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 (АИИС КУЭ) ВЛ-110 кВ Тарко-Сале - НПС "Пур-Пе" Нет данных, ГРСИ 47330-11
Номер госреестра:
47330-11
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ВЛ-110 кВ Тарко-Сале - НПС "Пур-Пе"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Велес", г.Среднеуральск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 0001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 43368
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ВЛ-110 кВ Тарко-Сале – НПС «Пур-Пе»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ВЛ-110 кВ Тарко-Сале – НПС «Пур-Пе» (далее - АИИС КУЭ)
предназначенадляизмеренияактивнойиреактивнойэнергии,атакжедля
автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные
данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительные каналы (ИК), включающие в себя измерительные
трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные
трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и
реактивной электроэнергии Trial А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части
активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии),
вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие 2
измерительных канала системы по количеству точек учета электроэнергии.
Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для
хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по
активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же
запрограммированных параметров.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации
времени и коммутационное оборудование.
УСПД типа ЭКОМ-3000 обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет и архивирование
результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко
времени, передачу этой информации в ИВК. Полученная информация накапливается в
энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет
не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при
конфигурировании УСПД.
уровень
Сетевая
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот
обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная
Компания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.
лист № 2
всего листов 9
ИВК состоит из ЦСОД (центр сбора и обработки данных) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД
филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири, а также устройства синхронизации
времени в каждом ЦСОД, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для
организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к
информации и специализированное программное обеспечение (СПО) «Метроскоп».
К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключен
АРМ персонала.
Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ
ПС.
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.
Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока,
имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи
трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на
вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные
резистивныеделителиподается непосредственно наизмерительнуюмикросхему
.
Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по
каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет
различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной
микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и
реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной
информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер
осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на
выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение
максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение
мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно и может
составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств
измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» автоматически
опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по сетям спутниковой связи VSAT
(основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по
резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM в ЦСОД
филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Между ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД
филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири происходит автоматическая репликация
данных по сетям единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ).
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные
данные в базу данных (БД) сервера БД ИВК ОАО «ФСК ЕЭС». В сервере БД ИВК ЦСОД
ОАО «ФСКЕЭС» информацияорезультатахизмеренийприращенийпотребленной
электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не
менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически
сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС»
автоматическиформируетфайлотчетасрезультатамиизмеренийприпомощи
СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную
автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в
филиал «СО ЕЭС» - Тюменское РДУ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с
доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
лист № 3
всего листов 9
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) выполняет законченную функцию
измерений времени и формируется на всех уровнях системы.
Контроль времени в ИК ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе
опроса (один раз в 30 минут), синхронизация времени выполняется автоматически в случае
расхождения времени в счетчике и УСПД на величину более ± 1 секунды.
Синхронизация системного времени УСПД выполняется автоматически, через
встроенный в УСПД GPS-приемник. В комплект GPS-приемника входит антенна и антенный
кабель.
В ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири и ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» также используется
устройствосинхронизациивремениУССВ-35HVS,котороеподключаетсяк
коммуникационному серверу по интерфейсу RS-232. Синхронизация системного времени
серверов ИВК выполняется автоматически по сигналам УССВ-35HVS на величину более ± 1
секунды.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ВЛ-110 кВ Тарко-Сале – НПС «Пур-Пе»
обеспечивает измерение времени в системе с погрешностью не хуже нормированного значения ±
5 секунд.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и
организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах,
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
корректировке.
Программное обеспечение
Наименование
программного
обеспечения
Таблица 1. Идентификационные данные специализированного программного обеспечения
(далее – СПО), установленного в ИВК ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС»
обеспечения
(идентификаци
онный номер)
Идентификационно
Номер версии
е наименование
программного
программного
обеспечения
Алгоритм
Цифровой идентификаторвычисления
программного обеспеченияцифрового
(контрольная сумма идентификатор
исполняемого кода) а программного
обеспечения
КУЭ) ЕНЭС1.00MD5
СПО (АИИС
СПО (АИИС КУЭ)289аа64f646cd3873804db5fb
(Метроско
п
)
ЕНЭС (Метроскоп) d653679
·
Комплекс измерительно-вычислительный АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК
АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), включающий в себя СПО внесен в Госреестр СИ
РФ под № 45048-10;
·
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2,
нормированы с учетом СПО;
·
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого
носителя. Уровень защиты – «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
лист № 4
всего листов 9
Номер ИК, код
точки измерений
Ктт = 200/5
Ксч = 1
A1802RALXQ-P4GВ-
DW-4
Ктт = 200/5
Ксч = 1
A1802RALXQ-P4GВ-
DW-4
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и
передачи данных УСПД ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-04, зав. № 07050885) и Комплекса измерительно-вычислительный АИИС КУЭ
ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10).
Таблица 2. Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Канал измеренийСостав измерительного канала
Метролог
и
ческ
и
е
характеристики
Основная
в рабочих
огрешностусловиях
(±δ) %
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Вид СИ,
коэффициент
№ Госреестра СИ
поверке
Относительная
класс точности,
от
н
оси
т
ельная п
огрешность
ИК
трансформации, Обозначение, тип
Заводской п
ИК, (±δ) %
ь
э
к
с
п
луатаци
и
,
номер
Ктт
i
Ктн
i
Ксч
Наименование
измеряемой величины
Вид энергии
или свидетельства о
сos φ = 0,87сos φ = 0,5
sin φ = 0,5 sin φ = 0,87
КТ = 0,2SА ТРГ-110II*4696
ТТ
ТН
ВТРГ-110II*4700
СТРГ-110II*4698
АНКФ-110-5710836
ВНКФ-110-5713775
СНКФ-110-5710877
КТ = 0,2S/0,5
КТ = 0,5
1
Ктн=110000:√3/100:√3
ВЛ-110 кВ Тарко-Сале
– НПС «Пур-Пе» - 1
Счетчик
01224439
44000
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная± 1,2 %± 2,2 %
Реактивная± 2,7 %± 2,1 %
КТ = 0,2S
ТТ
ТН
А ТРГ-110II*4695
ВТРГ-110II*4697
СТРГ-110II*4699
АНКФ-110-5713738
ВНКФ-110-5713782
СНКФ-110-5713108
КТ = 0,2S/0,5
КТ = 0,5
2
Ктн=110000:√3/100:√3
ВЛ-110 кВ Тарко-Сале
– НПС «Пур-Пе» - 2
Счетчик
01224438
44000
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная± 1,2 %± 2,2 %
Реактивная± 2,7 %± 2,1 %
лист № 5
всего листов 9
Примечания:
1. В Таблице 2 приведены метрологические характеристики ИК для измерения
электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности Р = 0,95;
2. Нормальные условия:
− параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
− параметры сети: диапазон напряжения (0,98
¸
1,02)Uн; диапазон силы тока
(1,0 ÷ 1,2)Iн; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) – 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха: ТТот 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 (100±4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)Uн1; диапазон силы
первичного тока (0,01(0,02) ÷ 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87);
частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха от минус 30°С до 35°С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
− параметры сети: диапазон вторичного напряжения(0,9 ÷ 1,1)Uн2; диапазон силы
вторичного тока (0,01 ÷ 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5÷1,0 (0,6 ÷
0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
− относительная влажность воздуха (40-60) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа
4.Измерительныеканалывключаютизмерительныетрансформаторытокапо
ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики
электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической
энергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в
установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ
ВЛ-110 кВ Тарко-Сале – НПС «Пур-Пе» как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 – не
менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
лист № 6
всего листов 9
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- журнал УСПД:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным
данным для различных групп пользователей.
Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты – С.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора 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 при
отключении питания: для счетчиков типа Альфа А1800 – не менее 30 лет;
- ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее
35 суток;
- ИВК – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не менее
3,5 лет.
лист № 7
всего листов 9
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ВЛ-110 кВ Тарко-Сале – НПС «Пур-Пе» типографическим
способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ВЛ-110 кВ Trial-Сале – НПС «Пур-Пе» определяется
проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация
на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ВЛ-110 кВ Тарко-Сале – НПС «Пур-Пе» представлена в
таблице 3.
Наименование (обозначение) изделия
Кол. (шт)
Трансформатор напряжения НКФ-110-57
2
Устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000
УССВ-35HVS
ИВК ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС»
ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири
Методика поверки
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ ВЛ-110 кВ Тарко-Сале – НПС «Пур-Пе»
Трансформаторы тока элегазовые ТРГ-110II*
6
6
Счетчик электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа А1800
1
2
1
1
1
1
1
Поверка
Осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ВЛ-110 кВ Тарко-Сале – НПС «Пур-Пе».
Методика поверки», согласованной с ВНИИМС в июне 2011 года.
Перечень основных средств поверки:
−
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
лист № 8
всего листов 9
−
Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ.
Трансформаторынапряжения.Методикаповерки»и/илиМИ2845-2003
«Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3…35 кВ. Методика поверки на
месте эксплуатации»;
−
Счетчик Альфа А1800 – в соответствии с документом мп-2203-0042-2006
«Счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазныемногофункциональные
Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им.
Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
−
УСПД ЭКОМ-3000 – в соответствии с документом «ГСИ. Программно-
технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99»,
утвержденным УНИИМ (декабрь 1999 г.). Поверку каналов аналогового вывода
проводят в соответствии с МИ 1991-89 «ГСИ. Калибраторы и преобразователи
измерительные цифрового кода в постоянное электрическое напряжение и ток.
Методика поверки»;
−
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств
измерений 27008-04;
−
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
−
термогигрометрCENTER(мод.314):диапазон измеренийтемпературы от
-20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности
от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе 3832-125-АУ ИЭ «Автоматизированная
информационно-измерительнаясистемакоммерческогоучетаэлектроэнергииЕдиной
национальной электрической сети на АИИС КУЭ ВЛ-110 кВ Тарко-Сале – НПС «Пур-Пе»
филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Инструкция по эксплуатации КТС».
системе
учета
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии ВЛ-110 кВ Тарко-Сале – НПС «Пур-Пе»
ГОСТ 22261-94«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии
классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ ГОСТ 34.601-90«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
3832-125-АУ ИЭ «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого
учета электроэнергии Единой национальной электрической сети на АИИС
КУЭ ВЛ-110 кВ Тарко-Сале – НПС «Пур-Пе» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» -
МЭС Западной Сибири. Инструкция по эксплуатации КТС».
лист № 9
всего листов 9
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель:
Общество с ограниченной ответственностью «Велес» (ООО «Велес»)
Юридический адрес:
624071, Россия, Свердловская область, г. Среднеуральск, ул. Строителей, д.8, оф.53
Почтовый адрес:
624071, Россия, Свердловская область, г. Среднеуральск, ул. Бахтеева, 25А-60
тел./факс: +79022749085/-
Испытатель:
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва
ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495) 437-55-77
Аттестат аккредитации государственного центра испытаний № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииВ.Н. Крутиков
М.п.«____»_____________2011 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 62188-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро" | Нет данных | ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро", г.Ставрополь | 4 года | Перейти |
| 61492-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Лужская" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 40705-09 | Система автоматизированная учета собственного потребления электроэнергии Нововоронежской АЭС | Нет данных | ЗАО "ВНИИЭФ-Энергия", г.Саров | 4 года | Перейти |
| 46644-11 | Система измерительная со стандартным сужающим устройством на базе комплекса измерительно-вычислительного CENTUM модели CS3000R3 | Нет данных | НПЗ ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск | 2 года | Перейти |
| 79772-20 | Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН "Тананыкская" ПАО "Оренбургнефть" | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие ОЗНА - Инжиниринг" (ООО "НПП ОЗНА - Инжиниринг"), Республика Башкортостан, 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