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) "ПФК" Нет данных, ГРСИ 58773-14
Номер госреестра:
58773-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ПФК"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 004/2014
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Лист № 1
Всего листов 11
Приложение к свидетельству № 57121
об утверждении типа средств измерений
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
коммерческого
Система автоматизированная информационно-измерительная
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПФК»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПФК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения
активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки,
хранения, отображения и передачи полученной информации. Данные системы могут быть
использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S;
0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса
точности 0,2; 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-
4ТМ.03М класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и
0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах
АИИС КУЭ.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ
на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ № 44595-10), включающий в себя сервер баз
данных (далее – сервер БД) АИИС КУЭ, обеспечивающий функции сбора и хранения
результатов измерений, 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) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируютсяизмерительными
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.
Счетчики передают информацию по линиям связи на сервер (ИВК). Передача данных
осуществляется с помощью GSM-стандарта мобильной связи. Вычисление величин
энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов
тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения на сервере. На сервер
данные поступают по основным каналам связи (существующая сеть мобильной связи
стандарта GSM).
Сбор информации от счетчиков осуществляется по каналам связи сервером баз
данных ИВК. Управление сбором данных осуществляется при помощи программного
обеспечения, которое функционирует на сервере ИВК.
Лист № 2
Всего листов 11
В сервере ИВК осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМ по
локальной сети предприятия собранной информации, а также дальнейшая ретрансляция по
существующим каналам связи в заинтересованные организации.
Результаты измерений, подписанные электронно-цифровой подписью (ЭЦП),
передаются с сервера БД в виде электронного документа, сформированного посредством
расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со
спецификацией 1.0 в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ и смежным субъектам ОРЭ
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ),
которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации
времени УССВ-2 (госреестр № 54074-13) на основе приемника сигналов точного времени от
спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов сервера
БД с часами УССВ-2 происходит каждую секунду, коррекция проводится при расхождении
более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью
один раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и
сервера БД более чем на ± 1 с (программируемый параметр).
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже
± 5,0 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии 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 программное обеспечение (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР»,
с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и
отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
обеспечения
Номер версии
номер)
Цифровой
программного
обеспечения
сумма
цифрового
тора
го
передачи данных
Amrserver.exe
Amrc.exe
e1898a466b8bd2f
Не ниже
14.03.01.02
alfamess.dll
Алгоритм
Идентификационное(идентифика-
идентификатор
вычисления
наименование ционный Наименовани идентифика-
программного
программ
н
ого
(
контрол
ь
ная
е файла
программно
обе
с
печ
е
ния
исполняемого кода)
обе
с
пе
че
ния
12 3 4 5
Программа-
планировщик опроса и
25b98c6
c
d394aa17d
(стандартный каталог
f4b
fc
8badd85636
для всех модулей)
драйвер ручного опроса498ca4f23e7d403af5MD5
счетчиков и УСПД 9f79502303c5ea
драйвер работы с БД
d696de
f
8639
e
23a10
Cdbora2.dll
библиотека сообщенийb8c331abb5e344441
планировщика опроса 70eee9317d635cd
МетрологическиехарактеристикиИКАИИСКУЭ,указанныевтаблице2
нормированы с учетом ПО.
Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты – «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Номер ИК
Наименова
ние
объекта
учета
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
Обозначение, тип
Заводской
номер
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
Вид энергии
ТТ
ТН
7895
1
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
0806111383
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Состав 1-го уровня и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК
Состав 1-го уровня
Метрологические
характеристики
Наименование
измеряемой
величины
Основная
Погрешность
ИК,
± %
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
± %
12
78910
4
АТФЗМ 110 Б-IV
ВТФЗМ 110 Б-IV
СТФЗМ 110 Б-IV
А НКФ-110
ВНКФ-110
56
16786
16788
16791
7897
7896
3
Кт = 0,2S
Ктт = 300/5
№ 26422-06
Кт = 0,2
Ктн =
110000/√3/100/√3
№ 26452-04
СНКФ-110
ПС 110/35/6 кВ «Фанерная»,
ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ
Т-1
Счетчик
66000
Активная0,52,0
Реактивная1,12,1
Лист № 4
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
Счетчик
ТТ
ТН
00087-11
3
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
0804111369
14000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
ТТ
А ТФЗМ 110 Б-IV 16790
В ТФЗМ 110 Б-IV 16787
С ТФЗМ 110 Б-IV 16789
А НКФ-110 7899
В НКФ-110 7894
ТН
Кт = 0,2S
Ктт = 300/5
№ 26422-06
Кт = 0,2
Ктн =
110000/√3/100/√3
2
№ 26452-04
Т-2
66000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
СНКФ-1107898
Активная0,52,0
Кт = 0,2S/0,5
Реактивная1,12,1
Ксч = 1 СЭТ-4ТМ.03М 0806112838
№ 36697-12
АТОЛ-35 III-IV-3
ВТОЛ-35 III-IV-3
СТОЛ-35 III-IV-3
А ЗНОЛ-СЭЩ-35
В ЗНОЛ-СЭЩ-35
572
573
574
00083-11
00082-11
Кт = 0,5
Ктт = 200/5
№ 34016-07
Кт = 0,2
Ктн =
35000/√3/100/√3
№ 40085-08
СЗНОЛ-СЭЩ-35
ПС 110/35/6 кВ «Фанерная»
ПС 110/35/6 кВ «Фанерная», ОРУ-
,
ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ
«Фанерная –
110 кВ, Ввод 110 кВ
Новоильинск» ц. 1
Активная0,95,4
Реактивная2,02,9
Лист № 5
Всего листов 11
ТТ
ТН
00085-11
4
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
0804111455
14000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
ТТ
ТН
02080-11
5
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
0806111982
2400
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная
АТОЛ-35 III-IV-3
ВТОЛ-35 III-IV-3
СТОЛ-35 III-IV-3
А ЗНОЛ-СЭЩ-35
В ЗНОЛ-СЭЩ-35
575
576
577
00086-11
00084-11
Кт = 0,5
Ктт = 200/5
№ 34016-07
Кт = 0,2
Ктн =
35000√3/100/√3
№ 40085-08
СЗНОЛ-СЭЩ-35
ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ
ц. 2
Активная0,95,4
Реактивная2,02,9
Кт = 0,2S
Ктт = 200/5
№ 32139-06
А
ТОЛ-СЭЩ-10
ВТОЛ-СЭЩ-10
СТОЛ-СЭЩ-10
АЗНОЛ-СЭЩ-6
ВЗНОЛ-СЭЩ-6
22442-11
22443-11
22502-11
02078-11
02079-11
Кт = 0,2
Ктн =
6000/√3/100/√3
№ 35956-07
СЗНОЛ-СЭЩ-6
ПС 110/35/6 кВ «Фанерная»,
ПС 110/35/6 кВ «Фанерная»,
РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ,
«Фанерная - Новоильинск»
яч. 8
Реактивная
0,52,0
1,12,1
Лист № 6
Всего листов 11
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
0806112226
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
0806112774
2400
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
78910
ТТ
ТН
4
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ЗНОЛ-СЭЩ-6
ЗНОЛ-СЭЩ-6
ЗНОЛ-СЭЩ-6
56
23386-11
22013-11
21990-11
02078-11
02079-11
02080-11
Продолжение таблицы 2
123
Кт = 0,2S А
Ктт = 300/5 В
№ 32139-06
С
Кт = 0,2 А
Ктн = 6000/√3/100/√3В
6
№ 35956-07
С
РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 2
3600
Активная0,52,0
Реактивная1,12,1
ТТ
ТН
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ-СЭЩ-10
ЗНОЛ-СЭЩ-6
ЗНОЛ-СЭЩ-6
ЗНОЛ-СЭЩ-6
22495-11
22494-11
22493-11
02081-11
02082-11
02083-11
Кт = 0,2S А
Ктт = 200/5 В
№ 32139-06
С
Кт = 0,2 А
Ктн = 6000/√3/100/√3В
7
№ 35956-07
С
ПС 110/35/6 кВ «Фанерная», ПС 110/35/6 кВ «Фанерная»,
РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 13
Активная0,52,0
Реактивная1,12,1
Лист № 7
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
8
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
0803122113
3600
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
2,2
ТТ
ТН
9
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
0806112371
3600
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Кт = 0,2S
А
Ктт = 300/5В
№ 25433-11
С
Кт = 0,5
А
Ктн = 6000/√3/100/√3В
№ 3344-08
С
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ЗНОЛ.06-6
ЗНОЛ.06-6
ЗНОЛ.06-6
14376
14375
14381
2002600
2002584
2002627
кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 102
Реактивная1,6
Активная0,8
2,2
Кт = 0,2S А
Ктт = 300/5 В
№ 25433-11
С
Кт = 0,5 А
Ктн = 6000/√3/100/√3 В
№ 3344-08
С
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ЗНОЛ.06-6
ЗНОЛ.06-6
ЗНОЛ.06-6
29446
29465
29467
0010681
0010683
0010679
ЦРП «Фанерщик» 6 кВ, РУ-6 ЦРП «Фанерщик» 6 кВ, РУ-6
кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 105
Активная0,82,2
Реактивная1,62,2
Лист № 8
Всего листов 11
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± δ %»
приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной
вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 5 % от Iном и температуре окру-
жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 ˚С до 35 ˚С .
2. Нормальные условия:
− параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
− параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uн; диапазон силы тока (1,0 -
1,2)Iн; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) – 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 60°С до 60°С; счетчиков: в
части активной энергии (23±2) ˚С, в части реактивной энергии (23±2) ˚С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн1; диапазон силы пер-
вичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); час-
тота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха от минус 60 °С до 60 °С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.3
Для электросчетчиков:
− параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн2; диапазон силы вто-
ричного тока (0,01 - 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87);
частота (50 ± 0,5) Гц;
− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
− температура окружающего воздуха от минус 40 ˚С до 65 ˚С;
− относительная влажность воздуха (40-60) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
− температура окружающего воздуха от 15 °С до 30 °С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2, Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с
настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М – не
менее 140 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 41000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- журналах событий счетчика фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
Лист № 9
Всего листов 11
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-электросчётчика;
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-испытательной коробки;
-ИВК.
-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрирование:
-пароль на счетчике;
-пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей;
-ИВК
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик
-
глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не
менее 35 суток;
- ИВК – хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации насистему автоматизированнуюинформационно-измерительную
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПФК» типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Наименование (обозначение) изделия
Кол. (шт.)
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
1
Трансформаторы тока ТФЗМ 110 Б-IV
Трансформаторы тока ТОЛ-35 III-IV-3
Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10
Трансформаторы тока ТЛО-10
Трансформаторы напряжения НКФ-110
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-35
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-6
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-6
2
6 шт.
6 шт.
9 шт.
6 шт.
6 шт
6 шт
6 шт
6 шт
Лист № 10
Всего листов 11
9 шт
2
Продолжение таблицы 3
1
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный СЭТ-
4ТМ.03М
Устройство синхронизации системного времени УССВ-2
АРМ оператора
Методика поверки
Формуляр 06.2014.ПФК-УА.ФО-ПС
Технорабочий проект 06.2014.ПФК-УА.ТРП
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляется по документу МП 58773-14 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПФК». Методика
поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2014 года.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003
«Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки
на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы
напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью
эталонного делителя»;
-
по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений
мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения
измерений без отключения trial»;
-
по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений
вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без
отключения цепей»;
-
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по
эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1»,
утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая
2012 г.;
-
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре
средств измерений 27008-04;
-
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от
-20 до + 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 «Автоматизированная информационно-измерительная
система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПФК». Технорабочий проект
6.2014.ПФК-АУ.ТРП».
Лист № 11
Всего листов 11
системе
учета
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПФК».
ГОСТ 22261-94
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 34.601-90
ГОСТ Р 8.596-2002
«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ПКФ «Тенинтер» (ООО «ПКФ «Тенинтер»)
Адрес: РФ,109428, г. Москва, пр-кт Рязанский, д. 10, стр.2,пом.VI,комн. 12
Телефон: 8 (495) 788-48-25
Факс: 8 (495) 788-48-25
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495) 437-55-77
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытании 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 |
| 33731-07 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 233 ПСП "Муханово" ОАО "Самаранефтегаз" | Нет данных | ОАО "ОЭГ "Петросервис", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 42114-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Давыдовская" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Давыдовская" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 26968-04 | Системы автоматизированные информационно-измерительные для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОМЕГА | Нет данных | ЗАО "ТЭСС-Групп", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 29820-05 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 24 | Нет данных | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 45996-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Свирь Тимбер" | Нет данных | ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург | 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