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) ОАО "Ярославская сбытовая компания" Нет данных, ГРСИ 59246-14
Номер госреестра:
59246-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ярославская сбытовая компания"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 008/2014
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 55901
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ярославская сбытовая компания»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ярославская сбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ)
предназначенадляизмеренияактивнойиреактивнойэнергии,атакжедля
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 0,2 и
0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса
точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии
класса точности 0,5S и 0,2S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и 0,5 и 1,0
ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ,
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), а так же на
сервера сбора данных смежных субъектов: филиал ОАО МРСК «Центра» - «Ярэнерго» и
ООО «Русэнергосбыт». Передача данных осуществляется с помощью GSM-стандарта
мобильнойсвязи.Вычисление величинэнергопотребления и мощностисучетом
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).
Основным способом сбора информации является прямой опрос счетчиков сервером
баз данных ИВК. Сбор информации от счетчиков осуществляется по каналам связи сервером
Лист № 2
Всего листов 11
баз данных ИВК. Управление сбором данных осуществляется при помощи программного
обеспечения, которое функционирует на сервере ИВК.
Резервным способом сбора информации от счетчиков является обмен данным с
серверами смежных субъектов:
- филиал ОАО МРСК «Центра» - «Ярэнерго» (ИК №№ 1,2)
- ООО «Русэнергосбыт» (ИК № 3-7)
Данные передаются в формате 80020.
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 (далее - 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» 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 УСВ-2 (Госреестр СИ № 41681-09, зав № 2594) на основе приемника сигналов
точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение
времени часов сервера БД с часами УСВ-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 используетсяпрограммное обеспечение (далее – ПО) «Альфа
Центр_SE», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки,
хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Amra.exe
Cdbora2.dll
Наимено-
вание ПО
Наименование про-
граммного модуля
(идентификационное
наименование ПО)
Наименование
файла
Номер вер-
сии ПО
Цифровой иденти-
фикатор ПО (кон-
трольная сумма ис-
полняемого кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифи-
катора ПО
Amrserver.exe
559F01748D4BEE825
C8CDA4C32DC26C56
Программа-
планировщик опроса
и передачи данных
(стандартный каталог
для всех модулей)
Драйвер автоматиче-
ского опроса счетчи-
ков
9CF3F689C94A65DA
AD982EA4622A3B96
драйвер работы с БД
0630461101A0D2C1F
5005C116F6DE042
ПО «Альфа
Центр_SE»
библиотека сообще-
ний планировщика
опроса
alfamess.dll
AC_SE
№
134409035
B8C331ABB5E344441
70EEe9317D635CD
MD5
Лист № 3
Всего листов 11
МетрологическиехарактеристикиИКАИИСКУЭ,указанныевтаблице2
нормированы с учетом ПО.
Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Номер ИК
Наименование
объекта учета
Заводской
номер
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
Вид энергии
Основная
Погрешность
ИК, ± %
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
± %
ТТ
ТН-2
1027
ТН-1
1024
1
ПС Балакирево 110/10 кВ,
ВЛ-110 кВ Переславская 1
EA02RAL-P3B-4
01125824
330000
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
Вид СИ,
класс точности,
коэффициентОбозначение, тип
трансформации,
№ Госреестра СИ
Наименование
измеряемой величины
12
78910
4
А ТБМО-110 УХЛ1
В ТБМО-110 УХЛ1
С ТБМО-110 УХЛ1
А НАМИ-110 УХЛ1
В НАМИ-110 УХЛ1
56
1774
1716
1782
939
940
СНАМИ-110 УХЛ1
А НАМИ-110 УХЛ1
В НАМИ-110 УХЛ1
1030
1028
СНАМИ-110 УХЛ1
Счетчик
3
Кт = 0,2
Ктт = 300/1
№ 23256-02
Кт = 0,2
Ктн =
110000/v3/100/v3
№ 24218-03
Кт = 0,2
Ктн =
110000/v3/100/v3
№ 24218-03
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 16666-97
Активная0,52,3
Реактивная1,22,2
Лист № 5
Всего листов 11
ТТ
ТН-1
1024
ТН-2
1027
2
ПС Балакирево 110/10 кВ,
ВЛ 110 кВ Переславская 2
EA02RAL-P3B-4
01125825
330000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
ТТ
ТН
291
3
СЭТ-4ТМ.03.01
01051767
1000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная,
W
Q
Продолжение таблицы 2
12
78910
4
А ТБМО-110 УХЛ1
В ТБМО-110 УХЛ1
С ТБМО-110 УХЛ1
А НАМИ-110 УХЛ1
В НАМИ-110 УХЛ1
56
1797
1726
1796
1030
1028
СНАМИ-110 УХЛ1
А НАМИ-110 УХЛ1
В НАМИ-110 УХЛ1
939
940
СНАМИ-110 УХЛ1
Счетчи
к
Активная0,52,3
Реактивная1,22,2
83963
-
84038
3
Кт = 0,2
Ктт = 300/1
№ 23256-02
Кт = 0,2
Ктн =
110000/v3/100/v3
№ 24218-03
Кт = 0,2
Ктн =
110000/v3/100/v3
№ 24218-03
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 16666-97
Кт = 0,5
Ктт = 50/5
№ 1856-63
Кт = 0,2
Ктн = 10000/100
№ 11094-87
АТВЛМ-10
В -
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10
С
ПС Пищалкино 110/35/10/6
кВ,
РУ-10 кВ, ф.5,
КЛ-10 кВ
Пищалкино Ф5
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Активная1,06,0
Реактивная2,24,5
Лист № 6
Всего листов 11
ТТ
ТН
НТМИ-10-66
1743
4
ПС Пищалкино
110/35/10/6 кВ,
РУ-10 кВ, ф.1,
КЛ-10 кВ
Пищалкино Ф1
СЭТ-4ТМ.03.01
01051752
2000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная,
W
Q
ТТ
1379723
715387
ТН - 1
1013385
ТН - 2
Кт = 0,5
Ктн = 35000/v3/100/v3
№ 912-70
5
ПС Пищалкино 110/35/10/6 кВ,
РУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ
Пищалкино- Кр.Холм
СЭТ-4ТМ.03.01
01051753
14000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная
ТВЛМ-10
-
ТВЛМ-10
21861
-
21863
Счетчи
к
Активная1,26,1
Реактивная2,54,5
АТФН-35М
В -
СТФН-35М
2337
-
2642
АНОМ-35-66
ВНОМ-35
Кт = 0,5 А
Ктт = 100/5 В
№ 1856-63
С
Кт = 0,5 А
Ктн = 10000/100 В
№ 831-69
С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Кт = 0,5
Ктт = 200/5
№ 3690-73
Кт = 0,5
Ктн = 35000/100
№ 187-05, 187-49
Кт = 0,5
Ктн =35000/√3/100/√3
№ 912-70
СЗНОМ-35-65
АЗНОМ-35-65
ВЗНОМ-35-65
СЗНОМ-35-65
1012989
1349619
1442499
Счетчи
к
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
Реактивная
1,26,1
2,54,5
Лист № 7
Всего листов 11
ТТ
ТН-1
1379723
715387
ТН-2
1013385
6
ПС Пищалкино 110/35/10/6 кВ,
РУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ
Пищалкино- Сонково
Счетчик
Кт = 0.2S/0.5
Ксч = 1
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
0108054153
14000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
ТТ
38056
29023
ТН
20110
7
ПС Пищалкино 110/35/10/6 кВ,
ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ
Пищалкино - Бежецк
Счетчик
88000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Кт = 0,5
Ктт = 200/5
№ 3690-73
Кт = 0,5
Ктн = 35000/v3/100/v3
№ 912-70
АТФЗМ-35А-У1
В -
СТФЗМ-35А-У1
А ЗНОМ-35-65
В ЗНОМ-35-65
С ЗНОМ-35-65
47373
-
57075
1012989
1349619
1442499
АНОМ-35-66
Кт = 0,5
Ктн = 35000/100
№ 187-05, 187-70
ВНОМ-35
Кт = 0,5
Ктн =35000/√3/100/√3
№ 912-70
СЗНОМ-35-65
Активная1,15,5
Реактивная2,33,1
АТФНД-110М
ВТФНД-110М
СТФНД-110М
1138
19574
1134
АНКФ-110-83
ВНКФ-110-83
Кт = 0,5
Ктт = 400/5
№ 2793-71
Кт = 0,5
Ктн = 110000/v3/100/v3
№ 1188-84
Кт = 0,5
Ктн = 110000/v3/100/v3
№ 14205-05
СНКФ-110-57
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1СЭТ-4ТМ.03.0101052384
№ 27524-04
Активная1,26,1
Реактивная2,54,5
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 минус 20 ˚С до 35 ˚С .
2. Нормальные условия:
− параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
− параметры сети: диапазон напряжения (от 0,98 до 1,02)Uн; диапазон силы тока (от 1,0
до 1,2)Iн; диапазон коэффициента мощности от cosφ (sinφ) 0,5 до 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 (от 0,9 до 1,1)Uн1; диапазон силы
первичного тока (от 0,01 (0,02) до 1,2)Iн1; коэффициент мощности от cosφ (sinφ) 0,5 до 1,0 (от
0,6 до 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха от минус 60 °С до 60 °С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа;
для электросчетчиков:
− параметры сети: диапазон вторичного напряжения (от 0,9 до 1,1)Uн2; диапазон силы
вторичного тока (от 0,01 до 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности от cosφ (sinφ) 0,5 до 1,0
(от 0,6 до 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.03 – не
менее 90 000 часов; для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА – не менее 50 000 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;
Лист № 9
Всего листов 11
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- 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) ОАО «Ярославская сбытовая компания»
типографским способом.
Комплектность средства измерений
Наименование (обозначение) изделия
Кол. (шт.)
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
1
Трансформаторы тока ТБМО-110 УХЛ1
Трансформаторы тока ТВЛМ-10
Трансформаторы тока ТФН-35М
Трансформаторы тока ТФЗМ-35А-У1
Трансформаторы тока ТФНД-110М
Трансформаторы напряжения НАМИ-10
Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ1
Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66
Трансформаторы напряжения НОМ-35-66
Трансформаторы напряжения НОМ-35
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65
Трансформаторы напряжения НКФ-110-57
2
6
4
2
2
3
1
2
1
1
1
4
3
Лист № 10
Всего листов 11
Продолжение таблицы 3
12
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.035
Счетчик электрической энергии многофункциональный ЕвроАЛЬФА2
Устройство синхронизации системного времени УСВ-21
АРМ оператора1
Методика поверки1
Формуляр-Паспорт 09.2014.ЯСК-АУ.ФО-ПС1
Технорабочий проект 09.2014.ЯСК-АУ.ТРП1
Поверка
осуществляется по документу МП 59246-14 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ярославская
сбытовая компания». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре
2014 года.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторовтока–всоответствиисГОСТ8.217-2003«ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«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
мощностьнагрузкитрансформаторов напряжения.Методика выполнения
измерений без отключения цепей»;
-
по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений
вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без
отключения цепей»;
-
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03 – по документу ИЛГШ.411152.124 ЕЭ1, являющейся
приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика
поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10
сентября 2004 г.;
-
для счетчиков ЕвроАЛЬФА – по методике поверки с помощью установок
МК6800, МК 6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800
для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;
-
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
минус 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) ОАО «Ярославская сбытовая
компания». Технорабочий проект 07.2014.ЯСК-АУ.ТРП».
Лист № 11
Всего листов 11
системе
учета
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ярославская сбытовая компания»
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
тел./факс: (495) 788-48-25/(495) 788-48-25
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
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 |
| 70434-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ Бузулукская | Нет данных | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 52219-12 | Система измерительная - сеть опорная базисная активная | СТП МОБТИ | ГУП Московской области "Московское областное бюро технической инвентаризации" (МОБТИ), г.Люберцы | 2 года | Перейти |
| 54443-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Шадринск" Южно-Уральской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Курганской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 42289-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС "Курская" - АИИС КУЭ ПС "Курская" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 49965-12 | Система измерений количества и показателей качества топлива для реактивных двигателей ТЗК ООО "Фирма "Аэрофьюэлз Уфа" | Нет данных | ЗАО "НефтеГазМетрология Сервис", г.Уфа | 1 год | 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