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 500 кВ Арзамасская Нет данных, ГРСИ 49438-12
Номер госреестра:
49438-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 500 кВ Арзамасская
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Энсис Технологии", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 03103-59073365-05
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 45966
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии ПС 500 кВ Арзамасская
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ПС 500 кВ Арзамасская (далее – АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская)
предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интер-
валов времени.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская является двухуровневой системой с иерархической
распределенной обработкой информации:
– первый – уровень измерительных каналов (далее – ИК);
– второй – уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (да-
лее – ИВКЭ);
В состав АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская входит система обеспечения единого
времени (далее – СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.
АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская решает следующие задачи:
– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и
автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с заданной
дискретностью учета (30 мин), синхронизированных с национальной шкалой времени;
– формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов
измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в элек-
тронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
– передача результатов измерений в организации – участники ОРЭ (1 раз в сутки);
– синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и с помощью
СОЕВ, соподчиненной национальной шкале времени;
– автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-
технических средств ИК и ИВКЭ;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).
АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская включает следующие уровни:
1-й уровень ИК состоит из 16 измерительных каналов и включает в себя:
– измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5;
– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5; 1,0;
– cчетчики электрической энергии многофункциональные класса точности 0,2S/0,5;
– вторичные измерительные цепи.
2-й уровень ИВКЭ включает в себя:
– технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
– устройство сбора и передачи данных (УСПД).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии. В счетчиках электрической
энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровые сигналы. По
мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика
электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, кото-
Лист № 2
Всего листов 12
рые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется
по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием
результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал вре-
мени 0,02 с. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени ус-
реднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электрической энергии.
АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская оснащена СОЕВ. Синхронизация времени произ-
водится с помощью устройства синхронизации системного времени (УССВ) базе GPS приемни-
ка, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования (GPS). От УССВ синхрони-
зируются внутренние часы УСПД, а от них – внутренние часы счетчиков электрической энер-
гии, подключенных к УСПД.
Регламентированный доступ к информации серверов данных АИИС КУЭ ПС 500 кВ
Арзамасская с автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов осуществляется через сег-
мент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбирова-
нием: испытательной коробки (специализированного клеммника) и крышки клеммных отсеков
счетчиков электрической энергии.
Программное обеспечение
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
– периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов
измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);
– автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
– хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений
в специализированной базе данных;
– автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям по-
лучателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, гра-
фиков с возможностью получения печатной копии;
– использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов из-
мерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом
(ИАСУ КУ (КО));
– конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспе-
чения;
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного
доступа к данным;
– сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановле-
ния питания;
– передача данных по присоединениям в сервера ЦСОД МЭС Волги, ОАО «АТС» и
другим заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений;
– автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская, событий в АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская;
– обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
– автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).
Лист № 3
Всего листов 12
Наимено-
вание про-
граммного
обеспече-
ния
Цифровой идентифи-
катор программного
обеспечения (кон-
трольная сумма ис-
полняемого кода)
7e87c28fdf5ef991
42ad5734ee7595a0
a38861c5f25e237e
79110e1d5d66f37e
E8e5af9e56eb7d94
da2f9dff64b4e620
0ad7e99fa26724e6
5102e215750c655a
0939ce05295fbcbb
ba400eeae8d0572c
Комплек-
сы измери-
тельно-
вычисли-
тельные
для учета
электриче-
ской энер-
гии «Аль-
фа-
ЦЕНТР»
11.07.01.01
B8c331abb5e34444
170eee9317d635cd
MD5
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) про-
граммного
обеспечения
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иден-
тификатора
программного
обеспечения
Идентификационное на-
именование программ-
ного обеспечения
(наименование програм-
ного модуля , наимено-
вание файла)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Программа планиров-
щик опроса и передачи
данных (стандартный
каталог для всех моду-
лей, Amrserver.exe)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Драйвер ручного опроса
счетчиков, Amrc.exe)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Драйвер автоматическо-
го опроса счетчиков,
Amra.exe)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Драйвер работы с БД,
Cdbora2.dll)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Библиотека шифрова-
ния пароля счетчиков,
Encryptdll.dll)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Библиотека сообщений
планировщика опросов,
Alphamess.dll)
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-
ний соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:
– установкой пароля на счетчик электрической энергии;
– установкой пароля на сервер;
– защитой результатов измерений при передаче информации (использованием элек-
тронной цифровой подписи).
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
%
Номер ИК
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент транс-
формации,
№ в Госреестре СИ
cos φ = 0,87
sin φ = 0,5
cos φ = 0,5
sin φ = 0,87
2200000
16666-97
EA02RAL-P4B-4
Активная
Реактивная
± 1,6%
± 3,0%
± 5,0%
± 2,7%
Метрологические
характеристики
Доверительные границы
относительной погрешности
ИКСостав ИК результата измерений
активной и реактивной
электрической энергии и
мощности при доверительной
вероятности Р=0,95:
Наименование объекта
учета, диспетчерское
наименование
присоединения
Основная
погрешность
ИК,
Обозначение, тип%
Ктт ·Ктн ·Ксч
Вид электрической энергии
56
7
8
ТТ
ТН
4
АТФЗМ 220Б-IV
ВТФЗМ 220Б-IV
СТФЗМ 220Б-IV
АНКФ-220-58
В НКФ-220-58
С НКФ-220-58
12 3
КТ=0,5
Ктт=1000/1
6540-78
КТ=1,0
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
1
ВЛ 220 кВ
Арзамас -
Лукоянов-1
Счетчик
Лист № 5
Всего листов 12
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
2200000
2
ВЛ 220 кВ
Арзамас -
Лукоянов-2
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
Активная
Реактивная
± 1,6%
± 3,0%
± 5,0%
± 2,7%
ТТ
ТН
2640000
3
ВЛ 220 кВ
Арзамас -
Починки
EA02RAL-P4B-4
Активная
Реактивная
± 1,6%
± 3,0%
± 5,0%
± 2,7%
ТТ
ТН
2640000
4
ВЛ 220 кВ
Арзамас -
Сасово с отп.
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
Активная
Реактивная
Не
нормируется *
Не
нормируется *
Лист № 6
Всего листов 12
1 2 3 4 5 6 7 8
АТФЗМ 220Б-IV
ВТФЗМ 220Б-IV
СТФЗМ 220Б-IV
АНКФ-220-58
В НКФ-220-58
С НКФ-220-58
КТ=0,5
Ктт=1000/1
6540-78
КТ=1,0
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
АТФНД-220-I
ВТФНД-220-I
СТФНД-220-I
АНКФ-220-58
ВНКФ-220-58
СНКФ-220-58
Счетчик
КТ=0,5
Ктт=1200/1
3694-73
КТ=1,0
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
АТФНД-220
ВТФНД-220
СТФНД-220
АНКФ-220-58
ВНКФ-220-58
СНКФ-220-58
КТ=0,5
Ктт=1200/1
-КТ=1,0
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
2640000
5
ОВВ-220 кВ
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
Активная
Реактивная
Не
нормируется *
Не
нормируется *
ТТ
ТН
825000
6
ВЛ 110 кВ
Арзамас -
Разино
EA02RAL-P4B-4
Активная
Реактивная
Не
нормируется *
Не
нормируется *
ТТ
ТН
825000
7
ВЛ 110 кВ
Арзамас -
Сатис
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
Активная
Реактивная
Не
нормируется *
Не
нормируется *
Лист № 7
Всего листов 12
1 2 3 4 5 6 7 8
АТФНД-220
ВТФНД-220
СТФНД-220
АНКФ-220-58
ВНКФ-220-58
СНКФ-220-58
КТ=0,5
Ктт=1200/1
-КТ=1,0
Ктн=220000:√3/100:√3
1382-60
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
АТФНД-110 м II
ВJ110-3S
СJ110-3S
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
Счетчик
КТ=0,5
Ктт=750/1
-КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
14205-94
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
АJ110-3S
ВJ110-3S
СJ110-3S
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=750/1
-КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
825000
8
ВЛ 110 кВ
Лесогорская-1
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
Активная
Реактивная
Не
нормируется *
Не
нормируется *
ТТ
ТН
825000
9
ВЛ 110 кВ
Лесогорская-2
EA02RAL-P4B4
Активная
Реактивная
Не
нормируется *
Не
нормируется *
ТТ
ТН
825000
10
ВЛ 110 кВ
Лесогорская-3
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
Активная
Реактивная
Не
нормируется *
Не
нормируется *
1 2 3 4 5 6 7 8
АJ110-3S
ВJ110-3S
СJ110-3S
АНКФ-110-83У1
ВНКФ-110-83У1
СНКФ-110-83У1
КТ=0,5
Ктт=750/1
-КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
АJ110-3S
ВJ110-3S
СJ110-3S
АНКФ-110-57
ВНКФ-110-57
СНКФ-110-57
Счетчик
КТ=0,5
Ктт=750/1
-КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
16666-97
АJ110-3S
ВJ110-3S
СJ110-3S
АНКФ-110-83У1
ВНКФ-110-83У1
СНКФ-110-83У1
КТ=0,5
Ктт=750/1
-КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Лист № 8
Всего листов 12
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
825000
11
ВЛ 110 кВ
Лукояновская
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B4-W
Активная
Реактивная
Не
нормируется *
Не
нормируется *
ТТ
ТН
2200000
12
ОВВ-110 кВ
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
Активная
Реактивная
± 1,6%
± 3,0%
± 5,0%
± 2,6%
ТТ
ТН
16000
13
ВЛ 10 кВ ПОС-1
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-3
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,3%
Лист № 9
Всего листов 12
1 2 3 4 5 6 7 8
АJ110-3S
ВJ110-3S
СJ110-3S
АНКФ-110-83У1
ВНКФ-110-83У1
СНКФ-110-83У1
КТ=0,5
Ктт=750/1
-КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-84
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
АТФЗМ-110Б-IIIУ1
ВТФЗМ-110Б-IIIУ1
СТФЗМ-110Б-IIIУ1
АНКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=2000/1
2793-88
КТ=1,0
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
АТПОЛ-10
В-
СТПОЛ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=800/5
1261-08
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Лист № 10
Всего листов 12
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
6000
14
ВЛ 10 кВ ПОС-2
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-3
ТТ
ТН
16000
15
КЛ 10 кВ Завод-1
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
ТТ
ТН
6000
16
КЛ 10 кВ Завод-2
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-3
1 2 3 4 5 6 7 8
АТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,3%
АТПОЛ-10
В-
СТПОЛ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
КТ=0,5
Ктт=800/5
1261-59
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,3%
АТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-10-66 У3
С
КТ=0,5
Ктт=300/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1%
± 5,0%
Реактивная ± 2,2%
± 2,3%
*- данный канал является информационным
Лист № 10
Всего листов 12
Примечания:
1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, %» приведены границы погрешно-
сти измерений электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95;
cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном I
ном
.
2. В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, %» приве-
дены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности посредством ИК
при доверительной вероятности Р=0,95; cosφ=0,5 (sinφ=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от I
ном
.
3. Нормальные условия эксплуатации:
– параметры сети: диапазон напряжения от 0,98 U
ном
до 1,02U
ном
; диапазон силы тока
от 1,0 I
ном
до 1,2I
ном
; коэффициент мощности cos
j
=0,9 инд.
– температура окружающего воздуха (для счетчиков электрической энергии ЕвроАль-
фа): от минус 40˚С до 25˚С; УСПД – от минус 40˚С до 60˚С;
– магнитная индукция внешнего происхождения – 0 мТл;
– относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;
– атмосферное давление от 720 до 780 мм рт.ст.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
– параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9U
ном1
до 1,1U
ном1
; диапазон
силы первичного тока от 0,05I
ном1
до 1,2I
ном1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) от 0,5 до 1,0
(от 0,6 до 0,87); частота от 49,5 до 50,5 Гц;
– температура окружающего воздуха от минус 30˚С до 35˚С;
– относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;
– атмосферное давление от 720 до 780 мм рт.ст.
Для счетчиков электрической энергии:
– параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9U
ном2
до 1,1U
ном2
; диапазон
силы вторичного тока от 0,01I
ном2
до 1,2I
ном2
; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) от
0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,87); частота от 49,5 до 50,5 Гц;
– магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
– температура окружающего воздуха от 15˚С до 30˚С;
– относительная влажность воздуха от 40 до 60 %;
– атмосферное давление от 720 до 780 мм рт.ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
– параметры питающей сети: напряжение от 210 до 230 В, частота от 49 до 51 Гц;
– температура окружающего воздуха от 15 ˚С до 30 ˚С;
– относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;
– атмосферное давление от 720 до 780 мм рт.ст.
5. Надежность применяемых в системе компонентов:
– счётчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 80 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 48 ч;
– УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч;
6. Глубина хранения информации:
– счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, не менее 70 суток; при отключении питания – не менее 30 лет.
– УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии
по каждому ИК – не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания – не
менее 3 лет.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической
энергии на однотипные с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных
в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская как его неотъемлемая часть.
Лист № 11
Всего листов 12
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени
± 5 с/сут.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится в левой верхней части титульных листов эксплуата-
ционной документации на АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская приведена в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская
Наименование
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Тип
J110-3S
ТЛМ-10
ТПОЛ-10
Количество
17 шт.
4 шт.
4 шт.
ТФЗМ 220Б-IV6 шт.
ТФЗМ-110Б-III У13 шт.
ТФНД-110 м II1 шт.
ТФНД-2206 шт.
ТФНД-220-I3 шт.
НКФ-110-573 шт.
НКФ-110-83У13 шт.
НКФ-220-586 шт.
НТМИ-10-66 У33 шт.
ЕвроАльфа16 шт.
RTU-3251 шт.
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор напряжения
Измерительный трансформатор напряжения
Измерительный трансформатор напряжения
Измерительный трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии многофункциональ-
ный
Устройство сбора и передачи данных для автомати-
зации измерений и учета энергоресурсов
Руководство по эксплуатации
Методика поверки
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляетсяподокументу«Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 500 кВ Арзамасская – АИИС
КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская. Методика поверки. 03103-59073365-05.МП».
Рекомендуемые средства поверки:
– переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь
для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы
с радиочасами РЧ-011;
– мультиметры Ресурс-ПЭ – 2 шт.;
– радиочасы РЧ-011/2.
Лист № 12
Всего листов 12
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика изме-
рений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 500 кВ Арзамасская».
Свидетельство об аттестации № 01.00230/33-2011 от 29.12.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ПС 500 кВ
Арзамасская
1 ГОСТ 22261-94 Cpeдcтвa измepeний элeктpичecкиx и мaгнитныx вeличин. Oбщиe
тexничecкиe уcлoвия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения
единстваизмерений
- приосуществленииторговлии товарообменныхопераций.
Изготовитель
ООО «Энсис Технологии»
105066, г. Москва, ул. Новорязанская, д. 31/7, корп. 2.
Телефон: (495) 514-02-00; Факс (495) 514-02-00; Сайт:
Заявитель
ЗАО «Метростандарт»
117997, г. Москва, ул. Профсоюзная, д.65, стр. 1.
Телефон: (495) 745-21-70; Факс (495) 705-97-50; Сайт:
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20;
Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:
Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государ-
ственном реестре средств измерений под № 30033-10.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
Е. Р. Петросян
М.П.
«___» _____________ 2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 40671-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Комсомольский НПЗ" (ООО "РН-Энерго") | Нет данных | ООО "Автоматизированные системы и технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 70283-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" | Нет данных | ООО "Автоматизация Комплект Учет Проект", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 47446-11 | Система измерений массы нефтепродуктов | Дельта-Торг | ООО "НПФ "КРУГ", г.Пенза | 2 года | Перейти |
| 15070-00 | Счетчики тепловой энергии компактные патронного типа | Sensonic (I, II) 0,6; 1,5; 2,5 | Фирма "Engelmann", Германия (торговая марка - "ISTA") | 4 года | Перейти |
| 25318-03 | Система измерения профиля томографическая | RM 312 | Фирма "Thermo Radiometrie Ltd.", Великобритания | 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