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 ООО "НИОСТ" Нет данных, ГРСИ 47896-11
Номер госреестра:
47896-11
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "НИОСТ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Научно-исследовательская организация "Сибур-Томскнефтехим" (НИОСТ), г.Томск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 9234244281
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 44028
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии ООО «НИОСТ»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «НИОСТ» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной
и реактивной электрической энергии, времени; сбора, обработки, хранения и передачи ин-
формации; формирования отчетных документов.
Описание средства измерений
Конструктивно АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровне-
вую измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерений активной и реактивной электрической энергии.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1) первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измере-
ний, выполняющие функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной
электрической энергии и включающие в себя:
– измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5;
– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5;
– счетчики электрической энергии трехфазные статические «МЕРКУРИЙ 230» (счет-
чики) класса точности 0,5S при измерении активной энергии и 1,0 – реактивной энергии;
– вторичные электрические цепи;
2) второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий
в себя технические средства приёма-передачи, сервер и автоматизированное рабочее место
(АРМ) оператора с установленным программным комплексом «Энергосфера».
ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИ-
ИС КУЭ. Структурная схема АИИС КУЭ приведена на рисунке 1.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
-
измерение тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической
энергии;
-
вычисление нарастающим итогом активной и реактивной электрической энергии за
учетный период;
-
периодический или по запросу автоматический сбор от отдельных точек учета
привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений
электрической энергии с заданной дискретностью учета;
-
хранение результатов измерений, данных о состоянии средств измерений АИИС
КУЭ в специализированной базе данных в течение 3,5 лет;
-
формирование и передача в автоматическом режиме отчетных документов, в том
числе файлов в XML-формате, в ОАО «Сибурэнергоменеджмент», ООО «Томскнефтехим»;
-
защита на программном уровне при передаче результатов измерений с
использованием электронной цифровой подписи;
-
защита оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях;
-
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств АИИС КУЭ;
-
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
ведение системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ.
лист № 2
всего листов 9
Рисунок 1 – Структурная схема АИИС КУЭ
Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения
контролируемого присоединения АИИС КУЭ с использованием измерительных трансформа-
торов тока и напряжения, масштабном преобразовании в аналоговые унифицированные сиг-
налы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счётчиков. В счетчиках осу-
ществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой
код и математическая обработка с вычислением тридцатиминутных приращений активной и
реактивной электрической энергии.
Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии с
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, служебная информация в виде цифрового
кода передаются в базу данных сервера. Связь между счетчиками и сервером осуществляется
по интерфейсу RS-485, телефонным линиям и каналу сотовой связи. Сервер осуществляет ав-
томатизированный сбор, отображение и хранение результатов измерений электрической энер-
гии; вычисление нарастающим итогом электрической энергии за учетный период по отдель-
ным точкам учета; формирование и передачу отчетных документов.
Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных (БД) на сервере (ото-
бражение и вывод на печать результатов измерений электрической энергии), осуществляется с
АРМ оператора с использованием программы «АРМ Энергосфера», входящей в состав про-
лист № 3
всего листов 9
граммного комплекса (ПК) «Энергосфера». Для связи сервера и АРМ оператора используется
канал связи Ethernet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей
в свой состав устройство синхронизации времени на основе GPS-синхронизатора времени для
персонального компьютера СТ-1, счетчики и ИВК. СОЕВ выполняет измерение времени и
обеспечивает синхронизацию времени компонентов ИК АИИС КУЭ – счетчиков, сервера и
АРМ оператора. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По ре-
зультатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществля-
ется вычисление приращений электрической энергии.
Устройство синхронизации времени с помощью GPS-синхронизатора один раз в час
осуществляет привязку к шкале координированного времени государственного первичного
эталона Российской Федерации UTC (SU) и формирует собственную шкалу времени. Сервер
один раз в 10 мин осуществляет синхронизацию внутренних часов счетчика. Корректировка
времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения с временем сервера бо-
лее 2 с. Сервер один раз в час осуществляет корректировку времени АРМ оператора. Журна-лы
событий счетчика отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение в
секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предше-
ствующий корректировке.
Пломбирование компонентов АИИС КУЭ от несанкционированного доступа осуще-
ствляется в соответствии с технической документацией (рисунок 2).
Рисунок 2 – Места установки пломб на технические средства АИИС КУЭ
Программное обеспечение
На сервере и АРМ оператора установлено системное и прикладное программное
обеспечение (ПО). Прикладное ПО – программный комплекс «Энергосфера», который входит
в состав комплекса программно-технического измерительного ЭКОМ, зарегистрированного в
Государственном реестре средств измерений утвержденных типов под номером 19542-05.
Структура и выполняемые функции программ, входящих в состав ПК «Энергосфера»,
приведены в таблице 1.
лист № 4
всего листов 9
Функции, выполняемые программой ПК «Энергосфера»
Таблица 1
Наименование
программы
Программы метрологически значимой части ПК «Энергосфера»
1 Сервер опроса
2 Редактор рас-
четных схем
3 АРМ Энерго-
сфера
Автоматизированный сбор данных
Настройка структуры точек учета, настройка и отображение свойств изме-
рительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков
Отображение результатов измерений, отчетов, журналов событий, окна
мнемосхемы, формирование отчетных документов
Программы метрологически незначимой части ПК «Энергосфера»
4 Консоль адми-
нистратора
5 Центр экспор-
та/импорта
6 Менеджер ли-
цензий
Конфигурирование и настройка параметров счетчиков и сервера, синхро-
низации времени счетчиков, формирование и отображение журнала собы-
тий сервера, резервирование и восстановление данных
Формирование и передача в автоматическом режиме в центры сбора фай-
лов в XML-формате. Прием сообщений о статусе переданных данных
Предоставление информации и проверка разрешений (лицензии) на ис-
пользование программ ПК «Энергосфера»
Разделение ПК «Энергосфера» на метрологически значимую и незначимую части вы-
полнено на «высоком» уровне по классификации МИ 3286-2010. Программы, входящие в со-
став ПК «Энергосфера», не оказывают влияния на метрологические характеристики измери-
тельных каналов АИИС КУЭ.
Идентификация выполняется по команде оператора. Идентификационные данные
программ метрологически значимой части ПК «Энергосфера», установленных на сервере,
приведены в таблице 2. Проверка номера версии осуществляется через интерфейс пользовате-
ля с использованием программы «Менеджер программ» или окна «О программе». Вычисле-
ние значений хэш-кода по алгоритму MD5 выполняется для программ метрологически значи-
мой части ПК «Энергосфера».
Идентификаци-
мы
ние програм-сии про-вого идентифи-
Таблица 2
Алгоритм вы-
Наименова-
онное наимено-
Номер вер-
Цифровой идентификатор программы
числения цифро-
мы
вание програм-
грам
м
ы
(хэш-код исполняемого кода)
к
ат
о
ра
п
р
о
грам-
мы
СерверСервер опроса
Редактор
(файл:
АРМсфера
оп
ро
с
а
(
файл:
PSO
.
e
x
e
)
6.4DB638EAEF9752E316BFB056623EAB98BMD5
Редактор рас-
расчетных
четных схем
6.43D3E363115C995C7E10871DCB1070B36MD5
сх
е
м
AdmTool.exe)
АРМ Энерго-
с
фера
Эн
е
рг
о
-
(фа
й
л:
Co
n-
6.4D7F414D83FE5EB0493D8EFE9C92CE99AMD5
trolAge.exe)
Для защиты программ ПК «Энергосфера» и данных от непреднамеренных и предна-
меренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Уровень защиты про-
грамм ПК «Энергосфера» и данных соответствует «С» по классификации МИ 3286-2010.
лист № 5
всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Перечень и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 3.
Таблица 3
Наимено-
№ вание при-
ИК соеди-
нения
Трансформатор
тока
Трансформатор
напряжения
Вид элект-
СчетчикИВКрической
энергии
1 РП-10 кВ,
яч. 10
Активная и
реактивная
(прием)
2 РП-10 кВ,
яч. 70
Активная и
реактивная
(прием)
3РП-1,
яч. 3
НОМ-10-66Меркурий 230 ART-00
КТ 0,5; 10000/100 КТ 0,5S/1,0
Г.р. № 4947-98Г.р. № 23345-07
Ф.А: зав. № ОР зав. № 0704328
Ф.С: зав. № ТССТ
НОМ-10-66Меркурий 230 ART-00
КТ 0,5; 10000/100 КТ 0,5S/1,0
Г.р. № 4947-98Г.р. № 23345-07
Ф.А: зав. № РТРУзав. № 07063130
Ф.С: зав. № РПБУ
–Меркурий 230 ART2-03
КТ 0,5S/1,0
Г.р. № 23345-07
зав. № 01732136
Активная и
реактивная
(отдача)
4РП-1,
яч. 4
–Меркурий 230 ART2-03
КТ 0,5S/1,0
Г.р. № 23345-07
зав. № 01732179
Активная и
реактивная
(отдача)
5РП-1,
яч. 5
–Меркурий 230 ART2-03
КТ 0,5S/1,0
Г.р. № 23345-07
зав. № 01815632
Активная и
реактивная
(отдача)
6РП-2,
яч. 3
–Меркурий 230 ART2-03
КТ 0,5S/1,0
Г.р. № 23345-07
зав. № 01815614
Активная и
реактивная
(отдача)
7РП-2,
яч. 4
–Меркурий 230 ART2-03
КТ 0,5S/1,0
Г.р. № 23345-07
зав. № 01815690
Активная и
реактивная
(отдача)
8РП-2,
яч. 5
ТПЛ-10
КТ 0,5; 300/5
Г.р. № 1276-59
Ф.А: зав. № 3093
Ф.С: зав. № 2264
ТПЛ-10
КТ 0,5; 300/5
Г.р. № 1276-59
Ф.А: зав. № 210010
Ф.С: зав. № 70177
ТТИ-30
КТ 0,5; 200/5
Г.р. № 28139-07
Ф.А: зав. № P41758
Ф.В: зав. № Т43518
Ф.С: зав. № Т44122
ТТИ-30
КТ 0,5; 250/5
Г.р. № 28139-07
Ф.А: зав. № Т46129
Ф.В: зав. № Т46139
Ф.С: зав. № T46141
ТТИ-30
КТ 0,5; 250/5
Г.р. № 28139-07
Ф.А: зав. № L2779
Ф.В: зав. № L2786
Ф.С: зав. № L2793
ТТИ-30
КТ 0,5; 200/5
Г.р. № 28139-07
Ф.А: зав. № S25403
Ф.В: зав. № S25401
Ф.С: зав. № S25396
ТТИ-30
КТ 0,5; 250/5
Г.р. № 28139-07
Ф.А: зав. № F50517
Ф.В: зав. № F50525
Ф.С: зав. № F50684
ТТИ-30
КТ 0,5; 250/5
Г.р. № 28139-07
Ф.А: зав. № L2777
Ф.В: зав. № K18373
Ф.С: зав. № T46140
–Меркурий 230 ART2-03
КТ 0,5S/1,0
Г.р. № 23345-07
зав. № 01815574
АРМ оператора, сервер HP ProLiant DL120G6
GPS-синхронизатор времени с антенной Cinterion MC35i
Активная и
реактивная
(отдача)
Примечание – В таблице приняты следующие сокращения и обозначения: КТ – класс точности; Г.р. – Государственный ре-
естр средств измерений утвержденных типов; зав. – заводской; КТ 0,5S/1,0 – класс точности счетчика электрической энергии:
0,5S – для измерений активной электрической энергии, 1,0 – для измерений реактивной электрической энергии
лист № 6
всего листов 9
Границы относительной погрешности измерительных каналов АИИС КУЭ при изме-
рении активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, рав-
ной 0,95, приведены в таблице 4. Пределы абсолютной погрешности измерений времени в
АИИС КУЭ ± 5 с.
Таблица 4
Номер ИК
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ
Коэф.
при измерении активной электрической энергии
мощ.для диапазонадля диапазонадля диапазона
cosφ I
5
≤ I < I
20
I
20
≤ I < I
100
I
100
≤ I ≤ I
120
1-2
1,0
(КТ ТТ 05; КТ ТН 0,5;
0,8
КТ счетчика 0,5S)
0,5
3-8
1,0
(КТ ТТ 0,5;0,8
КТ счетчика 0,5S)
0
,
5
δ
о
, % δ
ру
, % δ
о
, % δ
ру
, % δ
о
, % δ
ру
, %
± 1,9 ± 2,5 ± 1,2 ± 2,1 ± 1,0 ± 2,3
± 3,0 ± 4,2 ± 1,7 ± 3,3 ± 1,4 ± 3,1
± 5,5 ± 6,2 ± 3,0 ± 4,1 ± 2,3 ± 3,6
± 1,8 ± 2,5 ± 1,0 ± 2,0 ± 0,8 ± 2,2
± 3,0 ± 4,1 ± 1,5 ± 3,2 ± 1,2 ± 3,0
± 5,4 ± 6,1 ± 2,7 ± 3,9 ± 1,8 ± 3,4
Номер ИКsinφ
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ
при измерении реактивной электрической энергии
0,87± 3,0± 4,4
± 1,8± 3,7
± 1,6± 3,6
1-2
(КТ ТТ 05; КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 1,0)
0,6± 4,6± 6,0
± 2,6± 4,7
± 2,1± 4,4
0,87± 2,9± 4,4
± 1,6± 3,7
± 1,4± 3,6
3-8
(КТ ТТ 0,5;
КТ счетчика 1,0)
0,6± 4,5± 6,0
± 2,4± 4,6
± 1,8± 4,3
Примечание – В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: δ
о
– границы основной относительной
погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии; δ
ру
– границы отно-
сительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях применения при измерении активной и реактивной
электрической энергии; I
5
, I
20
, I
100
,
И
I
120
– значения первичного тока, соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от но-
минального I
ном
; КТ – класс точности; коэф. мощ. – коэффициент мощности
Примечания
1 Нормальные условия:
–параметры сети: напряжение (0,98–1,02)·U
ном
, ток (1–1,2)·I
ном
; cosφ=0,9 инд.;
–температура окружающей среды (15–25) °С.
2 Рабочие условия:
–параметры сети: напряжение (0,9–1,1)·U
ном
; ток (0,05–1,20)·I
ном
; частота (49,5–
50,5) Гц; коэффициент мощности 0,5 инд. ≤ cosφ ≤ 0,8 емк.;
–индукция внешнего магнитного поля в местах установки счётчиков не более
0,5 мТл;
–допускаемая температура окружающей среды: трансформаторы тока – от минус 45
до 50 °С; трансформаторы напряжения – от минус 45 до 40 °С; счетчики электрической энер-
гии – от минус 40 до 55 °С; сервер – от 10 до 40 °С.
3 Границы относительной погрешности измерительных каналов АИИС КУЭ в рабо-
чих условиях приведены для температуры окружающего воздуха от минус 30 до 35 °С.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-55, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напря-
жения по ГОСТ 1983-89, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме
измерений активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений ре-
активной электрической энергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической
энергии на однотипные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у приведенных в таблице 3. Замена оформляется актом в установленном в
лист № 7
всего листов 9
ООО «НИОСТ» порядке. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его не-
отъемлемая часть.
Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
–
трансформаторы тока: среднее время наработки на отказ 30000 ч, средний срок
службы 25 лет;
–
трансформаторы напряжения: среднее время наработки на отказ 440000 ч, средний
срок службы 25 лет;
–
счетчики электрической энергии трехфазные статические «МЕРКУРИЙ 230»:
среднее время наработки на отказ 150000 ч, средний срок службы 30 лет;
–
сервер: коэффициент готовности 0,99, среднее время восстановления работоспо-
собности – 1 ч.
Надежность системных решений:
– резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
– резервирование каналов передачи данных;
– резервирование каналов связи: информация о результатах измерений передаётся по
электронной почте.
Регистрация в журналах счетчиков электрической энергии событий:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчиках электрической энергии.
Защищенность применяемых компонентов АИИС КУЭ:
1) наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирова-
ние:
– счетчиков электрической энергии:
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательных коробок;
– сервера;
2) наличие защиты на программном уровне:
– результатов измерений (при передаче – использование цифровой подписи);
– установка паролей на счетчики электрической энергии;
– установка паролей на сервере и компьютере АРМ оператора.
Глубина хранения информации:
– счетчики электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки – не ме-
нее 35 суток, при отключении питания – не менее 10 лет;
– сервер – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств из-
мерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входят технические и программные средства, а
также документация, приведенные в таблицах 5–7 соответственно.
ТТИ
18
ТПЛ-10
4
Обозначение (тип)
Количество, шт.
Таблица 5 – Технические средства АИИС КУЭ
Наименование компонентов АИИС КУЭ
ИИК
1 Трансформаторы тока измерительные на но-
минальное напряжение 0,66 кВ
2 Трансформаторы тока проходные с литой
изоляцией
3 Трансформаторы напряжения
НОМ-10-66
4
лист № 8
всего листов 9
8
1
Количество, шт.
статические
Таблица 5 – Технические средства АИИС КУЭ
Наименование компонентов АИИС КУЭОбозначение (тип)
4 Счетчики электрической энергии трехфазные
«МЕРКУРИЙ 230»
2
1
2
1
2
1
ра
5 Блок резервного питанияБП15Б-Д2-9 (БП15)
ИВК
1 СерверHP Proliant DL120 Gb
2 Преобразователь NPort 5230
3 GSM модемCinterion MC35i
4 Блок резервного питания DR 45-24
5 GPS-синхронизатор времениСТ-1
6 Автоматизированное рабочее место операто-
Техническая документация
Количество, шт.
1
1
1
АИИС КУЭ
Таблица 6 – Программные средства АИИС КУЭ
Наименование компонентов
Обозначение (тип)
1
данных сервера
1 Операционная система сервераMicrosoft Windows Server 2008
2 Система управления базой
Microsoft SQL сервер 2008
оператора
3
О
п
ер
а
ц
ионн
ая
си
сте
м
а
А
РМ
Microsoft Windows XP Professional
4 Программное обеспечение«Конфигуратор счетчиков трехфазных
счетчиков«Меркурий»
5 Программный комплексПрограмма «Сервер опроса»
«Энергосфера»
Программа «Консоль администратора»
Программа «Редактор расчетных схем»
Программа «АРМ Энергосфера»
Программа «Центр Экспорта/Импорта»
Программа «Менеджер лицензий»
1
1
2
1
1
1
1
1
Таблица 7 – Документация
НаименованиеКоличество, шт.
1 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерче-
ского учета электроэнергии ООО «НИОСТ». Методика поверки
2 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерче-
ского учета электроэнергии ООО «НИОСТ». Паспорт
Примечание – В комплект поставки документации также входит
проект СКА.2010.104, разрабо-
танный ООО «ПК «СпецКИПавтоматика» в 2010 г., и
техническая документация на компоненты
АИИС КУЭ
Поверка
осуществляется по документу МП 47896-11 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ». Методика поверки», ут-
вержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Томский ЦСМ» 18.07.2011 г.
Перечень основных средств поверки:
1) радиочасы МИР РЧ-02: пределы допускаемой абсолютной погрешности синхрони-
зации фронта выходного сигнала 1 Гц по шкале координированного времени UTC не более
± 1 мкc;
2) средства поверки компонентов АИИС КУЭ – в соответствии с нормативными и
техническими документами, регламентирующими проведение их поверки:
– трансформаторы тока – по ГОСТ 8.217-2003;
лист № 9
всего листов 9
– трансформаторы напряжения – по ГОСТ 8.216-88;
– счетчики электрической энергии трехфазные статические «МЕРКУРИЙ 230» – по
методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, являющейся приложением к руководству по экс-
плуатацииисогласованнойруководителемГЦИ СИФГУ «НижегородскийЦСМ»
21.05.2007 г.;
3) средство измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи измерительных
трансформаторов и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой трансфор-
матора напряжения и счетчиком – мультиметр «Ресурс-ПЭ»: пределы допускаемой относи-
тельной погрешности измерений напряжения ± 2,0 % в диапазоне от 15 до 150 мВ, в диапазо-не
от 15 до 300 В ± 0,2 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока
± 1,0 % в диапазоне от 0,05 до 0,25 А, ± 0,3 % в диапазоне от 0,25 до 7,5 А; пределы до-
пускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями
± 0,1º; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «Рекомендация. ГСИ. Методика измере-
ний электрической энергии системой автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ» (Свидетельство об аттестации методики
измерений № 01.00241-2008/34-79-2011, выданное ФГУ «Томский ЦСМ» 18.05.2011 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ»
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательская организация
«Сибур-Томскнефтехим» (ООО «НИОСТ»).
Юридический адрес: Россия, 634067, г. Томск, Кузовлевский тракт, 2, строение 270.
Телефон: (3822) 70-22-22, факс: (3822) 70-23-32, e-mail:
.
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федерального государственного учреждения «Томский центр стандартиза-
ции, метрологии и сертификации» (ФГУ «Томский ЦСМ»).
Юридический адрес: Россия, 634012, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а.
Телефон:(3822)55-44-86,факс:(3822)56-19-61,55-36-76,e-mail:
.
Регистрационный номер 30113-08.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
М.п.«____» ____________ 2011 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 31334-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета городских потребителей электрической и тепловой энергии ОАО "Тюменьэнерго" АИИС КУЭ | Нет данных | ЗАО "Мезон", г.Тюмень | 4 года | Перейти |
| 83486-21 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 519 | Обозначение отсутствует | Акционерное общество "Нефтеавтоматика" (АО "Нефтеавтоматика"), г. Уфа | 1 год | Перейти |
| 70473-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Тамбовская | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 68676-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Елецкая | Нет данных | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 47259-11 | Система измерительная непрерывного контроля выбросов "CEMS" станционного энергоблока № 8 ПГУ-420 ТЭЦ-26 филиал ОАО "Мосэнерго" | Нет данных | Фирма "ALSTOM (Switzerland) Ltd.", Швейцария | 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