же утвержденного
типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ
не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восста-
новления работоспособности tв = 2 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД;
Лист № 7
Всего листов 9
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность trial информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений - 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора - 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД «СИКОН С70» - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электро-
энергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -45
суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет.
- сервер - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств
измерений - не менее 3,5 года.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-
ную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности
(АИИС КУЭ) ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД» типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
12
Трансформатор тока ТВЭ-35
Трансформатор тока ТШП-0,66
Трансформатор тока Т-0,66
Трансформатор тока Т-0,66 М У3
Трансформатор тока ТЛП-10
Трансформатор тока ТФЗМ 220Б-III
Трансформатор тока ТФМ-110-II
Рег. №
3
13158-04
15173-06
22656-07
36382-07
30709-08
26006-06
53622-13
Количество, шт.
4
6
5
1
6
6
6
6
Лист № 8
Всего листов 9
СЭТ-4ТМ.03
СЭТ-4ТМ.03.08
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03М.04
ПСЧ-4ТМ.05.16
УСВ-2
СИКОН С70
2
ЗНОЛ-35 III
ЗНОМ-35-65
ЗНОЛ.06-10
НАМИ-220 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
3 4
21257-06 3
912-07 3
3344-08 6
20344-05 6
24218-08 6
27524-045
27524-042
36697-081
36697-082
27779-042
41681-092
28822-054
Продолжение таблицы 3
1
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энер-
гии многофункциональный
Счётчик электрической энер-
гии многофункциональный
Счётчик электрической энер-
гии многофункциональный
Счётчик электрической энер-
гии многофункциональный
Счётчик электрической энер-
гии многофункциональный
Устройство синхронизации
времени
Устройство сбора и передачи
данных (УСПД)
Программное обеспечение
Методика поверки
Формуляр
Пирамида 2000
--
-1
-1
-1
Поверка
осуществляется по документу МП 45970-10 «Система автоматизированная информационно-
измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергииимощности(АИИСКУЭ)
ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2010 года.
Основные средства поверки:
-
трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения
без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии
многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1;
-
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии
многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05. Методика поверки» ИЛГШ.411152.126 РЭ1;
-
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки «Счетчик электрической энергии
многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методикаповерки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
-
УСПД «СИКОН С70» - по методике поверки «Контроллеры сетевые индустриальные.
СИКОН С70. Методика поверки» ВЛСТ 220.00.000 И1;
-
устройства синхронизации времени УСВ-2 - по методике поверки «Устройство
синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки» ВЛСТ 237.00.000 МП
Лист № 9
Всего листов 9
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом
и (или) оттиска клейма поверителя.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием системы автоматизированной коммерческого учета электроэнер-
гии(мощности)ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД»(ФР.1.34.2010.09028),аттестованной
ФГУП «ВНИИМС».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности
(АИИС КУЭ) ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД»
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество Инженерно-техническая фирма «СИСТЕМЫ И
ТЕХНОЛОГИИ» (ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»)
ИНН 3327304235
Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, 8, а/я 14
Тел.: (4922) 33-67-66
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Тел./факс: 8 (495) 437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 81300-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "УК "Разрез Степной" | - | Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир | 4 года | Перейти |
| 52440-13 | Подсистема измерительная автоматизированная диспетчерского контроля и управления АСДКУ РСВ расхода воды 1-го и 2-го подъемов | Нет данных | Рублевская станция водоподготовки ПУ "Мосводоподготовка" МГУП "Мосводоканал", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 32259-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Марийская региональная генерирующая компания" | Нет данных | ООО "Регионторгинвест", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 34458-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Сибнефтепровод". Измерительно-информационный комплекс НПС "Аремзяны-3" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 36922-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Красноярскэнерго" филиал "Северные электрические сети" (АИИС КУЭ ОАО "Красноярскэнерго" филиал "Северные ЭС") | Нет данных | ОАО "Красноярскэнерго", г.Красноярск | 4 года | 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