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 ООО "КНАУФ ГИПС" Нет данных, ГРСИ 51388-12
Номер госреестра:
51388-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО "КНАУФ ГИПС"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Межрегион-Энерго", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 10
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 48268
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии и мощности ООО «КНАУФ ГИПС»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии и мощности ООО «КНАУФ ГИПС» (далее АИИС КУЭ) предназначена для из-
мерений активной и реактивной электроэнергии и мощности в точках измерения ООО «КНА-
УФ ГИПС», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений мо-
гут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему
с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-
троэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
– периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии
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 результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ)
смежных субъектов оптового рынка;
– предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных
о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – смежных участ-
ников оптового рынка электроэнергии;
– обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданных
от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (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), соподчинён-
ной национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно измерительный комплекс (ИИК) трансформаторы тока
(ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и ре-
активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по
ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные
электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)
счетчики электроэнергии, подключаются по интерфейсу RS-485 к устройству сбора и передачи
данных (УСПД), выполненному на основе сетевого индустриального контроллера СИКОН С70
(№28822-05 в Государственном реестре средств измерений), в котором осуществляется первич-
ная обработка параметров энергопотребления, вычислительные операции, накопление резуль-
татов за определенный период времени и передача информации на уровень ИВК.
На уровне ИВКЭ обеспечивается:
– автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
Лист № 2
Всего листов 10
– контроль достоверности результатов измерений;
– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления
питания и т.п.);
– разграничение прав доступа к информации.
С уровня ИВКЭ на уровень ИВК информация передается через контроллер Сикон ТС65
по GSM-каналам (GSM 900/1800).
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специали-
зированного программного обеспечения «Пирамида 2000» производства ЗАО ИТФ «Системы и
технологии», (№21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ (ИКМ Пирамида), устройство
синхронизации системного времени УСВ-2 (№41681-10 в Государственном реестре средств
измерений) и автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).
На уровне ИВК обеспечивается:
– автоматический регламентный сбор результатов измерений;
– автоматическое выполнение коррекции времени;
– сбор данных о состоянии средств измерений;
– контроль достоверности результатов измерений;
– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления
питания и т.п.);
– возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
– хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение
3,5 лет;
– ведение нормативно-справочной информации;
– ведение «Журналов событий»;
– формирование отчетных документов;
– передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-
СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
– безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 – 2003;
– конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного
доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
– диагностику работы технических средств и ПО;
– разграничение прав доступа к информации;
– измерение интервалов времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной ин-
формации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК
передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный пе-
речень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками мно-
гофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы
данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следую-
щей информации:
– отпускилипотреблениеактивнойиреактивноймощности,усредненной
за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
– показатели режимов электропотребления;
– максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и сут-
кам;
– допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируе-
мый интервал времени.
Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в ана-
логовые сигналы низкого уровня, которые совместно с первичными напряжениями по провод-
Лист № 3
Всего листов 10
ным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической
энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преоб-
разуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряже-
ния в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения
активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформа-
ции представляется как:
– активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период
0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов време-
ни 30 мин;
– средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям
связи поступает на входы УСПД Сикон С70, где осуществляется хранение измерительной ин-
формации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний
уровень системы (сервер БД).
На верхнем – третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измери-
тельной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформ-
ление справочных и отчетных документов.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в
себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной сис-
темы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точно-
го времени, сличение ежесекундное. УСВ-2 осуществляет коррекцию показаний внутренних
часов сервера и счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически
при рассогласовании с показаниями часов УСВ-2 более чем на ±2 c.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает
±
5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и
корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счетчика электрической энергии;
– испытательной коробки;
– сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
– результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подпи-
си);
– установка пароля на счетчик;
– установка пароля на сервер.
Программное обеспечение
Прикладное программное обеспечение «Пирамида 2000» защищено от непреднаме-
ренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты – С, согласно МИ 3286-2010.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифро-
вого идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Наименование
программного
обеспечения
Идентифика-
ционное наимено-
вание программ-
ного обеспечения
Цифровой иден-
тификатор про-
граммного обес-
печения
SCPAuto.exe
1.0.0.0
514C0FAF
CRC32
TimeSynchro.exe
1.0.0.0
C6BF2BDE
CRC32
Sheduler.exe
2.0.0.0
2967E90F
CRC32
SETRec.exe
1.0.2.0
51F6B96A
CRC32
SET4TM02.dll
1.0.0.6
7B5141F9
CRC32
Set4TMSynchro.dll
1.0.0.0
3FDE906A
CRC32
Лист № 4
Всего листов 10
Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления
цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО
2
Номер версии
(идентифика-
ционный номер)
программного
обеспечения
3
4
Алгоритм вы-
числения
цифрового
идентифика-
тора
5
1
программа автома-
тизирован-
ного сбора
программа син-
хронизации вре-
мени устройств и
сервера
программа плани-
ровщик заданий
(расчеты)
программа орга-
низации канала
связи сервера со
счетчиками
программа драй-
вер работы серве-
ра со счетчиками
СЭТ 4-ТМ
драйвер синхро-
низации времени
сервера со счетчи-
ками СЭТ 4-ТМ
Метрологические и технические характеристики
Состав двух уровней ИК и основные метрологические характеристики ИК АИС КУЭ
приведены в таблице 2.
Состав ИИК
№
ИК
2
3
4
Лист № 5
Всего листов 10
Таблица 2 Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ.
Наимено-
вание при-УСПД
соединения
ТТ ТН Счетчик
Вид элек-
троэнергии
Метрологические
характеристики
ИК
Погреш-
Основнаяность в
погреш- рабочих
ность, % условиях,
%
89
ЦРП, РУ-
110 кВ яч.7
фид. 416
ТПОЛ-10
600/5
к.т. 0,5;
№ Госреест-
33044-06
1234567
ЗНОЛ-10
10000/100СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5;активная
№ Гос- № Госреест- реактивная
ра 1261-08
реестра ра 27524-04
±1,0 ±5,4
±1,8 ±4,7
фид. 143
ЦРП, РУ-600/5
10 кВ яч.8к.т. 0,5;
№ Госреест-
ЗНОЛ-10
33044-06
ТПОЛ-10
10000/100СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5;активная
№ Гос- № Госреест- реактивная
ра 1261-08
реестра ра 27524-04
±1,0 ±5,4
±1,8 ±4,7
ТПОЛ-10
400/5
к.т. 0,5;
№ Госреест-
33044-06
±1,0 ±5,4
±1,8 ±4,7
300/5
к.т. 0,5;
№ Госреест-
ЗНОЛ-10
33044-06
±1,0 ±5,4
±1,8 ±4,7
5
ТПОЛ-10
400/5
к.т. 0,5;
№ Госреест-
реестра
±1,0 ±5,4
±1,8 ±4,7
ТПОЛ-10
300/5
6к.т. 0,5;
№ Госреест-
реестра
ЗНОЛ-10
ЦРП, РУ-10000/100СЭТ-4ТМ.03
10 кВк.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5;активная
яч.25 фид.№ Гос- № Госреест- реактивная
106
ра 1261-08
реестра ра 27524-04 Сикон С70
№ Госрее-
стра
ЦРП, РУ-
ТПОЛ-10
10000/100СЭТ-4ТМ.03 28822-05
10 кВк.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5;активная
яч.26 фид.№ Гос- № Госреест- реактивная
102
ра 1261-08
реестра ра 27524-04
±1,0 ±5,4
±1,8 ±4,7
ТП-1 РУ-
Госреес
№ Госреест-
активная
ЗНОЛ-10
ЦРП, РУ-10000/100СЭТ-4ТМ.03
10 кВк.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5;активная
яч.27 фид.№ Гос- № Госреест- реактивная
147
ра 1261-08
33044-06
ра 27524-04
ЗНОЛ-10
ЦРП, РУ-10000/100СЭТ-4ТМ.03
10 кВк.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5;активная
яч.28 фид.№ Гос- № Госреест- реактивная
148
ра 1261-08
33044-06
ра 27524-04
TARСЭТ-
100/5 4ТМ.03М
7
0,4 фид. 3
№
к.т. 0,5;
т-
-к.т. 0,2S/0,5;
реактивная
ра 32875-12 ра 36697-08
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
Состав ИИК
№
соединения
Вид элек-
Наимено-
ИК
вание при-УСПД
троэнергии
ТТ ТН Счетчик
Лист № 6
Всего листов 10
Метрологические
характеристики
ИК
Погреш-
Основнаяность в
погреш- рабочих
ность, % условиях,
%
89
20
к.т. 0,5;
№ Госреест-
активная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
активная
реактивная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
Госреес
№ Госреест-
ТП-2 РУ-активная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
активная
реактивная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
активная
реактивная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
активная
реактивная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
Госреес
№ Госреест-
ТП-6 РУ-активная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
0,4 фид. 2
300/5
4ТМ.03М
реактивная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
16ТП-6 РУ-ТТИ-А
0,4 фид. 3 400/5
- СЭТ-
4ТМ.03М
12 34567
TAR СЭТ-
ТП-1 РУ-100/54ТМ.03М
80,4 фид.
№ Госреест-
-к.т. 0,2S/0,5;
реактивная
ра 32875-12 ра 36697-08
TARСЭТ-
ТП-1 РУ-100/5 4ТМ.03М
9 0,4 фид. к.т. 0,5; - к.т. 0,2S/0,5;
27 № Госреест- № Госреест-
ра 32875-12ра 36697-08
ТА СЭТ-
400/54ТМ.03М
10
0,4 фид. 4
№
к.т. 0,5;
т-
-к.т. 0,2S/0,5;
реактивная
ра 35626-07 ра 36697-08
ТАСЭТ-
ТП-2 РУ-250/5 4ТМ.03М
110,4 фид.к.т. 0,5;-к.т. 0,2S/0,5;
16 № Госреест- № Госреест-
Сикон С70
ра 35626-07 ра 36697-08
№ Госрее-
ТАСЭТ-
стра
ТП-2 РУ-400/5 4ТМ.03М
28822-05
12 0,4 фид. к.т. 0,5; - к.т. 0,2S/0,5;
34 № Госреест- № Госреест-
ра 35626-07ра 36697-08
ТАСЭТ-
ТП-4 РУ-250/5 4ТМ.03М
13 0,4 фид. к.т. 0,5; - к.т. 0,2S/0,5;
18 № Госреест- № Госреест-
ра 35626-07 ра 36697-08
ТТИ-А СЭТ-
250/54ТМ.03М
14
0,4 фид. 1
№
к.т. 0,5;
т-
-к.т. 0,2S/0,5;
реактивная
ра 28139-07 ра 36697-08
ТТИ
-
АСЭТ-
Сикон С70
15
ТП
-
6 Р
У
-
к.т. 0,5;-к.т. 0,2S/0,5;
№ Госрее-
а
к
т
и
вная
№ Госреест- № Госреест-
ра 28139-07ра 36697-08
стра
28822-05
активная ±0,7 ±5,3
реактивная
±1,5 ±4,6
Состав ИИК
ИК
Наимено-
№
вание при-УСПД
В
ид элек-
соединения
ТТ ТН Счетчик
троэнергии
Лист № 7
Всего листов 10
Метрологические
характеристики
ИК
Погреш-
Основнаяность в
погреш- рабочих
ность, % условиях,
%
89
ТП-6 РУ-
0,4 фид. 4
активная
реактивная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
Госреес
№ Госреест-
ТП-6 РУ-активная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
Госреес
№ Госреест-
ТП-6 РУ-активная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
активная
реактивная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
активная
реактивная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
активная
реактивная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
активная
реактивная
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
17
100/5
4ТМ.03М
активная
1 2 3 4 5 6 7
к.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5;
№ Госреест- № Госреест-
ра 28139-07 ра 36697-08
ТТИ-АСЭТ-
250/5 4ТМ.03М
17к.т. 0,5;-к.т. 0,2S/0,5;
№ Госреест- № Госреест-ра
28139-07 ра 36697-08
ТТИ-АСЭТ-
100/5 4ТМ.03М
18
0,4 фид. 5
№
к.т. 0,5;
т-
-к.т. 0,2S/0,5;
реактивная
ра 28139-07 ра 36697-08
ТТИ-АСЭТ-
100/5 4ТМ.03М
19
0,4 фид. 6
№
к.т. 0,5;
т-
-к.т. 0,2S/0,5;
реактивная
ра 28139-07 ра 36697-08
ТТИ-АСЭТ-
ТП-6 РУ-250/5 4ТМ.03М
20 0,4 фид. к.т. 0,5; - к.т. 0,2S/0,5;
13 № Госреест- № Госреест-
ра 28139-07 ра 36697-08
ТТИ-А СЭТ-
ТП-6 РУ-300/54ТМ.03М
210,4 фид. к.т. 0,5; - к.т. 0,2S/0,5;
14№ Госреест-№ Госреест-
ра 28139-07 ра 36697-08
ТТИ-АСЭТ-
ТП-6 РУ-400/5 4ТМ.03М
22 0,4 фид. к.т. 0,5; - к.т. 0,2S/0,5;
15 № Госреест- № Госреест-
ра 28139-07ра 36697-08
ТТИ-АСЭТ-Сикон С70
ТП-6 РУ-250/5 4ТМ.03М № Госрее-
23 0,4 фид.к.т. 0,5;-к.т. 0,2S/0,5;стра
16 № Госреест- № Госреест- 28822-05
ра 28139-07ра 36697-08
ТП-6 РУ-
ТТИ
-
А СЭТ-
240,4 фи
д
.
к.т. 0,5;
-
к.т. 0,2S/0,5;реактивная
№ Госреест- № Госреест-
±0,7 ±5,3
±1,5 ±4,6
Состав ИИК
№
ИК
Наимено-
вание при-УСПД
соединения
ТТ ТН Счетчик
Вид элек-
троэнергии
7
Лист № 8
Всего листов 10
Метрологические
характеристики
ИК
Погреш-
Основнаяность в
погреш- рабочих
ность, % условиях,
%
89
123456
ра 28139-07 ра 36697-08
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности.
2. В качестве характеристик основной 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 окружающего воздуха (21 – 25) ºС;
·
относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
·
атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
·
напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
·
частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
·
индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия:
·
параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uном; ток (0,05 – 1,2) Iном;
0,5 инд < cos
j
< 0,8 емк;
·
температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус
40 до плюс 60 ºС; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 ºС;
·
относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха
30ºС;
·
атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
·
напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
·
частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
·
индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, счетчики электрической энергии по ГОСТ
52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 52323 в режиме измерения
активной энергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляет-ся
актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъем-
лемая часть.
Глубина хранения информации:
·
счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств изме-
рений – за весь срок эксплуатации системы.
7.Надежность применяемых в системе компонентов:
·
счетчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее
140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
·
сервер – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Лист № 9
Всего листов 10
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по
эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ принтером.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Счетчик электрической энергии
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Наименование изделия
Кол-во Примечание
шт.
СЭТ-4ТМ.036
Счетчик электрической энергии
Трансформатор тока ТПОЛ-10
Трансформатор тока TAR
Трансформатор тока ТA
Трансформатор тока ТТИ-А
СЭТ-4ТМ.03М 18
12
9
12
33
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-106
Сикон С705
Контроллер Сикон ТС655
Сервер ИКМ Пирамида1
Устройство синхронизации времени УСВ-21
Модем iRZ MC52iT5
Специализированное программное обеспечение «Пирамида 2000»1
Методика поверки 072-12040054-1-00.МП1
Инструкция по эксплуатации 072-12040054-1-00.ИЭ1
Паспорт 072-12040054-1-00.ПС1
Поверка
Осуществляется в соответствии с документом 072-12040054-1-00.МП «ГСИ. Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и
мощности ООО «КНАУФ ГИПС» Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Марий-
ский ЦСМ» 28.08.2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики электрической энергии по ГОСТ 8.584-04.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений описан в методике измерений 072-12040054-1-00.МИ, утвержденной
и аттестованной в установленном порядке.
Лист № 10
Всего листов 10
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ.Метрологическоеобеспечение измерительныхсистем.
Основные положения»;
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель:
Общество с ограниченной ответственностью «Межрегион-Энерго».
Юридический адрес: 123104, г. Москва, ул. Большая Бронная, д.23 стр.1.
Почтовый адрес: 105062, г. Москва, ул. Макаренко, д.5/16 стр. 1Б.
e-mail: mezregion@ mezregion.ru, тел: (495) 984-71-08, факс: (495) 984-71-16.
Испытательный центр:
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ»,
424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, 3
тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94
Аттестат аккредитации № 30118-11 от 08.08.2011.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
Ф.В. Булыгин
м.п.
«___»________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 50836-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Шушково" Северной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Ярославской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 47275-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Дубиновка" Южно-Уральской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Оренбургской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 31616-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Старый Петергоф" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 34423-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Черноморские магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс ЛПДС "Пшехская" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 54441-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Введенское" Южно-Уральской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Курганской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 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