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 и мощности ОАО "ГТ Энерго" на объекте Ревдинская ГТ ТЭЦ Нет данных, ГРСИ 59531-14
Номер госреестра:
59531-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "ГТ Энерго" на объекте Ревдинская ГТ ТЭЦ
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Межрегион-Энерго", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 51
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 57491
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии и мощности ОАО «ГТ Энерго» на объекте Ревдинская ГТ
ТЭЦ
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ГТ Энерго» на объекте Ревдинская ГТ ТЭЦ (да-
лее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и
мощности в точках измерения ОАО «ГТ Энерго» на объекте Ревдинская ГТ ТЭЦ, сбора, хране-
ния и обработки полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему
с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-
троэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
– периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии
с заданной дискретностью учета (30 мин);
– хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и
от несанкционированного доступа;
– передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ)
смежных субъектов оптового рынка;
– предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных
о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – смежных участ-
ников оптового рынка электроэнергии;
– обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданных
от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей
и т.п.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинён-
ной национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя
трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ
1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 для
активной электрической энергии и по ГОСТ 31819.21-2012 для реактивной электрической энер-
гии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов
передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
который включает в себя УСПД RTU-325L из состава комплекса аппаратно-программных
средств для учета электроэнергии на основе RTU-325L (№ 37288-08 в Государственном реестре
средств измерений), автоматизированного рабочего места (АРМ), технические средства приема-
Лист № 2
Всего листов 9
передачи данных, устройства синхронизации системного времени УССВ-2, технические сред-
ства обеспечения питания технологического оборудования.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в
себя сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «ГТ Энерго» на базе промышленного
компьютера HP ProLian ML370, с установленным программным обеспечением из состава
«Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии АльфаЦЕНТР»
(№ 44595-10 в Государственном реестре средств измерений), технические средства приема-
передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между
уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных
средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
– периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с задан-
ной дискретностью учета (30 мин);
–хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и
от несанкционированного доступа;
– передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электро-
энергии;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
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
электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой
сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре
счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной элек-
трической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная
мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической
мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформа-
ции представляется как:
– активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период
0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов време-
ни 30 мин;
– средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы
УСПД. По запросу или в автоматическом режиме информация с УСПД направляется в ИВК
ОАО «ГТ Энерго».
В процессе работы счетчика постоянно ведется контроль событий, которые по мере их
возникновения записываются в журналы событий. Данные сохраняются в энергонезависимой
памяти счетчика на глубину не менее 35 суток.
УСПД в соответствии с параметрами конфигурации раз в 30 мин считывает данные
коммерческого учета электроэнергии и журналы событий счетчиков, подключенных к УСПД.
Лист № 3
Всего листов 9
Считанные данные результатов измерений в УСПД приводятся к реальным значениям с
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных, по описанию групп
учета формируются учетные данные группы и архивируются в БД. Так же в базу данных УСПД
заносятся журналы событий счетчиков.
В результате функционирования УСПД производится сбор данных со всех ИИК путем
последовательного опроса всех счетчиков. В процессе своего функционирования УСПД не-
прерывно ведет журнал событий с указанием даты и времени возникновения событий.
Результаты измерений, журналы событий счетчиков и УСПД хранятся в энергонезави-
симой памяти УСПД не менее 35 суток.
УСПД автоматически, в заданные интервалы времени с периодичностью 30 мин, по за-
просу передает информацию на сервер ОАО «ГТ Энерго». После получения информации ре-
зультаты измерений приращений активной и реактивной электроэнергии и записи журналов
событий счетчиков и УСПД заносятся в базу данных сервера (записываются на жесткий диск
сервера).
Все виды коммерческой, технической и служебной информации привязаны к единому
календарному времени.
Измерение интервалов времени в АИИС КУЭ происходит автоматически внутренними
часами счетчиков и УСПД.
Синхронизация показаний часов УСПД осуществляется по сигналам единого времени
от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), принимаемым от устройства син-
хронизации системноговремени (УССВ). От УССВ синхронизируются внутренние часы
УСПД. Контроль показаний часов УСПД осуществляется с периодичностью 1 с, синхронизация
показаний часов осуществляется при расхождении показаний часов УССВ и УСПД на величину
более 1 с.
СОЕВ выполняет законченную функцию измерения интервалов времени, имеет норми-
рованные метрологические характеристики. Ход часов компонентов системы за сутки не пре-
вышает
±
5 с/сут с учетом задержки в линиях связи.
На уровне ИВК синхронизация показаний часов сервера сбора данных осуществляется
по сигналам единого времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), при-
нимаемым от устройства синхронизации системного времени (УССВ) типа УССВ-2. От
УССВ-2 синхронизируются внутренние часы сервера. Контроль показаний часов сервера осу-
ществляется с периодичностью 1 с, синхронизация показаний часов осуществляется при расхо-
ждении показаний часов УССВ и сервера на величину более 1 с.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следую-
щей информации:
– отпускилипотреблениеактивнойиреактивноймощности,усредненной
за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
– показатели режимов электропотребления;
– максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и сут-
кам;
– допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируе-
мый интервал времени.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и
корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счетчика электрической энергии;
– испытательной коробки;
– УСПД;
Идентифика-
ционное наимено-
вание программ-
ного обеспечения
Цифровой иден-
тификатор про-
граммного обес-
печения
Другие идентифи-
кационные данные
3.27
403100295
CRC
2.10.2
2771930370
CRC
2.5.11.142
284237723
CRC
Лист № 4
Всего листов 9
– сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
– результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подпи-
си);
– установка пароля на счетчик;
– установка пароля на УСПД.
– установка пароля на сервер.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Альфа Центр», которое обес-
печивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответ-
ствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование дан-
ных, обеспечиваемое программными средствами.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационное наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алго-
ритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представле-
ны в таблице 1.
Таблица 1. Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО
1
Номер версии
(идентифика-
ционный номер)
программного
обеспечения
2
11.01.1
3
3929232592
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора
5
CRC
ПО на сервере
ОАО «ГТ Энерго»,
г. Чехов
3.10.4.0
110830264
4
Альфа Центр
Альфа Центр ком-
муникатор
Альфа Центр Дис-
петчер заданий
Альфа Центр Ути-
литы
GPSReader
CRC
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
приведены в таблице 2.
1
ТГ1 яч.1
±3,2
±4,6
2
ТГ2 яч.2
±3,2
±4,6
3
ТГ3 яч.4
±3,2
±4,6
4
ТГ4 яч.5
±3,2
±4,6
5
ТСН-1 яч.13
±2,3
±4,6
6
ТСН-2 яч.12
±2,3
±4,6
7
Потребитель
яч.14
±2,3
±4,6
8
Потребитель
яч.15
±2,3
±4,6
9
Потребитель
яч.16
±2,3
±4,6
№
энергии
Погреш-
Лист № 5
Всего листов 9
Таблица 2 Метрологические характеристики и состав
1-го уровня ИК
АИИС КУЭ
Метрологические
Состав 1-го уровня ИКхарактеристики
Наименова- Вид
И
К
ИК
ние ИКУСПДэлектро-
Основнаяность в
ТТ ТН Счетчик погреш- рабочих
ность, %услови-
ях, %
1
2
9
№ в
ная
№ в
ная
№ в
ная
№ в
ная
№ в
ная
№ в
ная
№ в
ная
№ в
ная
3
TPU4;
800/1;
к.т. 0,2S; № в
Госреестре
45424-10
TPU4;
800/1;
к.т. 0,2S; № в
Госреестре
45424-10
TPU4;
800/1;
к.т. 0,2S; № в
Госреестре
45424-10
TPU4;
800/1;
к.т. 0,2S; № в
Госреестре
45424-10
TPU4;
150/5;
к.т. 0,2S; № в
Госреестре
45424-10
TPU4;
150/5;
к.т. 0,2S; № в
Госреестре
45424-10
TPU4;
500/5;
к.т. 0,2S; № в
Госреестре
45424-10
TPU 4;
500/5;
к.т. 0,2S; № в
Госреестре
45424-10
TPU4;
500/5;
к.т. 0,2S; № в
Госреестре
45424-10
4
TJC4;
10000/100, к.т.
0,2; № в
Госреестре
45422-10
TJC4;
10000/100, к.т.
0,2; № в
Госреестре
45422-10
TJC4;
10000/100, к.т.
0,2; № в
Госреестре
45422-10
TJC4;
10000/100, к.т.
0,2; № в
Госреестре
45422-10
TJC4;
10000/100, к.т.
0,2; № в
Госреестре
45422-10
TJC4;
10000/100, к.т.
0,2; № в
Госреестре
45422-10
TJC4;
10000/100, к.т.
0,2; № в
Госреестре
45422-10
TJC4;
10000/100, к.т.
0,2; № в
Госреестре
45422-10
TJC4;
10000/100, к.т.
0,2; № в
Госреестре
45422-10
№ в
реестре
ная
5678
Альфа А1800
к.т. 0,5S/1,0;
активная ±0,9
Госреестре
реак
т
ив-
±1,3
31857-11
Альфа А1800
к.т. 0,5S/1,0;
активная ±0,9
Госреестре
реак
т
ив-
±1,3
31857-11
Альфа А1800
к.т. 0,5S/1,0;
активная ±0,9
Госреестре
реак
т
ив-
±1,3
31857-11
Альфа А1800
к.т. 0,5S/1,0;
активная ±0,9
Госреестре
реак
т
ив-
±1,3
31857-11
СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
активная ±0,6
Госреестре
реак
т
ив-
±1,3
27524-04
СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
активная ±0,6
С
к
Г
2
.
Э
о
т
7
с
.
Т
5
р
0
-
2
е
4
,2
4
е
Т
с
S
-
М
0
т
/0
4
р
.
,
е
0
5
3
;
R
Г
№
3
о
2
T
с
5
U
в
-
L
-
а
р
к
е
т
а
и
к
в
т
н
и
а
в
я
-
±
±1
0
,
,
3
6
Госреестре
37288-08
реактив-
±1,3
27524-04
СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
активная ±0,6
Госреестре
реак
т
ив-
±1,3
27524-04
СЭТ-4ТМ.03
к.т. 0,2S/0,5;
активная ±0,6
Госреестре
реак
т
ив-
±1,3
27524-04
Потребитель
активная
яч.17реактив-
ная
±0,6±2,3
±1,3±4,6
Ввод КЛ-1
яч.9
активная
реактив-
ная
±0,6±2,3
±1,3±4,6
Ввод КЛ-2
яч.8
активная
реактив-
ная
±0,6±2,3
±1,3±4,6
13
ВЛ 220 кВ
ская 1
к.т. 0,2S; № в
УХЛ1;
Госреестре
№ в
ная
ВЛ 220 кВ
к.т. 0,2S; № в
Госреестре
УХЛ1;
20344-05
14№ в
Госреестре
УХЛ1;
220000/100,
к.т. 0,2; № в
Госреестре
№ в
Лист № 6
Всего листов 9
123456789
TPU4; TJC4; СЭТ-4ТМ.03
500/5;10000/100, к.т. к.т. 0,2S/0,5;
10к.т. 0,2S; № в 0,2; № в№ в
Госреестре Госреестре Госреестре
45424-10 45422-10 27524-04
TPU4; TJC4; СЭТ-4ТМ.03
2500/5; 10000/100, к.т. к.т. 0,2S/0,5;
11к.т. 0,2S; № в0,2; № в№ в
Госреестре Госреестре Госреестре
45424-1045422-1027524-04
TPU4; TJC4; СЭТ-4ТМ.03
2500/5;10000/100, к.т. к.т. 0,2S/0,5;
12к.т. 0,2S; № в 0,2; № в№ в
Госреестре Госреестре Госреестре
45424-10 45422-10 27524-04
ТРГ-220 II;
Н
АМ
И
-220
СЭТ-4ТМ.03М
Метиз-
200
/1
;
220000/100,
к.т. 0,2
S
/0,5;
активная ±0,6 ±2,3
Первоураль-
Госреестре
к.т. 0,2; № в
Госреестре
реактив-
±1,3 ±4,6
33677-07
20344-05
36697-08
RTU-
ТРГ-220 II;
Н
АМИ-220
СЭТ-4ТМ.03М
325L
Метиз-
200
/
1;
220000/100,
к.т. 0,2
S/
0,
5
;
Гос-активная±0,6±2,3
Первоураль-к.т. 0,2; № в
реестре
реактив-±1,3±4,6
ская 2
33677-07
Госреестре
36697-08
37288-
ная
08
реактив-
ная
активная±0,6±2,3
±1,3±4,6
ТРГ-220 II;
Н
АМ
И
-220
СЭТ-4ТМ.03М
200/1; к.т. 0,2S/0,5;
15СВ 220 кВк.т. 0,2S; № в№ в
Госреестре Госреестре
33677-07
20344
-
05
36697-08
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности.
2. В качестве характеристик основной 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, cos
j
= 0,8 инд.;
- температура окружающего воздуха (21 – 25) ºС;
- относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4Гц;
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uном; ток (0,05 – 1,2) Iном,
0,5 инд < cos
j
< 0,8 емк;
- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус
40 до плюс 60 ºС; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 ºС;
- относительная влажность воздуха до 90 %;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Лист № 7
Всего листов 9
таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипные утвержденных типов. Замена оформляет-
ся актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъем-
лемая часть
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии типа А1800 – тридцатиминутный профиль нагрузки в
двух направлениях не менее 100 суток, при отключении питания – не менее 30 лет;
- счетчик электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 – тридцатиминутный профиль на-
грузки в двух направлениях не менее 113 суток, при отключении питания – не менее 10 лет;
- счетчик электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М – тридцатиминутный профиль
нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток, при отключении питания – не менее 10 лет;
- ИВКЭ – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 су-
ток, при отключении питания – не менее 3 лет;
- ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений
– за весь срок эксплуатации системы.
6. Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии типа А1800 – среднее время наработки на отказ не
менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- счетчик электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на от-
каз не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- счетчик электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на
отказ не менее 14000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД типа RTU-325L – среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов,
среднее время восстановления работоспособности 0,5 часа;
- сервер БД – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и
паспорта АИИС КУЭ типографским способом.
1
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Наименование изделияКол-во шт.Примечание
4
8
3
36
9
30
6
1
1
1
1
Счетчик электрической энергии Альфа A1800
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М
Трансформатор тока TPU 4
Трансформатор тока ТРГ-220 II
Трансформатор напряжения TJC4
Трансформатор напряжения НАМИ-220 УХЛ1
Устройство сбора и передачи данных RTU-325L
Устройство синхронизации системного времени УССВ-2
GSM-модем IRZ MC52iT
Сервер БД ProLian ML370
Комплекс измерительно-вычислительный для измерения элек-
трической энергии АльфаЦЕНТР
Методика поверки МРЭ 1308-14.00.МП
Инструкция по эксплуатации МРЭ 1308-14.00.ИЭ
Паспорт МРЭ 1308-14.00.ПФ
1
1
1
Лист № 8
Всего листов 9
Поверка
осуществляется по документу МРЭ 1308-14.00.МП «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «ГТ
Энерго» на объекте Ревдинская ГТ ТЭЦ. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ
«Марийский ЦСМ» 31.10.2014 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс-
форматоры напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные
трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»,
МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки
на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных типа Альфа А1800 - в
соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018 МП;
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных типа СЭТ-4ТМ.03 – в
соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных типа СЭТ-4ТМ.03М – в
соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
- для УСПД типа RTU-325L - в соответствии с методикой поверки
ДЯИМ.466453.005 МП;
-дляИВК«АльфаЦЕНТР»-всоответствиисметодикойповерки
ДЯИМ.466453.006МП;
- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки
трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка
трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;
- термогигрометр «CENTER» (мод. 314).
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений описан в методике измерений МРЭ 1308-14.00.МИ, утвержденной и
аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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.
Лист № 9
Всего листов 9
Изготовитель:
Общество с ограниченной ответственностью «Межрегион-Энерго».
Юридический адрес: 123104, г. Москва, ул. Большая Бронная, д. 23 стр. 1.
e-mail:
, тел: (495) 984-71-08, факс: (495) 984-71-16.
Почтовый адрес: 123104, г. Москва, ул. Большая Бронная, д. 23 стр. 1.
e-mail:
, тел: (495) 984-71-08, факс: (495) 984-71-16.
Испытательный центр:
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ»,
424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, д. 3, тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № 30118-11 от 08.08.2011 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 |
| 45681-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности РТП-10/0,4 кВ ЗАО "Лентеплоснаб" | Нет данных | ООО "Энергоучет-Автоматизация", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 3843-73 | Дозиметры для измерения мощности экспозиционной дозы рентгеновского и гамма-излучений | ДР23-01 | П/я В-8667, Украина, г.Желтые Воды | 1 год (ГОСТ 8.002-71) | Перейти |
| 73635-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Урванка" Московской ЖД филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Тульской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 61602-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Селендума" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 49777-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Дабан" Восточно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Бурятия | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), 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