Приложение к свидетельству № 59414
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 19
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт»
пятая очередь
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь (далее –
АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для
осуществленияавтоматизированногокоммерческогоучетаиконтроляпотребления
электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров
электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора
и обработки информации ОАО «Татэнергосбыт» и другим заинтересованным организациям в
согласованных форматах.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-ти минутных приращений активной и реактивной
электроэнергии и средних на 30-ти минутных интервалах значений активной и реактивной
мощности;
-периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях
электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных о состоянии
средств измерений;
-хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и
от несанкционированного доступа;
-передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные места
(АРМы);
-предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии
средств измерений со стороны сервера ОАО «Сетевая компания»;
-обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб,
паролей доступа и т.п.);
-диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
-обеспечение подготовки данных об измеренных величинах и о состоянии средств
измерений в заранее согласованных XML форматах (макетах) для передачи их по электронной
почте участникам Оптового Рынка Электрической Энергии и Мощности (ОРЭМ), а так же
приемки по электронной почте аналогичных макетов от АИИС КУЭ смежных участников
ОРЭМ с последующей загрузкой полученных данных в специализированную базу данных
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт». Состав данных в макетах – результаты измерений и
состояние средств измерений (формируются разными макетами);
-конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Лист № 2
Всего листов 19
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» включает в себя следующие уровни.
Первый уровень включает в себя измерительно-информационный комплекс (ИИК) и вы-
полняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК
входят измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -
ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии (далее – счетчики),
установленные на объектах, указанных в таблице 12.
Второйуровеньвключаетвсебяинформационно-вычислительныйкомплекс
электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной
электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройство сбора и
передачи данных (УСПД) на базе «Сикон С1» (Госреестр №15236-03) и «Сикон С70»
(Госреестр №28822-05), обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства
приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы), УСПД предназначены для
сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и
мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на
уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В
состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении) «ИКМ-
Пирамида»(Госреестр№45270-10);техническиесредстваприёма-передачиданных
(каналообразующая аппаратура); устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2
(Госреестр№41681-10); технические средства для организации функционирования локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства
обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей и программное обеспечение (ПО)
"Пирамида 2000".
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений,
автоматической диагностики состояния средств измерений, отправки/приема информации о
результатах измерений и состояниях средств измерений в виде макетовXML форматах по
электронной почте от других участников (другим участникам) ОРЭМ, подготовки отчетов и
передачи их различным пользователям.
В ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивается автоматическая синхронизация времени
встроенных часов во всех средствах измерений, подключенных к ИВК «ИКМ - Пирамида»,
входящих в измерительный канал, с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ).
СОЕВ АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» охватывает уровень счетчиков электрической
энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Ведение системы единого времени
(измерениевремени,синхронизациявремени,коррекциявремени),возможность
автоматической синхронизации по сигналам проверки времени обеспечена подключением к
ИВК устройства синхронизации времени УСВ-2. Сличение времени ИВК, УСПД и счетчиков
осуществляется один раз в сутки. Коррекция системного времени производится не реже одного
раза в сутки, при достижении расхождения времени ИВК, УСПД и счетчиков ± 2 с.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
ОписаниеметрологическихитехническиххарактеристикИИК,покоторым
производятся коммерческие расчеты на ОРЭМ и которые включены в АИИС КУЭ смежных
субъектов ОРЭМ по отношению к ОАО «Татэнергосбыт», приведены в приложениях (описании
типов средств измерений) свидетельств об утверждении типов средств измерений данных
АИИС КУЭ. Номера Госреестра по каждой АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ приведены
в таблице 4.
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» обеспечивает измерение следующих основных
параметров энергопотребления:
1) активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по
каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон,
включая прием и отдачу электроэнергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы
Лист № 3
Всего листов 19
времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме
фиксируется в энергонезависимой базе данных электросчетчиков, УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, УСПД
и ИВК хранится служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета,
регистрацияразличныхсобытий,данныеокорректировкахпараметров,данныео
работоспособности устройств, перерывы электропитания и другая информация. Эта
информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ и другим участникам ОРЭМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» измерения и передача данных на верхний уровень
происходят следующим образом. Первичные токи и напряжения трансформируются
измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по
проводным линиям связи (вторичным измерительным цепям) поступают на соответствующие
входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения
аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и
напряжения электрического тока в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот
период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за
период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов
времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Всеэлектросчетчикиобеспечиваютведениеастрономическогокалендаря,с
возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов ± 3 с.
Измерительная информация сохраняется в энергонезависимой памяти электросчетчиков.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает по
запросу или в автоматическом режиме на входы УСПД где осуществляется хранение
измерительной информации, ее дальнейшая обработка, в частности вычисление электроэнергии
и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача
накопленных данных по различным каналам связи (выделенным, GSM, КСПД и др.) на верхний
уровень системы (ИВК). УСПД обеспечивают ведение астрономического календаря, с
возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов ± 1 с.
Наверхнем-третьемуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка
измерительнойинформации,формированиеи хранениепоступающейинформации,
оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах
АРМ и передача/прием информации в организации –участники оптового рынка электроэнергии
осуществляется от ИВК «ИКМ - Пирамида» через интернет провайдера.
Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими
характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных
ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Информация от смежных участников
оптового рынка электроэнергии по измерениям передается в ИВК посредством электронной
почты в согласованных заранее форматах (макетах типа 80020) и в дальнейшем используется
при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида 200» при условии, что
смежные системы АИИС КУЭ соответствуют всем требованиям, предъявляемым к
информационно измерительным системам, которые могут использоваться для коммерческих
расчетов на ОРЭМ. Каждой такой точке измерения присваивается свой индивидуальный номер,
который позволяет однозначно идентифицировать соответствующую точку измерений и
использовать полученную информацию для обработки, хранения и передачи заинтересованным
пользователям АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
Всеосновныетехническиекомпоненты,используемыеАИИСКУЭОАО
Лист № 4
Всего листов 19
«Татэнергосбыт», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном
реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные
средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным
техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных,
получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000».
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах с 1 по 10.
Таблица 1
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО CalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4
Другие идентификационные данные (если -
имеются)
Таблица 2
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
CalcLeakage.dll
1.0.0.0
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
-
Таблица 3
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
CalcLosses.dll
1.0.0.0
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
-
Таблица 4
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
Metrology.dll
1.0.0.0
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
-
Таблица 5
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
ParseBin.dll
1.0.0.0
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
-
Лист № 5
Всего листов 19
Таблица 6
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Trial версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
ParseIEC.dll
1.0.0.0
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
-
Таблица 7
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
ParseModbus.dll
1.0.0.0
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
-
Таблица 8
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
ParsePiramida.dll
1.0.0.0
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
-
Таблица 9
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные (если
имеются)
Значение
SynchroNSI.dll
1.0.0.0
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
-
Таблица 10
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Другие идентификационные данные (если -
имеются)
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО – MD5.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений – высокой (в соответствии с Р 50.2.077-2014).
Лист № 6
Всего листов 19
Метрологические и технические характеристики
Состав ИИК и метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 11, 12.
Таблица 11
Параметр
Значение
Параметры питающей сети переменного тока:
- напряжение, В
- частота, Гц
220± 22
50 ± 1
Температурный диапазон окружающей среды для:
- счетчиков электрической энергии, °С
- трансформаторов тока и напряжения, °С
от - 20 до + 55
от - 40 до + 50
0,5
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки
счетчиков, не более, мТл
Мощность,потребляемаявторичнойнагрузкой,
подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более,
Первичные номинальные напряжения, кВ
Первичные номинальные токи, кА
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек учета (ИИК) шт.
Интервал задания границ тарифных зон, trial
25-100
0,25
500; 220; 35; 10; 6;
3; 2; 1,5; 1,2; 0,6; 0,4; 0,3; 0,2; 0,15;
0,1
100
1;5
41
30
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода±5
часов, не более, секунд в сутки
Средний срок службы системы, лет15
Лист № 7
Всего листов 19
Таблица 12
№Наименование
п/п объекта
12
Метрологические
характеристики ИК
основнаяПогрешность
погрешность, врабочих
%условиях, %
89
Состав измерительного канала
Вид
измеря-
ТТТНСчетчикУСПДемой
энергии
34567
ОАО «Татэнергосбыт» - ООО «ЭнергоСбытовая Компания Башкортостана»
1
ПС Бугульма-500
(500/220/110/35/10)
ВЛ 500 кВ
Бугульма-Бекетово
SAS-550;КТ 0,2S
Ктт=3000/1
Госреестр №
25121-07
ТЕМР-550;
КТ 0,2
Ктт 500000/100,
Госреестр №25474-
03
СЭТ -
4ТМ.03М.16
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±0,9±1,0
реактивная
±2,4±2,5
2
СЭТ -4ТМ.02
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
20175-01
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±0,9±1,0
реактивная
±2,4±2,5
3
ПС Бугульма-500
(500/220/110/35/10)
ВЛ 500 кВ
Бугульма-
Бекетово(резерв)
ПС Бугульма-500
(500/220/110/35/10
) ВЛ 220 кВ
Бугульма -
Аксаково
SAS-550;
КТ 0,2S
Ктт=3000/1
Госреестр №
25121-07
ТФНД-220
КТ 0,5
Ктт=1200/1
Госреестр №
3694-73
ТЕМР-550;
КТ 0,2
Ктт 500000/100,
Госреестр №25474-
03
НКФ-220-58У1
КТ 0,5
Ктт= 220000/100
Госреестр №
14626-06
СЭТ -
4ТМ.03М.16
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,2±1,4
реактивная
±2,9±3,9
4
ПС Бугульма-500
(500/220/110/35/10
) ВЛ 220 кВ
Бугульма –
Аксаково (резерв)
ТФНД-220
КТ 0,5
Ктт=1200/1
Госреестр №
3694-73
НКФ-220-58У1
КТ 0,5
Ктт= 220000/100
Госреестр №
14626-06
СЭТ -4ТМ.02
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
20175-01
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,2±1,4
реактивная
±2,9±3,9
Лист № 8
Всего листов 19
6
789
Продолжение таблицы 12
12
ПС Бугульма-500
(500/220/110/35/10
5) ВЛ 220 кВ
Бугульма-
Туймазы
3
ТФНД-220
КТ 0,5
Ктт=1200/1
Госреестр №
3694-73
4
НКФ-220-58У1
КТ 0,5
Ктт= 220000/100
Госреестр №
14626-06
5
СЭТ -
4ТМ.03М.16
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,2±1,4
реактивная
±2,9±3,9
6
ПС Бугульма-500
(500/220/110/35/10
) ВЛ 220 кВ
Бугульма-Туймазы
(резерв)
СЭТ -4ТМ.02
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
20175-01
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,2±1,4
реактивная
±2,9±3,9
7
ПС Бугульма-500
(500/220/110/35/10
) ОВ -220 кВ
СЭТ -
4ТМ.03М.16
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,2±1,4
реактивная
±2,9±3,9
8
ПС Бугульма-500
(500/220/110/35/10
) ОВ -220
кВ(резерв)
СЭТ -4ТМ.02
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
20175-01
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,2±1,4
реактивная
±2,9±3,9
9
ПС Бугульма-500
(500/220/110/35/10
) Плавка гололеда
35кВ
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,2±1,4
реактивная
±2,9±3,9
10
ПС Бугульма-500
(500/220/110/35/10
) Плавка гололеда
35кВ(резерв)
ТФНД-220
КТ 0,5
Ктт=1200/1
Госреестр №
3694-73
ТФНД-220
КТ 0,5
Ктт=2000/1
Госреестр №
3694-73
ТФНД-220
КТ 0,5
Ктт=2000/1
Госреестр №
3694-73
ТФНД-35
КТ 0,5
Ктт=1500/5
Госреестр №
3689-73
ТФНД-35
КТ 0,5
Ктт=1500/5
Госреестр №
3689-73
НКФ-220-58У1
КТ 0,5
Ктт= 220000/100
Госреестр №
14626-06
НКФ-220-58У1
КТ 0,5
Ктт= 220000/100
Госреестр №
14626-06
НКФ-220-58У1
КТ 0,5 Ктт=
220000/100
Госреестр №
14626-06
ЗНОМ-35
КТ 0,5 Ктт=
35000/100
Госреестр № 912-
70
ЗНОМ-35
КТ 0,5 Ктт=
35000/100
Госреестр № 912-
70
СЭТ -4ТМ.02
КТ 0,2S/0,5
Госреестр №
20175-01
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,2±1,4
реактивная
±2,9±3,9
Лист № 9
Всего листов 19
Продолжение таблицы 12
123
456789
ПС «Бавлы»
11
ПС Бавлы
(110/35/6) ВЛ-35
кВ Бавлы-
Якшеево 7-711
ТФН-35
КТ 0,5
Ктт=150/5
Госреестр №
3690-73
НАМИ-35
КТ 0,5 Ктт=
35000/100
Госреестр №
19813-09
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2 S /0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
12
ПС Бавлы
(110/35/6) ВЛ-35
кВ Бавлы-
Якшеево 7-
711(резерв)
ТФН-35
КТ 0,5
Ктт=150/5
Госреестр №
3690-73
НАМИ-35
КТ 0,5 Ктт=
35000/100
Госреестр №
19813-09
СЭТ -4ТМ.02
КТ 0,5S/0,5
Госреестр №
20175-01
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,7
±1,9
реактивная
±3,4±4,2
ПС «Тумутук»
13
ПС Тумутук
(110/35/6) ВЛ-35
кВТумутук-
Юзеево
ТФЗМ 35А-У1;
КТ 0,5
Ктт=100/5
Госреестр №
26417-06
НАМИ-35
КТ 0,5 Ктт=
35000/100
Госреестр №
19813-09
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2 S /0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
14
ПС Тумутук
(110/35/6) ВЛ-35
кВТумутук-
Юзеево(резерв)
ТФЗМ 35А-У1;
КТ 0,5
Ктт=100/5
Госреестр №
26417-06
НАМИ-35
КТ 0,5 Ктт=
35000/100
Госреестр №
19813-09
СЭТ -4ТМ.02
КТ 0,5S/0,5
Госреестр №
20175-01
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,7
±1,9
реактивная
±3,4±4,2
15
ПС Тумутук
(110/35/6) ВЛ-35
кВТумутук -
Куштеряк
ф.6кВ 27-04
ТОЛ10; КТ 0,5
Ктт=200/5
Госреестр №
7069-02
НАМИ-10
КТ 0,5 Ктт=
10000/100
Госреестр №
11094-87
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2 S /0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
Лист № 10
Всего листов 19
Продолжение таблицы 12
123456789
16
ПС Тумутук
(110/35/6) ВЛ-35
кВТумутук -
Куштеряк
ф.6кВ 27-04
(резерв)
ТОЛ10; КТ 0,5
Ктт=200/5
Госреестр №
7069-02
НАМИ-10
КТ 0,5 Ктт=
10000/100
Госреестр №
11094-87
СЭТ -4ТМ.02
КТ 0,5S/0,5
Госреестр №
20175-01
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,7±1,9
реактивная
±3,4±4,2
ПС «Ютаза»
17
ПС Ютаза (110/6)
ВЛ-6кВ, ф.45-05
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=200/5
Госреестр №
7069-02
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
18
ПС Ютаза (110/6)
ВЛ-6кВ, ф. 45-15
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=200/5
Госреестр №
7069-02
НАМИ-10-95
УХЛ2
КТ 0,5 Ктт=
6000/100
Госреестр №
20186-00
НАМИ-10-95
УХЛ2
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр №
20186-00
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
ОАО «Татэнергосбыт» – ООО «Энергосбытовая компания» (ООО «Башнефть-добыча» в границах республики Башкортостан)
ПС «Александровка»
19
ПС
Александровка
(110/6) ВЛ-6кВ,
ф.8-01
ТОЛ-10-1-1 У2
КТ 0,5
Ктт=300/5
Госреестр №
15128-07
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-
49
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
Лист № 11
Всего листов 19
Продолжение таблицы 12
123456789
20
ПС
Александровка
(110/6) ВЛ-6кВ, ф.
8-02
ТОЛ-10-1-1У2
КТ 0,5
Ктт=300/5
Госреестр №
15128-07
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-
49
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
21
ПС
Александровка
(110/6) ВЛ-6кВ, ф.
8-03
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=400/5
Госреестр №
7069-07
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-
49
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
22
ПС
Александровка
(110/6) ВЛ-6кВ,
ф.8-04
ТОЛ-10-1-1 У2
КТ 0,5
Ктт=300/5
Госреестр №
15128-07
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-
49
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
23
ПС
Александровка
(110/6) ВЛ-6кВ, ф.
8-05
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=200/5
Госреестр №
7069-07
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-
49
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
trial-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
24
ПС
Александровка
(110/6) ВЛ-6кВ,
ф.8-06
ТОЛ-10-1-1 У2
КТ 0,5
Ктт=300/5
Госреестр №
15128-07
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-
49
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
25
ПС
Александровка
(110/6) ВЛ-6кВ,
ф.8-07
ТОЛ-10-1-1 У2
КТ 0,5
Ктт=300/5
Госреестр №
15128-07
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-
49
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
Лист № 12
Всего листов 19
Продолжение таблицы 12
123456789
26
ПС
Александровка
(110/6) ВЛ-6кВ, ф.
8-08
ТОЛ-10-1-1 У2
КТ 0,5
Ктт=300/5
Госреестр №
15128-07
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
27
ПС
Александровка
(110/6) ВЛ-6кВ, ф.
8-09
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=300/5
Госреестр №
7069-07
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
28
ПС
Александровка
(110/6) ВЛ-6кВ,
ф.8-10
ТОЛ-10-1-1 У2
КТ 0,5
Ктт=300/5
Госреестр №
15128-07
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
29
ПС
Александровка
(110/6) ВЛ-6кВ, ф.
8-11
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=600/5
Госреестр №
7069-07
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная±1,6
±1,8
реактивная
±3,4±4,2
30
ПС
Александровка
(110/6) ВЛ-6кВ,
ф.8-12
ТОЛ-10НТМИ-6
КТ 0,5 Ктт=400/5 КТ 0,5
Госреестр № 7069-Ктт= 6000/100
07 Госреестр № 380-49
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
ПС «Ютаза»
31
ПС Ютаза (110/6)
ВЛ-6кВ, ф. 45-01
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=600/5
Госреестр №
7069-02
НАМИ-10-95
УХЛ2
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр №
20186-00
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
Лист № 13
Всего листов 19
Продолжение таблицы 12
12
3
5
6
789
32
ПС Ютаза (110/6)
ВЛ-6кВ, ф. 45-02
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=400/5
Госреестр №
7069-02
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
33
ПС Ютаза (110/6)
ВЛ-6кВ, ф. 45-03
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=600/5
Госреестр №
7069-02
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
34
ПС Ютаза (110/6)
ВЛ-6кВ, ф.45-04
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=400/5
Госреестр №
7069-02
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
35
ПС Ютаза (110/6)
ВЛ-6кВ, ф. 45-08
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=400/5
Госреестр №
7069-02
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
36
ПС Ютаза (110/6)
ВЛ-6кВ, ф. 45-09
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=400/5
Госреестр №
7069-02
4
НАМИ-10-95
УХЛ2
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр №
20186-00
НАМИ-10-95
УХЛ2
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр №
20186-00
НАМИ-10-95
УХЛ2
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр №
20186-00
НАМИ-10-95
УХЛ2
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр №
20186-00
НАМИ-10-95
УХЛ2
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр №
20186-00
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
Лист № 14
Всего листов 19
Продолжение таблицы 12
12
3
5
6
789
37
ПС Ютаза (110/6)
ВЛ-6кВ, ф. 45-10
ТОЛ-10
КТ
0,5Ктт=600/5
Госреестр №
7069-02
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
38
ПС Ютаза (110/6)
ВЛ-6кВ, ф.45-12
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=200/5
Госреестр №
7069-02
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
39
ПС Ютаза (110/6)
ВЛ-6кВ, ф. 45-13
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=400/5
Госреестр №
7069-02
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
40
ПС Ютаза (110/6)
ВЛ-6кВ, ф. 45-14
ТОЛ-10
КТ 0,5
Ктт=300/5
Госреестр №
7069-02
4
НАМИ-10-95
УХЛ2
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр №
20186-00
НАМИ-10-95
УХЛ2
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр №
20186-00
НАМИ-10-95
УХЛ2
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр №
20186-00
НАМИ-10-95
УХЛ2
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр №
20186-00
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2/0,5
Госреестр №
27524-04
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
активная
±1,6±1,8
реактивная
±3,4±4,2
ВЛ 500 кВ
41Щелоков-
Удмуртская
SAS 550
КТ 0,2S
Ктт=2000/1
Госреестр
№25121-07
ОАО «Татэнергосбыт» -_ФСК ЕЭС_МЭС Урала
ПС «Щелоков-500»
СЭТ-
VEOS 5254ТМ.03.16
КТ 0,2 КТ СИКОН С70
Ктн= 500000/100 0,2S/0,5 Госреестр №
ГосреестрГосреестр28822-05
№37113-08 №27524-
04
активная
±0,9±1,0
реактивная
±2,4±2,5
Лист № 15
Всего листов 19
ПС 500 кВ Удмуртская; ВЛ-500
кВКармановская ГРЭС
ПС 500 кВ Удмуртская; ВЛ-500 кВ «500кВ
Щелоков»
Информация об измеренных величинах по данным ИИК
поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы
автоматизированной информационно- измерительной для
коммерческогоучетаэлектроэнергии"ПС500кВ.
Удмуртская" регистрационный № 46469-10.
Таблица 13
Данные поступающие с автоматизированных информационных измерительнных систем учета
№№ т.Точка измеренийНаименование системы, номер Госреестра
пп. и.
Код точки Наименование точки измерений
измерений
12345
ОАО «Татэнергосбыт» - ФСК ЕЭС МЭС Урала
142182030001103101
243182030001103201
ОАО «Татэнергосбыт» - ООО «Энерго Сбытовая Компания Башкортостана»
ВЛ-500кВ Кармановская ГРЭС –
344023030001103102Удмуртская
(от Кармановской ГРЭС до опоры 113)
Информация об измеренных величинах по данным ИИК
поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы
автоматизированнойинформационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии(АИИС КУЭ) ОРЭ
ООО «Энергетическая сбытовая компания Башкортостана»
регистрационный№58406-14,вкоторую информация
поступает в виде макетов в формате XML (80020) из Системы
автоматизированнойинформационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО
«БГК» регистрационный №52559-13.
Лист № 16
Всего листов 19
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, со-
ответствующие вероятности 0,95.
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98·U
ном
до 1,02 ·U
ном
;
•сила тока от I
ном
до 1,2· I
ном
, cos
φ
=0,9 инд;
•температура окружающей среды (20 ± 5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
•напряжение питающей сети от 0,9· U
ном
до 1,1 ·U
ном
;
•сила тока от 0,05· I
ном
до 1,2 ·I
ном
;
•температура окружающей среды:
-
для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ от минус 40 °С до 60°С;
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
-
для сервера от 10 до 40°С
-
для УСПД от минус 10 °С до 40°С
6.Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-
2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р
52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7.Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 3. Допускается замена компонентов системы на однотипные
утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2011. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.После замены
измерительных компонентов и восстановления ИК предъявить ИК на внеочередную поверку.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков
электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей измерения энергии
и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, при-
веденным в «Методике поверки» АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь».
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой
мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения
получасовоймощности,накоторыхнепроизводитсякорректировкавремени(δ
р
),
рассчитываютсяпо следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу
показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля
нагрузки в импульсах):
,где
δ
p
- пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой
мощности и энергии, в %;
δ
э
-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.З измерения
электроэнергии, в %;
К -масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации
трансформаторов тока и напряжения;
Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному
в Вт*ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале
усреднения, выраженная в кВт.
Лист № 17
Всего листов 19
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней
мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности,
на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
где,
∆t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в
секундах); Тcр - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Надежность применяемых в системе компонентов:
·
электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т= 90000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв=2 ч;
·
УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т= 75000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв=1 ч;
·
ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т= 100000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.
Надежность системных решений:
·
Резервирование питания электросчетчиков от цепей переменного тока 220в, УСПД
и ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройств АВР ;
·
Резервирование каналов связи: информация о результатах измерений и состоянии
средств измерений может передаваться/приниматься в/от организации-участники
ОРЭМ по коммутируемым каналам связи, GSM и по электронной почте;
Регистрация событий:
·
В журнале событий счетчика;
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
·
Журнал УСПД:
- параметрирования;
- коррекция времени в счетчике и УСПД;
- пропадания напряжения.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации
системы типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплект поставки приведен в таблице 14.
Таблица 14
№
Наименование
п/п
Тип№
Госреестра
Количеств
о, шт.
1 2
1 Трансформатор тока
2 Трансформатор тока
3 Трансформатор тока
4 Трансформатор тока
5 Трансформатор тока
6 Трансформатор тока
7 Трансформатор тока
8 Трансформатор напряжения
9 Трансформатор напряжения
10 Трансформатор напряжения
11 Трансформатор напряжения
3
SAS-550
ТФНД-220
ТФНД-35
ТФН-35
ТФЗМ 35А-У1
ТОЛ10
ТОЛ-10-1-1 У2
ТЕМР-550
НКФ-220-58У1
ЗНОМ-35
НАМИ-35
4 5
25121-07 6
3694-73 9
3689-73 3
3690-73 2
26417-06 2
7069-0234
15128-0714
25474-03 3
14626-06 6
912-70 3
19813-09 2
Лист № 18
Всего листов 19
Продолжение таблицы 14
НАМИ-10
НАМИ-10-95
НТМИ-6
VEOS 525
СЭТ-4ТМ.03М.16
СЭТ-4ТМ.02
СЭТ-4ТМ.03
СИКОН С70
СИКОН С1
УСВ-2
ИКМ «Пирамида»
11094-87 1
20186-00 2
380-49 2
37113-08 3
36697-08 5
20175-01 8
27524-04 28
28822-05 1
15236-03 8
41681-10 1
45270-10
1
12 Трансформатор напряжения
13 Трансформатор напряжения
14 Трансформатор напряжения
15 Трансформатор напряжения
16 Счётчик электрической энергии
17 Счётчик электрической энергии
18 Счётчик электрической энергии
19 Устройство сбора и передачи данных
20 Устройство сбора и передачи данных
21 Устройство синхронизации времени
22
Информационно-вычислительный
комплекс
23 Программное обеспечение
24 Методика поверки
25 Формуляр
26 Руководство по эксплуатации
"Пирамида 2000"
ТЭС 055.215.00.05.00ПМ
ТЭС 055.215.00.05.00 ФО
ТЭС 055.215.00.05.00РМ
-1
-1
-1
-1
Поверка
осуществляетсяподокументуТЭС055.215.00.05.00ПМ«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС
КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь. Методика поверки», утвержденному ЦИ СИ ФБУ
«ЦСМ Татарстан» в 2015г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ
2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средстваповеркисчетчиковэлектрическойэнергиитипаСЭТ-4ТМ.02по
документу«Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические,
многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1»,
раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии
сметодикойповерки«СчетчикэлектрическойэнергиимногофункциональныйСЭТ-
4ТМ.03.Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ
ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- средства поверкисчетчиковэлектрическойэнергии многофункциональныхСЭТ-
4ТМ.03Мвсоответствиисметодикойповерки«Счетчикэлектрической энергии
многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145
РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИФ-ТРИ в
2004г.
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки
«ВЛСТ166.00.000 И1», утвержденной в 2003 г.;
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С70» в соответствии с методикой поверки
«ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной в 2005 г.
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы«Глонас»,GlobalPositioningSystem (GPS).
Лист № 19
Всего листов 19
Сведения о методиках (методах) измерений
Сведения о методике измерений изложены в документе «Методика (методы) измерений
количестваэлектрическойэнергии(мощности)сиспользованиемавтоматизированной
информационно–измерительной системыкоммерческогоучета (АИИСКУЭ)ОАО
«Татэнергосбыт» пятая очередь». ТЭС 055.215.00.05.00 МИ.
автоматизированной
энергии (мощности)
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе
информационно-измерительной коммерческого учета электрической
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» пятая очередь
1. ГОСТ22261-94Средстваизмеренийэлектрическихимагнитныхвеличин.
Общиетехнические условия.
2. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метро-
логическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
3. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные
системы. Стадии создания.
Изготовитель
ООО «ЭнергоСервисСпец»
Адрес:420030, РТ, г. Казань, ул. Большая, д. 80
ИНН 1656067995
Испытательный центр
Центр испытаний средств измерений ФБУ «ЦСМ Татарстан»
(ЦИ СИ ФБУ «ЦМС Татарстан»)
Юридический адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул.Журналистов, 24
тел./факс: (843) 291-08-33
Аттестат аккредитации ФБУ «ЦСМ Татарстан» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.310659 от 13.05.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п"_____"___________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru