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 ОАО "Щекиноазот" (3 очередь) Нет данных, ГРСИ 56002-13
Номер госреестра:
56002-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Щекиноазот" (3 очередь)
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 2012АС001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 53562
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
trial электрической энергии ОАО «Щекиноазот» (3 очередь)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта
электрической энергии ОАО «Щекиноазот» (3 очередь ) (далее – АИИС КУЭ), предназначена
для измерения измерений активной, реактивной электрической энергии, потребляемой
объектамиОАО«Щекиноазот»,атакжерегистрацииихраненияпараметров
электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с
субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями.
Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов
.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ реализована в объеме третьей пусковой очереди АИИС КУЭ ОАО
«Щекиноазот»ипредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
·
измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
·
периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин);
·
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз
данных) и от несанкционированного доступа;
·
передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
·
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних
пользователей);
·
обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
·
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
·
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
·
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) - (9 точек измерения),
содержит в своем составе:
·
измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001;
·
измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001;
·
вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
·
счетчики электрической энергии счетчики активной и реактивной электроэнергии
EPQS122.23.17.LL класса точности 0,5S/0,5 и EPQS111.21.18.LL класса точности 0,2S/0,5
по ГОСТ Р 52323-05 для активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной
электроэнергии.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)
содержит в своем составе:
·
устройство терминальный контроллер ТК-16L для автоматизации измерений и учета
энергоресурсов (далее - УСПД) ГР №27781-04 (1шт);
Лист № 2
Всего листов 8
·
устройство Шлюз Е-422GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (далее-
УСПД), ГР №46553-11 (2 шт);
·
каналообразующая аппаратура.
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем
составе:
·
сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений;
·
технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав
доступа к информации;
·
радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее УССВ),ГР№ 40586-09;
·
технические средства приема-передачи данных.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям
активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение
мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS – 485 каждые 30 минут
поступает в УСПД. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД,
где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности, хранение измерительной
информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний
уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД
устройствам.
ИВК с периодичностью не реже чем один раз в сутки производится автоматизированный сбор
результатов измерений с УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу
данных сервера БД. На верхнем – третьем уровне системы выполняется обработка
измерительнойинформации,формированиеихранениепоступающейинформации,
оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерений в
организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с
согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ). СОЕВ
создана на основе УССВ РСТВ-01-01, в состав которого входит приемник сигналов точного
времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени
часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с сервером. Часы УСПД синхронизируются
от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении
часов УСПД и сервера на значение превышающее ± 2 с (программируемый параметр). Часы
счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция
часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с
(программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.
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.
В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного
доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.
Server_MZ4.dll
1.0.1.1
PD_MZ4.dll
1.0.1.1
ASCUE_MZ4.dll
1.0.1.1
MD5 checksums
generated by
MD5summer
Наименование
программного
обеспечения
Номер версии
программного
обеспечения
(контрольная
сумма
Алгоритм
Лист № 3
Всего листов 8
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используетсяаппаратно - программный комплекс (АПК) для
автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора (СС) и
сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Программные средства СС и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО,
включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные
программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+»
версия 4.04, ПО СОЕВ.
Идентификационные данные программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4
приведены в Таблице 1.
Таблица 1
Цифровой
Идентификационное(идентификац
идентификатор
вычисления
наименованиеионныйцифрового
программного номер) идентификатора
обеспеченияпрограммногопрограммного
обеспечения
исполняемого кода)
обеспечения
Сервер сбора
данных
Пульт
диспетчера
АРМ
Энергетика
f851b28a924da7cde
6a57eb2ba15af0c
2b63c8c01bcd61c4f
5b15e097f1ada2f
cda718bc6d123b63a
8822ab86c2751ca
Наметрологическиехарактеристикимодулявычисленийоказываютвлияние
пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных
из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность).
Пересчёт происходит в базе данных (БД) при формировании отчетов. Значения пересчетных
коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и фиксацией
изменений в журнале событий.
Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие
возможностьнесанкционированноймодификации,загрузки(втомчислезагрузки
фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных
изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи,
разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты в
соответствии с МИ 3286-2010– «высокий».
Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ
Состав измерительных каналов (ИК), значение характеристик погрешности АИИС КУЭ
приведены в таблице 2.
Лист № 4
Всего листов 8
Состав измерительного канала
Номер точки
измерений
и наименование
объекта
УСПД
2
Первомайска
я ТЭЦ, КЛ-
110кВ ПТЭЦ-
Восточная 2
Шлюз Е-422 GSM
№110519
3
4
ТПЛ-10-М
300/5;КТ 0,5
А.Зав. № 2971
С.Зав. № 2972
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5s/0,5
Зав.№ 01138944
5
ТПЛ-10-М
300/5; КТ 0,5
А.Зав. № 2973
С.Зав. №2974
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5s/0,5
Зав.№ 01138945
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5s/0,5
Зав.№ 01138997
8
ТПЛ-10-М
300/5;КТ 0,5
А.Зав. № 2609
С.Зав. № 2975
Шлюз Е-422 GSM №110904
Таблица 2.
ТТТНСчетчик
Вид
электроэнергии
ность,
%
ность в
Метрологические
характеристики ИК
Основная
Погреш-
погреш-
рабочих
условиях,
%
Первомайска
я ТЭЦ, КЛ-
1 110кВ
ПТЭЦ-
Восточная 1
ТОГФ-110НКФ-110-57EPQS
600/5; КТ 0,5 110000/√3:100/√3 122.23.17LL
А.Зав. № 344КТ 0,5КТ 0,5s/0,5
В.Зав. № 346 А.Зав.№ 934854 Зав.№ 01138951
С.Зав. № 343 В.Зав.№ 934851
С.Зав.№ 934853
±1,8 ±3,3
±2,2 ±4,7
ТОГФ-110
600/5; КТ 0,5
А.Зав. № 345
В.Зав. № 348
С.Зав. № 347
НКФ-110-57
110000/√3: 100/√3
КТ 0,5
А.Зав.№ 934850
В.Зав.№ 915352
С.Зав.№ 934852
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5s/0,5
Зав.№ 01138955
±1,8 ±3,3
±2,2 ±4,7
ПС 110/6кВ
№140
(Восточная),
РУ-6кВ, яч.
22 - Т-1 ТП-
20 КуАз
ТПЛ-10-М
300/5; КТ 0,5
А.Зав. № 2905
С.Зав. №2906
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
А,В,С
Зав.№ 3473
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5s/0,5
Зав.№ 01138954
±1,8 ±3,3
±2,2 ±4,7
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
А,В,С
Зав.№ 2471
±1,8 ±3,3
±2,2 ±4,7
ПС
110/6кВ№140
(Восточная),
РУ-6кВ, яч.
51 - Т-2 ТП-
20 КуАз
ПС
110/6кВ№140
(Восточная),
РУ-6кВ, яч.
10 - Т-1 ТП-
22,21 КуАз
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
А,В,С
Зав.№ 3473
ПС
РУ-6кВ, яч.
300/5;КТ 0,5
110/6кВ№140
ТПЛ-10-М
6
(Восточная),
А.Зав. № 2916
39 - Т-2 ТП-
С.Зав. № 2917
22,21 КуАз
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
А,В,С
Зав.№ 2471
±1,8 ±3,3
±2,2 ±4,7
ПС
РУ-6кВ, яч.
300/5; КТ 0,5
110/6кВ№140
ТПЛ-10-М
7
(Восточная),
А. Зав. №2804
19 -Т-1 ТП-
С. Зав. №2812
23,24 КуАз
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
А,В,С
Зав.№ 196
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5s/0,5
Зав.№01138947
±1,8 ±3,3
±2,2 ±4,7
ПС
110/6кВ№140
(Восточная),
РУ-6кВ, яч.
42 - Т-2 ТП-
23,24 КуАз
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
А,В,С
Зав.№ 247
EPQS
122.23.17LL
КТ 0,5s/0,5
Зав.№01138950
А
Р
±1,8 ±3,3
±2,2 ±4,7
±1,8 ±3,3
±2,2 ±4,7
Состав измерительного канала
Номер точки
измерений
и наименование
объекта
УСПД
9
ПС 6/0,4 кВ
№ 44, РУ-6,
яч.16 - ЗАО
"Стальинвест
" ввод 2
ТПЛ-10-М
400/5;КТ 0,5
А.Зав. № 2965
С. Зав.№3009
НТМИ-6
6000/100
КТ 0,5
А,В,С
Зав.№ 44-2-11
EPQS
111.21.18LL
КТ 0,2s/0,5
Зав.№ 461889
ТК-16L №200601006
ТТТНСчетчик
Вид
электроэнергии
ность,
%
ность в
Лист № 5
Всего листов 8
Метрологические
характеристики ИК
Основная
Погреш-
погреш-
рабочих
условиях,
%
А ±1,3 ±2,9
Р ±2,2 ±4,7
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
·
напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
·
сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos
j
=0,9 инд;
·
температура окружающей trial: от 15 до 25
°
С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
·
напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном,
·
сила тока от 0,05·Iном до 1,2·Iном ;
·
температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60
°
С ;для трансформаторов тока по ГОСТ
7746-2001; для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001; для устройств автоматизации
измерений и учета энергоресурсов (УСПД) от минус 40 до плюс 60
°
С; для сервера от плюс 10
до плюс 35
°
С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,05 Iном, cos
j
= 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +40 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные
утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Щекиноазот»
порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭкак его
неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электроэнергии EPQS– среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Т
ср
= 400 000 ч, среднее
время восстановления работоспособности не более t
в
= 2 ч;
- устройство ТК-16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов – среднее время
наработки на отказ не менее 35000 часов;
- устройство «Шлюз Е-422GSM» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов –
среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
Лист № 6
Всего листов 8
- радиосервер точного времени РСТВ-01-01 – среднее время наработки на отказ не менее 55000
часов;
-сервер (параметры надежности: коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время
восстановления работоспособности tв = 30 мин).
Надежность системных решений:
·
резервирование питания с помощью устройства АВР;
·
резервированиеканаловсвязи:информацияорезультатахизмеренийможет
передаваться в организации – участники оптового рынка электроэнергии с помощью
электронной почты и сотовой связи;
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени;
·
журнал ИВК:
- параметрирование;
- попытка не санкционируемого доступа;
- коррекция времени;
Защищённость применяемых компонентов:
·
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
·
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на сервер;
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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 не менее
2730 часов.
-сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств
измерений на срок не менее 3,5 лет.
-устройства ТК-16L, ШЛЮЗ Е-422(GSM) для автоматизации измерений и учета
энергоресурсовобеспечивают хранение данных о электропотреблении (профиль
нагрузки счетчиков), не менее 45 суток, время сохранения измерительной информации в
устройстве при пропадании напряжения питания-10 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной
документации АИИС КУЭ типографским способом.
Лист № 7
Всего листов 8
Комплектность средств измерений
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на создание АИИС КУЭ, а
также эксплуатационной документацией – формуляром (ФО 4222-2012АС001-5040099482-2013
Поверка
осуществляется в соответствии с документом о поверке:
- система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии. Методика поверки. МП 4222-2012АС001-5040099482-2013 , утверждена ГЦИ
СИ ФБУ «Самарский ЦСМ» 13 ноября 2013г..
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
средства измерений падения напряжения в линии соединении счетчика с ТН в
соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений падения
напряжения в линии соединения с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации».
-
трансформаторовтокавсоответствиисГОСТ8.217-2003«ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» Методика поверки» и/или МИ 2845-2003
«ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте
эксплуатации»,МИ2925-2005«ГСИ.Измерительныетрансформаторынапряжения
35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
-
средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства
измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения
измерений без отключения цепей»;
-
средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с МИ 3196-2009.
«Государственнаясистемаобеспеченияединстваизмеренийвторичнаянагрузка
трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
счетчиков EPQS – по методике поверки РМ 1039597-26:2002 «Счётчик
электрической энергии многофункциональный EPQS», утвержденной Государственной
службой метрологии Литовской Республики;
-
устройство сбора и передачи данных «ТК-16L» - в соответствии с разделом
«Методика поверки» руководства по эксплуатации АВБЛ.002.003.РЭ (на комплексы
аппаратно-программныедляавтоматизацииучетаэлектроэнергии«ТЕЛЕСКОП»),
утвержденного ГЦИ СИ ВНИИМС в 2004 г.;
-
устройство «ШЛЮЗ Е-422(GSM)» – в соответствии с методикой поверки
АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
-
радиосерверов точного времени РСТВ-01-01 – в соответствии с разделом 5 в
Руководстве по эксплуатации «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП
ВНИИФТРИ в январе 2009 г.
-
радиочасы МИР РЧ-01, ПГ±1 мкс;
Сведения о методиках (методах) измерений
Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационно-
измерительной системе коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Щекиноазот» (3 очередь)
приведены в документе - «Методика измерений количества электрической энергии
(мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы
коммерческого учёта электроэнергии (мощности) ОАО «Щекиноазот» (3 очередь) для
оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) - ЦПА.424340.02-ЩА.МИ. Методика
аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об
аттестации № 73/01.00181-2008/2013 от 05 ноября 2013г.
Лист № 8
Всего листов 8
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучётаэлектроэнергииОАО
«Щекиноазот» (3 очередь)
1) ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
2) ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
3) ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
4) ГОСТ Р 8.596-2002«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительныхсистем.
Основные положения».
5) ГОСТ Р 52322-2005«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 2I. Статические счетчики активной энергии классов
точности 1 и 2».
6) 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».
7) ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
8) Система автоматизированная информационно-измерительнаякоммерческого учета
электроэнергииОАО«Щекиноазот».Технорабочийпроект ЦПА.424340-ЩА.РД
(Пояснительная записка. Рабочая документация).
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспеченияединстваизмеренийсистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Щекиноазот» (3 очередь)
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Заявитель
ЗАО «Центр промышленной автоматизации»
Юридический trial: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41, офис 28
Тел. (495) 967-96-10
Почтовый адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41, офис 28 А/Я 71
Тел. (495) 967-96-10
Испытательный центр
ФБУ «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в
Самарской области» ФБУ «Самарский ЦСМ»
аттестат аккредитации № 30017-13;
Почтовый адрес: 443013 г. Самара, пр. Карла Маркса, 134,
Тел/факс: (846) 336 - 08 – 27, (846) 336 - 15 – 54;
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № 30017-13 от 21.10.2013 г.
Заместитель Руководителя Федерального агентства
по техническому регулированию и метрологии___________ Ф.В. Булыгин
М.п."_____"_________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 26781-04 | Система измерений количества и показателей качества нефти УПН Лугинецкого месторождения ОАО "Томскнефть" | Нет данных | ОАО "Томскнефть", г.Стрижевое | 1 год | Перейти |
| 63644-16 | Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Краснодар Водоканал" | Нет данных | ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ), г.Краснодар | 4 года | Перейти |
| 81736-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АЭР" 3-й очереди | - | Общество с ограниченной ответственностью "АЭР" (ООО "АЭР"), г. Краснодар | 4 года | Перейти |
| 30989-06 | Система измерений количества и показателей качества нефти РФК "КанБайкал" | Нет данных | ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 57072-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/10 кВ "Хорогочи" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части дополнительных точек учета | Нет данных | ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск | 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