ГРСИ 62385-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" БЭС Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

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

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
62386-15

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" БЭС Нет данных, ГРСИ 62385-15

Смотреть ГРСИ
62384-15

Номер госреестра:

62385-15

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" БЭС

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ОАО "Сетевая компания" филиал Бугульминские электрические сети, г.Бугульма

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 359111.03

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

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

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

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

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 60622

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» БЭС

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» БЭС (далее – АИИС КУЭ)

предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления

автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и

мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления,

формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки

информации Управления ОАО «Сетевая компания» и другим заинтересованным организациям

в согласованных форматах.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ БЭС, представляет собой четырехуровневую систему с централизованным

управлением и распределенной функцией измерения и включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включают в себя

измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),

многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее –

счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

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

включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН C1 (Госреестр № 15236-03)

или СИКОН C70 (Госреестр № 28822-05), технические средства приема-передачи данных,

каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-йуровень–информационно-вычислительныйкомплекс(ИВК)филиала

Бугульминские электрические сети, включает в себя сервер баз данных (CБД), сервер

интеллектуального кэширующегомаршрутизатора(ИКМ), устройствосинхронизации

системного времени (УССВ) УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), автоматизированное рабочее

место (АРМ ИВК), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных

средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

4-й уровень – информационно-вычислительный комплекс Управления ОАО «Сетевая

компания», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ

Управления, сервер интеллектуального кэширующего маршрутизатора, автоматизированные

рабочие места и программное обеспечение «Пирамида-2000».

АРМ ИВК представляет собой персональный компьютер, на котором установлена

клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ», подключённый к локальной вычислительной

сети (ЛВС) филиала Бугульминские электрические сети и Управления ОАО «Сетевая

компания», считывающий данные об энергопотреблении с сервера баз данных по сети Ethernet.

Для этого в настройках коммуникационных параметров ПО «Пирамида 2000. АРМ»

указывается IP-адрес сервера.

В качестве СБД используется IBM PC совместимый компьютер в серверном исполнении

и каналообразующей аппаратурой. АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- измерение активной и реактивной электроэнергии нарастающим итогом;

- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к еди-

ному календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной

дискретностью учета (30 мин);

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к еди-

ному календарному времени показаний счетчиков электрической энергии;

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требова-

Лист № 2

Всего листов10

нию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от

несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений в организации-участники оптового и розничного рынков

электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциони-

рованного 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 токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на

измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых

сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического

тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные

значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, накапливается нарастающим

итогом, а также вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные ком-

мерческого учета соотнесены с текущим московским временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 поступает в

УСПД СИКОН С1 или СИКОН С70, где производится сбор, хранение результатов измерений и

далее через каналы связи результаты измерений передаются на ИВК АИИС КУЭ.

ИВК АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, об-

работку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), форми-

рование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу

информации в заинтересованным организациям в согласованных форматах.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет

законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические ха-

рактеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения

единства измерений используется единое календарное время.

Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы

внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, УСПД, ИКМ, СБД).

Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации

таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-1

происходит от GPS-приемника.

Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2. Синхро-

низация времени сервера происходит с периодичностью один раз в час, коррекция времени

сервера с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-2, тем

самым в ИВК обеспечивается ведение всемирного времени с погрешностью, не превосходящей

±1 с.

Сличение времени УСПД с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не

реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени более ±1,0 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000».

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах с 1 по 10.

Лист № 3

Всего листов10

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные (если

имеются)

Значение

CalcClients.dll

1.0.0.0

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

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

Таблица 6

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные (если

имеются)

Значение

ParseIEC.dll

1.0.0.0

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Лист № 4

Всего листов10

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)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные (если

имеются)

Значение

VerifyTime.dll

1.0.0.0

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО – MD5.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений – высокий (в соответствии с Р 50.2.077-2014)

Метрологические и технические характеристики

Составизмерительныхканаловсистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания»

БЭС и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 11.

Лист № 5

Trial листов 10

Таблица 11

Состав измерительного канала

Метрологические

характеристики ИК

№

п/п

Наименование

объекта

ТТТНСчетчик

Вид изме-

ряемой

УСПД

энергии

345

основнаяпогрешность

погрешность, в рабочих

%условиях, %

8 9

ПС 500 кВ

Бугульма

ВЛ 500 кВ Бугульма-

Бекетово

SAS 550 КТ 0,2S

Ктт=3000/1

Госреестр №

25121-07

TEMP 550 КТ 0,2

Ктн=500000/100

Госреестр №

25474-03

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Госреестр №

36697-12

Сикон С70

Госреестр №

28822-05

активная±0,8

±0,9

реактивная

±1,8±1,9

ПС 110 кВ Алкино

ВЛ-6кВ. Фидер 68-

ТПФМ-10 КТ

0,5 Ктт=300/5

Госреестр №

814-53

НАМИТ-10 КТ 0,5

Ктн=6000/100

Госреестр №

16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Госреестр №

36697-12

Сикон С70

Госреестр №

28822-05

активная

±1,2±1,5

реактивная

±2,6±2,9

ПС 110 кВ Алкино

ВЛ-6кВ. Фидер 68-

ТПЛ-10 У3 КТ

0,5 Ктт=300/5

Госреестр №

1276-59

НАМИТ-10 КТ 0,5

Ктн=6000/100

Госреестр №

16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Госреестр №

36697-12

Сикон С70

Госреестр №

28822-05

активная

±1,2±1,5

реактивная

±2,6±2,9

ПС 110 кВ Алкино

ВЛ-6кВ. Фидер 68-

ТПЛ-10 КТ 0,5

Ктт=300/5

Госреестр №

1276-59

НАМИТ-10 КТ 0,5

Ктн=6000/100

Госреестр №

16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Госреестр №

36697-12

Сикон С70

Госреестр №

28822-05

активная

±1,2±1,5

реактивная

±2,6±2,9

ПС 110 кВ Алкино

ВЛ-6кВ. Фидер 68-

ТПЛ-10 У3 КТ

0,5 Ктт=300/5

Госреестр №

1276-59

НАМИТ-10 КТ 0,5

Ктн=6000/100

Госреестр №

16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Госреестр №

36697-12

Сикон С70

Госреестр №

28822-05

активная

±1,2±1,5

реактивная

±2,6±2,9

Лист № 6

Всего листов 10

Продолжение таблицы 11

123456789

ПС 110 кВ Алкино

ВЛ-6кВ. Фидер 68-

ТПФМ-10 КТ

0,5 Ктт=400/5

Госреестр №

814-53

НАМИТ-10 КТ 0,5

Ктн=6000/100

Госреестр №

16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Госреестр №

36697-12

Сикон С70

Госреестр №

28822-05

активная

±1,2±1,5

реактивная

±2,6±2,9

ПС 110 кВ Алкино

ВЛ-6кВ. Фидер 68-

ТПЛМ-10 КТ 0,5

Ктт=300/5

Госреестр №

2363-68

НАМИТ-10 КТ 0,5

Ктн=6000/100

Госреестр №

16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Госреестр №

36697-12

Сикон С70

Госреестр №

28822-05

активная

±1,2±1,5

реактивная

±2,6±2,9

ПС 110 кВ Алкино

ВЛ-6кВ. Фидер 68-

ТОЛ-10-1 КТ 0,5

Ктт=300/5

Госреестр №

15128-07

НАМИТ-10 КТ 0,5

Ктн=6000/100

Госреестр №

16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Госреестр №

36697-12

Сикон С70

Госреестр №

28822-05

активная

±1,2±1,5

реактивная

±2,6±2,9

ПС 110 кВ Бавлы

ВЛ-35кВ. 7-142 1ц.

ТФН-35 КТ 0,5

Ктт=150/5

Госреестр №

664-51

НАМИ-35 УХЛ1

КТ 0,5

Ктн=35000/100

Госреестр №

19813-09

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Госреестр №

36697-12

Сикон С1

Госреестр №

15236-03

активная±0,9±1,1

реактивная

±2,0±2,1

ПС 110 кВ Бавлы

ВЛ-35кВ. 7-142 2ц.

ТФН-35 КТ 0,5

Ктт=150/5

Госреестр №

664-51

НАМИ-35 УХЛ1

КТ 0,5

Ктн=35000/100

Госреестр №

19813-09

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Госреестр №

36697-12

Сикон С1

Госреестр №

15236-03

активная

±0,9±1,1

реактивная

±2,0±2,1

Лист № 7

Всего листов 10

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:

• напряжениеот 0,98·U

HOM

до 1,02·U

HOM

;

•сила тока от I

ном

до 1,2 ·I

ном

, cosφ=0,9 инд;

• температура окружающей среды (20 ± 5) °С;

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•напряжение питающей сети от 0,9· U

HOM

до 1,1· U

HOM

; •

сила тока от 0,05 ·I

ном

до 1,2· I

ном

;

•температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М 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 °С до 40 °С

для УСПД от trial 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 11. Допускается замена компонентов системы на однотипные

утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт

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

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

·счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее

140000 часов;

·УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

·УСПД (СИКОН С70) – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

·УСПД (СИКОН С1) – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

·ИКМ «Пирамида» – среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

·для счетчика Тв ≤ 7 суток;

·для УСПД Тв ≤ 24 часа;

·для сервера Тв ≤ 1 час;

·для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

·клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства

для пломбирования;

·панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механи-

ческими пломбами;

·наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

Лист № 8

Всего листов 10

·организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает

идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

·защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

·фактов параметрирования счетчика;

·фактов пропадания напряжения;

·фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

·счетчиках (функция автоматизирована);

·УСПД (функция автоматизирована);

·сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

·счетчик электроэнергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

– не менее 113,7 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;

·УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по

каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не

менее 45 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

·ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средства

измерений – не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 12.

Таблица 12

№

НаименованиеТипКоличество, шт.

п/п

1234

1 Трансформаторы тока SAS 550 3

2 Трансформаторы тока ТОЛ-10-1 2

3 Трансформаторы тока ТПЛ-10 2

4 Трансформаторы тока ТПЛ-10 У3 4

5 Трансформаторы тока ТПЛМ-10 2

6 Трансформаторы тока ТПФМ-10 4

7 Трансформаторы тока ТФН-35 4

8Трансформаторы напряжения емкостныеTEMP 550 3

9 Трансформаторы напряжения НАМИТ-10 1

10 Трансформаторы напряжения НАМИ-35 УХЛ1 2

СЭТ-4ТМ.03М

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Контроллеры сетевые индустриальныеСИКОН С70

СИКОН С1 1

УСВ-2 1

Контроллеры сетевые индустриальные

Устройства синхронизации времени

Комплексы информационно-

вычислительные

ИКМ-Пирамида2

Лист № 9

Всего листов 10

Продолжение таблицы 12

16 Программное обеспечение"Пирамида 2000"2

17 Методика поверки 1

18 Формуляр 1

19 Руководство по эксплуатации 1

Поверка

осуществляетсяподокументуМП.359111.03.2015«Системаавтоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО

«Сетевая компания» БЭС. Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстан»

в июле 2015 г.

Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:

-ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;

-ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с

ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;

-ИКМ «Пирамида» - по методике ВЛСТ 230.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ

ВНИИМС в 2010 г.;

-УСПД СИКОН С70 – по методике поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной

ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.

-УСВ-2 – по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП

ВНИИФТРИ в 2009 г.;

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

темы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);

-Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счет-

чиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до 50 °С, цена

деления 1 °С.

Сведения о методиках (методах) измерений

Trial измерений изложен в документе: Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания»

БЭС Руководство по эксплуатации Часть 2 Технологическая инструкция РЭ.359111.03.2015.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО

«Сетевая компания» БЭС

1 ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-

новные положения.

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

технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

Лист № 10

Всего листов 10

6 ГОСТ Р 52323-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности

0,2S и 0,5S.

7 ГОСТ Р 52425-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Изготовитель

ОАО «Сетевая компания» филиал Бугульминские электрические сети.

Юридический адрес: 423233, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Бугульма,

ул. Тургенева, д.29-А.

Почтовый адрес: 423233, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Бугульма,

ул. Тургенева, д.29-А.

Тел.: 8(85594) 4-97-24.

Факс: 8(85594) 4-97-65.

ИНН 1655049111.

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,

метрологии и испытаний в Республике Татарстан» (ФБУ «ЦСМ 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

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
42370-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ "Калининская" - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ "Калининская"	Нет данных	ЗАО "Метростандарт", г.Москва	4 года	Перейти
50754-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Нижнеудинск" Восточно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Иркутской области	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
54099-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Ясашная" Свердловской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Свердловской области	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
48687-11	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Московской области №4 (ГТП в/ч 52531)	Нет данных	ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва	4 года	Перейти
50704-12	Система измерений количества и показателей качества нефти № 589 ДНС с УПСВ и ПСП Шингинского месторождения ООО "Газпромнефть-Восток"	Нет данных	ООО "Газпромнефть-Восток", г.Томск	1 год	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений