Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Тулгорэлектросети" 3-я очередь Нет данных, ГРСИ 56178-14
Номер госреестра:
56178-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Тулгорэлектросети" 3-я очередь
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 005
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 53762
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь (далее - АИИС КУЭ),
предназначенадляизмеренияактивнойиреактивнойэнергии,атакжедля
автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень включает измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ),
измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) и счетчики активной и реактивной
электроэнергии, вторичные электрические цепи.
2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее –
ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее – УСПД)
типа СИКОН С70 (Госреестр СИ РФ № 28822-05) и технических средств приема-передачи
данных.
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) АИИС КУЭ
на базе «ИКМ-Пирамида», сервер баз данных (далее – БД) АИИС КУЭ, устройство
синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05, зав. № 825), автоматизированные
рабочие места персонала (далее – АРМ), технические средства для организации локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства
приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее – ИК) № 1 – 5, 7 состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
ИК № 6 состоит из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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 преобразуют 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 по проводным линиям связи поступает на
входы УСПД (для ИК № 6 сигнал с выходов счетчиков поступает непосредственно через GSM-
модем на ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление
и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение
информации по подключенным устройствам.
Лист № 2
Всего листов 11
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительнойинформации,формированиеихранениепоступающейинформации,
оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–
участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными
сторонами регламентами.
Результаты измерений передаются с сервера ОАО «ТГЭС» на сервер ОАО «Тульская
энергосбытовая компания» (ОАО «ТЭК») в виде электронного документа, сформированного
посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии
со спецификацией 1.0.
На сервере ОАО «ТЭК» создаются электронные документы, подписанные электронно-
цифровой подписью (ЭЦП). Отправка электронных документов в ОАО «АТС», Филиал
ОАО «СО ЕЭС» РДУ и смежным субъектам ОРЭ осуществляется с сервера ОАО «ТЭК».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), которая
формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени
УСВ-1 на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы
позиционирования (GPS). Сличение времени часов ИВК с часами УСВ-1 происходит каждую
секунду, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы УСПД
синхронизируются от часов ИВК один раз в сутки, коррекция проводится при расхождении
более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД/ИВК с периодичностью
один раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и
УСПД/ИВК более чем на ± 1 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО "Пирамида 2000", в состав которого входят
программные модули, указанные в таблице 1. ПО "Пирамида 2000" обеспечивает защиту
программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,
обеспечиваемое программными средствами ПО "Пирамида 2000".
Идентифика-
ционное
наименование
программного
обеспечения
Номер версии
(идентифика-
ционный номер)
программного
обеспечения
Цифровой идентификатор
программного
обеспечения (контрольная
сумма исполняемого кода)
Наименование
файла
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
1
2
3
4
5
ПО
«Пирамида
2000»
Не ниже
Версии 20
52e28d7b608799bb3ccea41
b548d2c83
Metrology.dll
MD5
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
-
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и
способов организации измерительных каналов.
-
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2,
Лист № 3
Всего листов 11
и преднамеренных изменений –
нормированы с учетом ПО.
-
Уровень защиты ПО от непреднамеренных
уровень «С» по МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-ого и 2-ого уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2
Таблица 2 – Состав 1-ого и 2-ого уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК.
Метрологические
характеристики
Номер ИК в соответствии с
однолинейной схемой
Наименование объекта
учета, диспетчерское
наименование
присоединения
Вид СИ,
класс точности ,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
Обозначение, тип
Заводской
номер
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
УСПД
Наименование измеряемой
величины
Вид энергии
Основная относительная
погрешность
ИИК (± δ), %
Относительная погрешность
ИИК в рабочих условиях
эксплуатации (± δ),
%
00598-11
Счетчик
6000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Канал измеренийСостав 1-ого уровня АИИС КУЭ
891011
ТТ
567
29987-11
29957-11
29956-11
ТН
4
АТОЛ-СЭЩ-10
ВТОЛ-СЭЩ-10
СТОЛ-СЭЩ-10
А
ВНАЛИ-СЭЩ-10-1
С
123
Кт = 0,5
Ктт = 300/5
№ 32139-11
Кт = 0,5
Ктн = 10000/100
1
№ 38394-08
ПС 110/10/6 кВ № 41
«Перекоп», 1 с.ш. 10 кВ,
ф.33
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03М.01
0808111934
№ 36697-08
СИКОН С70
№ 28822-05
Зав. № 01889
Активная± 1,2± 5,8
Реактивная± 2,5± 4,4
Лист № 5
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
00599-11
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
0808112368
6000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
00598-11
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
0808111856
6000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
± 5,8
00599-11
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
0808111884
6000
СИКОН С70
№ 28822-05
Зав. № 01889
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
891011
ТТ
567
30152-11
30116-11
29977-11
ТН
4
АТОЛ-СЭЩ-10
ВТОЛ-СЭЩ-10
СТОЛ-СЭЩ-10
А
ВНАЛИ-СЭЩ-10-1
С
123
Кт = 0,5
Ктт = 300/5
№ 32139-11
Кт = 0,5
Ктн = 10000/100
2
№
38394-
08
ПС 110/10/6 кВ №41
«Перекоп», 2 с.ш. 10 кВ,
ф.32
Активная± 1,2± 5,8
Реактивная± 2,5± 4,4
ТТ
28821-11
30729-11
30086-11
ТН
АТОЛ-СЭЩ-10
ВТОЛ-СЭЩ-10
СТОЛ-СЭЩ-10
А
ВНАЛИ-СЭЩ-10-1
С
Кт = 0,5
Ктт = 300/5
№ 32139-11
Кт = 0,5
Ктн = 10000/100
3№ 38394-08
ПС 110/10/6 кВ №41
«Перекоп», 1 с.ш. 10 кВ,
ф.35
Реактивная± 2,5
Активная± 1,2
± 4,4
ТТ
29958-11
29946-11
30159-11
ТН
АТОЛ-СЭЩ-10
ВТОЛ-СЭЩ-10
СТОЛ-СЭЩ-10
А
ВНАЛИ-СЭЩ-10-1
С
Кт = 0,5
Ктт = 300/5
№ 32139-11
Кт = 0,5
Ктн = 10000/100
4
№ 38394-08
ПС 110/10/6 кВ №41
«Перекоп», 2 с.ш. 10 кВ,
ф.34
Активная± 1,2± 5,8
Реактивная± 2,5± 4,4
Лист № 6
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
0805113344
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 23345-07
Меркурий 230 ART-00
PQRSIDN
360
-
± 5,8
09595-11
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
0812122075
1800
СИКОН С70
№ 28822-05
Зав. № 01688
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
891011
ТТ
ТН
4
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ЗНОЛ-СЭЩ-10
ЗНОЛ-СЭЩ-10
ЗНОЛ-СЭЩ-10
567
19410-11
19420-11
19487-11
01994-11
02044-11
02043-11
123
Кт = 0,5 А
Ктт = 300/5 В
№ 32139-11
С
Кт = 0,5 А
Ктн=
10000/√3/100/√3
В
5
№ 35956-07
С
ПС 110/10/6 кВ №218
«Южная», 4 с.ш. 10 кВ,
ф.44
6000
СИКОН С70
№ 28822-05
Зав. № 01863
Активная± 1,2± 5,8
Реактивная± 2,5± 4,4
ТТ
ТН
ТОЛ-10-I-2У2
ТОЛ-10-I-2У2
ТОЛ-10-I-2У2
ЗНОЛП-6У2
ЗНОЛП-6У2
ЗНОЛП-6У2
18581
18584
17697
3005757
3005765
3005719
Кт = 0,5 А
Ктт = 30/5 В
№ 15128-07
С
Кт = 0,5 А
Ктн = 6000/√3/100/√3 В
6№ 23544-07
С
ВЛ 6 кВ от ПС 110/35/6
№52 Медвенка, 2 с.ш. 6 кВ,
ф. Плехановский, отпайка на
ТП №34
6/0,4 кВ
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
15723029
Реактивная± 2,5
Активная± 1,2
± 4,4
ТТ
21674
21675
21676
ТН
АТОЛ-10-I-8У2
ВТОЛ-10-I-8У2
СТОЛ-10-I-8У2
А
ВНАЛИ-СЭЩ-6-1-У2
С
Кт = 0,5S
Ктт = 150/5
№ 15128-07
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
7№ 38394-08
ПС 110/35/6 №52
Медвенка, РУ-6 кВ, 2
с.ш. 6 кВ, яч. 6
Активная± 1,2± 5,2
Реактивная± 2,5± 4,1
Лист № 7
Всего листов 11
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовая).
2. В качестве характеристик 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, cosφ = 0,87 инд.;
температура окружающей среды (23 ± 2) °С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uном; ток (0,02(0,05) - 1,2) Iном;
0,5 инд. ≤ cosφ ≤ 0,8 емк.
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от
минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 60 °С; для УСПД от минус 10 °С
до 50 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)·Iном, cosφ = 0,5 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии
от 0 до 40 °С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения
активнойэлектроэнергиииГОСТР52425-2005врежимеизмеренияреактивной
электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
(см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в
ОАО «Тулгорэлектросеть» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
·
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены
средний срок службы и средняя наработка на отказ;
·
электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее
Т
0
= 140 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более
T
в
= 7 суток;
·
электросчетчик типа Меркурий 230 – среднее время наработки на отказ не менее
Т
0
= 150 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более
T
в
= 7 суток;
·
устройство сбора и передачи данных типа СИКОН С70 – среднее время наработки на
отказ не менее Т
0
= 70 000 ч., среднее время восстановления работоспособности
не более T
в
= 24 ч.
Надежность системных решений:
·
защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника
бесперебойного питания;
·
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью
электронной почты и сотовой связи.
Лист № 8
Всего листов 11
Регистрация событий:
·
журнал событий счетчика:
-
параметрирование;
-
пропадание напряжения;
-
коррекция времени в счетчике.
·
журнал событий ИВКЭ:
-
параметрирование;
-
пропадание напряжения;
-
коррекция времени в счетчике и УСПД;
-
пропадание и восстановление связи со счетчиком;
-
включение и выключение УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
·
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
электросчетчиков;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательных коробок;
-
УСПД;
-
сервера;
·
защита информации на программном уровне:
-
результатов измерений при хранении и передаче информации (возможность
использования цифровой подписи);
-
установка пароля на счетчик;
-
установка пароля на УСПД;
-
установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
·
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – не
менее 30 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
·
ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу – не менее 35
дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений
– не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Лист № 9
Всего листов 11
Таблица3–Комплектностьсистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети»
3-я очередь
Наименование
Количество
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10
Трансформатор тока ТОЛ-10-I-2У2
Трансформатор тока ТОЛ-10-I-8У2
Трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-10-1
Трансформатор напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10
Трансформатор напряжения ЗНОЛП-6У2
Трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-6-1-У2
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М
15 шт.
3 шт.
3 шт.
2 шт.
3 шт.
3 шт.
1 шт.
6 шт.
Счетчик электрической энергии трехфазный статический «Меркурий
230»
1 шт.
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70
Устройство синхронизации времени УСВ-1
Контроллер СИКОН ТС65
Сервер на базе «ИКМ-Пирамида»
АРМ оператора
Методика поверки
Руководство по эксплуатации
3 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляется по документу МП 56178-14 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети»
3-я очередь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
-
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы
напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные
трансформаторынапряжения3...35кВ.Методикаповеркинаместе
эксплуатации»;
-
счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М – в
соответствиисметодикойповеркиИЛГШ.411152.145РЭ1,являющейся
приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика
поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
04 декабря 2007 г.;
-
счетчиков электрической энергии трехфазных статических «Меркурий 230» - в
соответствии с документом «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1,
согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая
2007 г.;
Лист № 10
Всего листов 11
-
контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70– в соответствии с
документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика
поверки ВЛСТ 220.00.000 И1» утвержденным ВНИИМС в 2005 году;
-
устройства синхронизации времени УСВ-1 – в соответствии с документом
«УстройствосинхронизациивремениУСВ-1.Методикаповерки
ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.04 г.;
-
средства измерений по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения
единства измерений. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
-
средства измерений по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения
единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре
средств измерений № 27008-04;
-
переносной компьютер с ПОи оптический преобразовательдля работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методизмеренийизложенвэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь.
системе
учета
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
2.ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3.ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4.ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22: 2003) «Статические счетчики активной
энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
5. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Статические счетчики реактивной
энергии».
6. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общие технические условия».
7.ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
8. Эксплуатационнаядокументациянасистемуавтоматизированную
информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС
КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Лист № 11
Всего листов 11
Изготовитель:
Общество с ограниченной ответственностью «Производственно-коммерческая фирма
«Тенинтер» (ООО «ПКФ «Тенинтер»)
Юридический адрес:
109202, г. Москва, ул. 3-я Карачаровская, д. 8, корп. 1
Почтовый адрес:
109444, г. Москва, Ферганская ул., д. 6, стр. 2
Тел./факс: +7 (495) 788-48-25
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_____________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 20980-01 | Системы автоматизированные для контроля и учета электрической энергии | АСКУЭ-Е1 | ЗАО "ИКТ Консалт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 47343-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (по точкам поставки ООО "Антарес-групп") | Нет данных | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 47247-11 | Система измерений количества и показателей качества нефти Майского месторождения | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 2 года | Перейти |
| 64982-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" БуЭС Свияжского РЭС 1 | Нет данных | Филиал ОАО "Сетевая компания" Буинские электрические сети, г.Буинск | 4 года | Перейти |
| 62448-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Вынгапур" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), 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