ГРСИ 58054-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "МРСК Сибири" - "Горно-Алтайские электрические сети" (по линиям 10 кВ) Нет данных. Поверка

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

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
58055-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "МРСК Сибири" - "Горно-Алтайские электрические сети" (по линиям 10 кВ) Нет данных, ГРСИ 58054-14

Смотреть ГРСИ
58053-14

Номер госреестра:

58054-14

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 002

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 56317

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-

Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электриче-

ские сети» (по линиям 10 кВ) (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и

реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных

документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения

(далее – ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р

52323 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425 в режиме измерений

реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-

передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонен-

тов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 4.

2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-

ИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее –

УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух цен-

тров сбора и обработки информации – ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-

Алтайские электрические сети» и ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт».

ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» вклю-

чает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», технические средства для организации локальной вычисли-

тельной сети и разграничения прав доступа к информации, каналообразующую аппаратуру,

устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-1, автоматизированные рабочие

места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее – ПО) «Пирамида 2000».

ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт» включает в себя сервер сбора данных, технические

средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к ин-

формации, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени на

базе УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), технические средства обес-

печения безопасности локальных вычислительных сетей.

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-

маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-

пают 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 актив-

ной и полной мощности.

Лист № 2

Всего листов 11

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 зна-

чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где производится

умножение результатов измерений количества электрической энергии и мощности на коэффи-

циенты трансформации ТТ и ТН, осуществляется хранение измерительной информации, ее на-

копление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резерв-

ному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключен-

ным к УСПД устройствам.

На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-

ной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-

ние отчетных документов. Из ЦСОИ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские элек-

трические сети» данные по сети Internet и резервному каналу связи стандарта GSM передаются

на ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт», где импортируются в базу данных и передаются в органи-

зации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие смежные субъек-

ты ОРЭ от ЦСОИ ОАО «Алтайэнергосбыт» осуществляется по каналу связи с протоколом

TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответсвии с приложением 11.1.1

«Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов

измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке по-

лучения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка элек-

трической энергии и мощности с использванием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматри-

вает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и

ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени на основе УСВ-1 и УСВ-2,

синхронизирующим собственное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-

приёмника, входящего в состав УСВ-1 и УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности

синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени для УСВ-

1 не более ±0,5 с, для УСВ-2 не более ±0,35 с. Сервер сбора данных периодически сравнивает

своё системное время с УСВ-2, корректировка часов сервера сбора данных осуществляется не-

зависимо от наличия расхождения. ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в 1 час) срав-

нивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществ-

ляется независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность текущего времени, изме-

ряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) в сутки составляет не более

3 с. Часы кон-

троллера СИКОН С70 синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравне-

ние и синхронизация показаний часов происходит каждый сеанс связи (2 раза в сутки) незави-

симо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность измерений времени контроллером

СИКОН С70 составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и контроллера СИ-

КОН С70 производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка

часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и контроллера СИКОН С70 более ±2 с,

но не чаще 1 раза в сутки.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» и сервера

отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции

часов устройств.

Лист № 3

Всего листов 11

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав ко-

торого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного

обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Сред-

ством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пира-

мида 2000».

Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО

Наименование про-

граммного обеспе-

чения

Идентифика-

ционное на-

именование

программного

обеспечения

Номер версии

(идентифика-

ционный но-

мер) про-

граммного

обеспечения

Цифровой иденти-

фикатор программ-

ного обеспечения

(контрольная сум-

ма исполняемого

кода)

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иденти-

фикатора про-

граммного

обеспечения

CalcClients.dll

e55712d0b1b219065

d63da949114dae4

MD5

CalcLeak-

age.dll

b1959ff70be1eb17c8

3f7b0f6d4a132f

MD5

CalcLosses.dll

d79874d10fc2b156a

0fdc27e1ca480ac

MD5

Metrology.dll

52e28d7b608799bb3

ccea41b548d2c83

MD5

ParseBin.dll

6f557f885b7372613

28cd77805bd1ba7

MD5

ParseIEC.dll

48e73a9283d1e6649

4521f63d00b0d9f

MD5

Модуль вычисления

значений энергии и

мощности по груп-

пам точек учета

Модуль расчета не-

баланса энер-

гии/мощности

Модуль вычисления

значений энергии

потерь в линиях и

трансформаторах

Общий модуль, со-

держащий функции,

используемые при

вычислениях раз-

личных значений и

проверке точности

вычислений

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пере-

даваемых в бинар-

ном протоколе

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пере-

даваемых по прото-

колам семейства

МЭК

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пере-

даваемых по прото-

колу Modbus

ParseMod-

bus.dll

c391d64271acf4055

bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Лист № 4

Всего листов 11

Продолжение таблицы 1

ParsePira-

mida.dll

ecf532935ca1a3fd32

15049af1fd979f

MD5

SynchroNSI.dl

530d9b0126f7cdc23

ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пере-

даваемых по прото-

колу Пирамида

Модуль формирова-

ния расчетных схем

и контроля целост-

ности данных нор-

мативно-справочной

информации

Модуль расчета ве-

личины рассинхро-

низации и значений

коррекции времени

VerifyTime.dll

1ea5429b261fb0e28

84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-

мида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пира-

мида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельст-

во об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от

счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-

троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи

измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков элек-

трической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормиро-

ваны с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий»

в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 5

Всего листов 11

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 – 4.

Состав измерительного канала

Номер

ИК

ВЛ-10 кВ Л-14-25

оп. № 174

ТОЛ-НТЗ-10

Кл.т. 0,5S

150/5

№ 11648

№ 11651

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 0810137362

СИКОН С70

Зав. № 07131

активная

реактивная

ВЛ-10 кВ Л-14-4

оп. № 457/31/44

ТОЛ-НТЗ-10

Кл.т. 0,5S

75/5

№ 11653

№ 11649

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 0810137348

СИКОН С70

Зав. № 07129

активная

реактивная

ВЛ-10 кВ Л-14-4

оп. № 174

ТОЛ-НТЗ-10

Кл.т. 0,5S

200/5

№ 11621

№ 11870

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 0810136496

СИКОН С70

Зав. № 07132

активная

реактивная

ВЛ-10 кВ Л-20-11

оп. № 117/12

ТОЛ-НТЗ-10

Кл.т. 0,5S

75/5

№ 11871

№ 11677

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 0810137307

СИКОН С70

Зав. № 07130

активная

реактивная

Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер

точкиНаименование объекта

измерений

ТТ

ТНСчётчик

Вид элек-

ИВКЭ

троэнергии

410

ЗНОЛП-НТЗ-10

Кл.т. 0,5

10000/√3:/100/√3

№ 12409

№ 12406

№ 12405

ЗНОЛП-НТЗ-10

Кл.т. 0,5

10000/√3:/100/√3

№ 12280

№ 12278

№ 12110

ЗНОЛП-НТЗ-10

Кл.т. 0,5

10000/√3:/100/√3

№ 12556

№ 12558

№ 12108

ЗНОЛП-НТЗ-10

Кл.т. 0,5

10000/√3:/100/√3

№ 12265

№ 12279

№ 12407

Лист № 6

Всего листов 11

ВЛ-10 кВ Л-20-14

оп. № 25

ТОЛ-НТЗ-10

Кл.т. 0,5S

75/5

№ 11704

№ 11872

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 0810137347

СИКОН С70

Зав. № 07133

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

123

511

ЗНОЛП-НТЗ-10

Кл.т. 0,5

10000/√3:/100/√3

№ 12266

№ 12408

№ 12562

Лист № 7

Всего листов 11

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность,Погрешность в рабочих

Номер ИКДиапазон тока(

δ), % условиях, (

δ), %

cos

= cos

0,9 0,8 0,5 0,9 0,8 0,5

1, 2, 3, 4, 5

Iн

1,2Iн

1,2 1,4 2,3 2,2 2,3 2,9

0,2Iн

<Iн

1,2 1,4 2,3 2,2 2,3 2,9

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

0,05Iн

<0,2Iн

1,5 1,7 3,0 2,3 2,5 3,5

Сч 0,5S)

0,02Iн

<0,05Iн

2,7 3,1 5,6 3,1 3,5 5,8

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность,Погрешность в рабочих

Номер ИКДиапазон тока(

δ), % условиях, (

δ), %

cos

= cos

0,9 0,8 0,5 0,9 0,8 0,5

1, 2, 3, 4, 5

Iн

1,2Iн

2,8 2,1 1,6 4,5 4,1 3,8

0,2Iн

<Iн

2,8 2,1 1,6 4,5 4,1 3,8

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

0,05Iн

<0,2Iн

3,6 2,7 1,8 5,0 4,4 3,9

Сч 1,0)

0,02Iн

<0,05Iн

6,6 4,7 3,0 7,4 5,8 4,5

Примечания:

1Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва-

ла, соответствующие вероятности 0,95.

3Нормальные условия эксплуатации:

-параметры сети: диапазон напряжения (0,99 – 1,01) Uном; диапазон силы тока

(0,02 – 1,2) Iном, частота (50

0,15) Гц; коэффициент мощности cos

= 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

-температура окружающей среды:

-ТТ и ТН от минус 60 °С до плюс 40 °С;

-счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;

-УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;

-ИВК от плюс 10 °С до плюс 25 °С;

-магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4Рабочие условия эксплуатации:

-для ТТ и ТН:

-параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн

; диапазон

силы первичного тока (0,02 – 1,2) Iн

; коэффициент мощности cos

(sin

) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);

частота (50

0,4) Гц;

-температура окружающего воздуха от минус 60 °C до плюс 40 °C.

-для счетчиков электроэнергии:

-параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн

; диапазон

силы вторичного тока (0,02 – 1,2) Iн

; коэффициент мощности cos

(sin

) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);

частота (50

0,4) Гц;

-температура окружающего воздуха:

-от минус 40 °C до плюс 60 °C;

-магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

Лист № 8

Всего листов 11

5Погрешность в рабочих условиях указана для cos

= 0,5; 0,8; 0,9 инд и температу-

ры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до

плюс 35 °С.

6Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке.

Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее

Т= 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-УСПД Trial С70 – среднее время наработки на отказ не менее Т= 70000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-УСВ-1 – среднее время наработки на отказ не менее Т= 35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее Т= 35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-ИВК «ИКМ-Пирамида» – среднее время наработки на отказ не менее Т= 100000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

-Сервер сбора данных IBM 3850 – среднее время наработки на отказ не менее

Т= 41163 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

-защита от кратковременных сбоев питания УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида», сер-

вера с помощью источника бесперебойного питания;

-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-журнал счётчика:

-параметрирования;

-пропадания напряжения;

-коррекции времени в счетчике;

-журнал УСПД:

-параметрирования;

-пропадания напряжения;

-коррекции времени в счетчике и УСПД;

-пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-электросчётчика;

-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-испытательной коробки;

-УСПД;

-сервера;

-ИВК «ИКМ-Пирамида»;

-защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

-электросчетчика;

-УСПД;

-сервера;

-ИВК «ИКМ-Пирамида».

Лист № 9

Всего листов 11

Возможность коррекции времени в:

-электросчетчиках (функция автоматизирована);

-УСПД (функция автоматизирована);

-сервере (функция автоматизирована);

-ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-о результатах измерений (функция автоматизирована);

-о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113

суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-УСПД – суточный график средних мощностей по каждому каналу – 45 суток;

-ИКМ-Пирамида - хранение результатов измерений, состояний средств измерений

– не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-

ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта

электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электриче-

ские сети» (по линиям 10 кВ) типографским способом.

ной с литой изо яцие

СЭТ-4ТМ.03М36697-125

индустриальные

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеТип№ ГосреестраКоличество, шт.

Трансформатор тока ТОЛ-НТЗ-10 51679-12 10

Трансформатор

тока

проход-

ЗНОЛП-НТЗ-1051676-1215

Счетчик электрической энер-

гии многофункциональный

Контроллеры сетевые

СИКОН С7028822-055

времени

Устройствосинхронизации

УСВ-128716-051

времени

Устройствосинхронизации

УСВ-241681-101

вычислител ые

Комплексы

ьн

информационно-

«ИКМ-Пирамида»45270-101

Сервер сбора данных IBM 3850 -1

Методика поверки - -1

Формуляр - -1

Руководство по эксплуатации - -1

Лист № 10

Всего листов 11

Поверка

осуществляется по документу МП 58054-14 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК

Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ). Методика поверки»,

утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

-трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато-

ры тока. Методика поверки»;

-трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс-

форматоры напряжения. Методика поверки»;

-по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от-

ключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе-

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

-счетчиков СЭТ-4ТM.03M – по документу «Счетчики электрической энергии мно-

гофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Ме-

тодика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ниже-

городский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-СИКОН С70 – по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН

С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;

-УСВ-1 – по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика

поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;

-УСВ-2 – по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика

поверки ВЛСТ. 237.00.001И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «12» мая 2010 г.;

-ИВК«ИКМ-Пирамида»–подокументу«Комплексыинформационно-

вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному

ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис-

темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений №

27008-04;

-переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи-

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от

минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности

от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электриче-

скойэнергии(мощности)сиспользованиемавтоматизированнойинформационно-

измерительной системы коммерческого учета электрической энергии филиала ОАО «МРСК

Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ) (АИИС КУЭ филиала

ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети» (по линиям 10 кВ))», аттесто-

ванной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС

RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Горно-Алтайские электрические сети»

(по линиям 10 кВ)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-

нические условия.

Лист № 11

Всего листов 11

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-

ные положения.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»

Юридический адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д.8

Тел.: (4922) 33-67-66

Факс: (4922) 42-45-02

E-mail:

st@sicon.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Центр энергетических решений»

ООО «Центр энергетических решений»

Юридический адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский проспект, д. 40

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:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

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.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
67181-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "КНПЗ-КЭН"	Нет данных	АО "РЭС Групп", г.Владимир	4 года	Перейти
18311-99	Установка автоматизированная для поверки счетчиков и преобразователей расхода газа	ПРУВ/А-СГ/ 1600	ТОО "Прувер", г.Москва	2 года	Перейти
78098-20	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Чемальская солнечная электростанция		ООО "ЭНЕРГОМИР-ПРО", г.Москва	4 года	Перейти
47809-11	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северо-Кавказской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Ростовской области	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
65090-16	Система измерительная коммерческого учета налива формалина и концентрата карбамидоформальдегидного ООО "Сибметахим"	Нет данных	ООО НПП "Томская электронная компания", г.Томск	2 года	Перейти

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

Поверка средств измерений