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) "Бугульчанская солнечная электростанция" Нет данных, ГРСИ 63164-16
Номер госреестра:
63164-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Бугульчанская солнечная электростанция"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ЭНЕРГОМИР-ПРО", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 61450
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 168 от 01.02.2017 г.)
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бугульчанская солнечная электростанция»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бугульчанская солнечная электростанция» (далее по тексту -
АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора,
обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную автоматизированную систему с
централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по
ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001,
счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики) по
ГОСТ Р 52323-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи
данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий
в себя систему обеспечения единого времени (СОЕВ) с устройством синхронизации времени
УСВ-3 (Госреестр № 51644-12) (заводской № 0167), технические средства приема-передачи
данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями
системы, коммутационное оборудование. Этот уровень обеспечивает выполнение следующих
функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера ООО «Бугульчанская СЭС»
не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер архивов и сервер баз данных на базе HP ProLiant DL160
Generation9 (Gen9) (заводской номер CZ2401000M), устройство синхронизации системного
времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее
по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения
аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы
электрическоготокаинапряжениявмикропроцессорахсчетчиковвычисляются
соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые
усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за
период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Лист № 2
Всего листов 9
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы сервера ИВК, где производится сбор и хранение
результатов измерений.
Сервер автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
На верхнем - втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и
мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение
поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с
результатами измерений, в формате ХМL, и автоматически передает его в программно-
аппаратный комплекс (ПАК) ОАО «АТС». Каналы связи не вносят дополнительных
погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в
ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системного времени (УССВ) типа УСВ-3. Устройство синхронизации времени УССВ
обеспечивает автоматическую синхронизацию часов ИВК, при превышении порога ±1 с
происходит коррекция шкалы времени ИВК. Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы
времени УСВ-3 происходит ежесекундно. Шкалы времени счетчиков синхронизируются от
шкалы времени ИВК с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция шкал времени счетчиков
проводится при расхождении шкалы времени счетчиков и ИВК более чем на ±1 с.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по проводным каналам
связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов
счетчиков согласно описанию типа ±0,5 с, а с учетом температурной составляющей ±1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков ПО
сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «Энергосфера».
Идентификационные данные ПО АИИС КУЭ «Энергосфера», установленного в ИВК
указаны в таблице 1.1 - 1.4.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО
Модуль сбораданных - Модульадминистратора
СерверопросаAdCenter
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
7.1.40.56057.1.63.1514
Цифровой идентификатор ПО (MD5)
92f7ee97edae0776cffa 13fbf14e80f4b83a8f53
bad08ab1cc660abaf1fdb8cd
Другиеидентификационныеданные, еслиимеютсяPSO.exeAdcenter.exe
Таблица 1.2 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО
Мо
д
уль ра
сч
ет
н
ыхМо
д
уль редак
т
ор
схем AdmToolАРМов CtrlAge
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
7.1.5.63947.1.52.2659
Цифровой идентификатор ПО (MD5)
c23d32e7999f7f2452f 8637e359c143c501bc
5c45987bac79a3c4a249d45dcac
Другие идентификационные данные, если имеютсяAdmTool.exeControlAge.exe
Лист № 3
Всего листов 9
7.1.9.629
7.1.45.3854
Цифровой идентификатор ПО (MD5)
AlarmSvc.exe
Explmp.exe
Модуль экспорта-
Таблица 1.3 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Модуль оперативного
Идентификационное наименование ПОконтроля E_ALR
импорта E_DIE
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
d3b79862bdc9516e6831
b1861e3070e4
26fa3065e8936782fa09d
ded7922038c
Другие идентификационные данные,
если имеются
0.9.0.0
если имеются
Таблица 1.4 - Идентификационные данные ПО программного модуля УССВ
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО Программный модуль Синхронизация
времени Номер версии
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (MD5)943926158778904971c57307f99b2984
Другие идентификационные данные,
TimeService.exe
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
математической обработки измерительной информации, составляют 1 единицу младшего
разряда измеренного (учтенного) значения.
ПО ИВК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС
КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 9
АИИС
КУЭиих
основные
каналов
АИИС КУЭ
приведены
Метрологические и технические характеристики
Компонентныйсоставизмерительныхканалов
характеристики приведены в таблице 2.
Метрологические характеристики измерительных
в таблице 3.
Сервер
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
Зав. №
0807150067
Госреестр №
36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
Зав. №
0807150074
Госреестр №
36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т 0,2S/0,5
Зав. №
0807150082
Госреестр №
36697-12
Таблица 2 - Состав АИИС КУЭ
напряжения
Счётчик
6
СЭС,
1СШ 6 кВ, яч.
№ 1
кл.т 0,5
Зав. №
1VLT5215007868;
1VLT5215007869
Госреестр № 51401-12
кл.т 0,5SЭТ-4ТМ.03М
№
Наименование
Состав измерительных каналов
ИКИК
Трансформатор тока
Трансформатор
электрической
энергии
12 345
TPU
TJP
Бугульчанская
Ктт = 1600/5
Ктн = 6000/100
С
кл.т 0,2S/0,5
Зав. №Зав. №
1К
РУ
-6 кВ,
1VLT5115026722;
1
V
LT5215007867;
0807150046
1VLT5115026718; Госреестр №
1VLT511502672336697-12
Госреестр № 51368-12
HP
ProLiant
DL160
Generation9
(Gen9)
СЭС,
2СШ 6 кВ, яч.
№ 14
TPU
кл.т 0,5S
Бугульчанская
Ктт = 1600/5
Зав. №
2 К
Р
У-6
кВ
,
1VLT5115026719;
1VLT5115026721;
1VLT5115026720
Госреестр № 51368-12
TJP
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. №
1VLT5215007864;
1VLT5215007865;
1VLT5215007866
Госреестр № 51401-12
HP
ProLiant
DL160
Generation9
(Gen9)
СЭС,
1СШ 6 кВ, яч.
№ 3
кл т 0,5S
TPU
Бугульчанская
Ктт
.
= 500/5
Зав. №
3 К
Р
У-6
кВ
,
1VLT5115026705;
1VLT5115026708;
1VLT5115026706
Госреестр № 51368-12
TJP
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. №
1VLT5215007867;
1VLT5215007868;
1VLT5215007869
Госреестр № 51401-12
HP
ProLiant
DL160
Generation9
(Gen9)
СЭС,
2СШ 6 кВ, яч.
№ 12
кл т 0,5S
TPU
Бугульчанская
Ктт
.
= 500/5
Зав. №
4 К
Р
У-6
кВ
,
1VLT5115026715;
1VLT5115026704;
1VLT5115026707
Госреестр № 51368-12
TJP
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. №
1VLT5215007864;
1VLT5215007865;
1VLT5215007866
Госреестр № 51401-12
HP
ProLiant
DL160
Generation9
(Gen9)
Лист № 5
Всего листов 9
7
TJP
кл. т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. №
1VLT5215007867;
1VLT5215007868;
1VLT5215007869;
Госреестр № 51401-12
СЭТ-4ТМ.03М
кл. т 0,2S/0,5
Зав. №
0805160811
Госреестр №
36697-12
8
TJP
кл. т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. №
1VLT5215007864;
1VLT5215007865;
1VLT5215007866;
Госреестр № 51401-12
СЭТ-4ТМ.03М
кл. т 0,2S/0,5
Зав. №
0805160174
Госреестр №
36697-12
9
TJP
кл. т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. №
1VLT5215007867;
1VLT5215007868;
1VLT5215007869;
Госреестр № 51401-12
10
TJP
кл. т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. №
1VLT5215007864;
1VLT5215007865;
1VLT5215007866;
Госреестр № 51401-12
СЭТ-4ТМ.03М
кл. т 0,2S/0,5
Зав. №
0805160157
Госреестр №
36697-12
Продолжение таблицы 2
123456
TPU
кл. т 0,5S
БугульчанскаяКтт = 500/5
СЭС, КРУ-6 Зав. №
кВ, 1СШ 6 кВ, 1VLT5115026712;
яч. № 4 1VLT5115026713;
1VLT5115026714;
Госреестр № 51368-12
HP
ProLiant
DL160
Generation9
(Gen9)
TPU
кл. т 0,5S
БугульчанскаяКтт = 500/5
СЭС, КРУ-6 Зав. №
кВ, 2СШ 6 кВ, 1VLT5115026711;
яч. № 11 1VLT5115026701;
1VLT5115026717;
Госреестр № 51368-12
HP
ProLiant
DL160
Generation9
(Gen9)
TPU
кл. т 0,5S
БугульчанскаяКтт = 500/5
СЭС, КРУ-6 Зав. №
кВ, 1СШ 6 кВ, 1VLT5115026703;
яч. № 5 1VLT5115026702;
1VLT5115026700;
Госреестр № 51368-12
СЭТ-4ТМ.03МHP
кл. т 0,2S/0,5Зав. ProLiant
№ 0805160090DL160
Госреестр № Generation9
trial-12(Gen9)
TPU
кл. т 0,5S
БугульчанскаяКтт = 500/5
СЭС, КРУ-6 Зав. №
кВ, 2СШ 6 кВ, 1VLT5115026710;
яч. № 10 1VLT5115026709;
1VLT5115026716;
Госреестр № 51368-12
HP
ProLiant
DL160
Generation9
(Gen9)
Лист № 6
Всего листов 9
1 - 4, 7 - 10
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении активной электрической энергии в рабочих
Номер ИКусловиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
cos
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
φ
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
1,0 ±1,9 ±1,2 ±1,0 ±1,0
1 - 4, 7 - 10 0,9 ±2,4 ±1,4 ±1,2 ±1,2
0,8 ±2,9 ±1,7 ±1,4 ±1,4
(Счетчики - 0,2S; 0,7 ±3,6 ±2,0 ±1,6 ±1,6
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5) 0,5 ±5,5 ±3,0 ±2,3 ±2,3
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК
при измерении реактивной электрической энергии в рабочих
Номер ИКусловиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
)
,
%
cos
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
φ
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
0,9 ±6,3 ±3,4 ±2,5 ±2,5
0,8±4,3±2,3±1,7±1,7
(Счетчики - 0,5;0,7±3,4±1,9±1,4±1,4
ТТ - 0,5S; ТН - 0,5)0,5±2,4±1,4±1,1±1,1
Примечания:
1 Погрешность измерений
d
1(2)%
P и
d
1(2)%
Q для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
,
а погрешность измерений
d
1(2)%
P и
d
1(2)%
Q для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3 ХарактеристикиотносительнойпогрешностиИКданыдляизмерения
электроэнергии и средней мощности (30 мин).
4 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
-
диапазон напряжения - от 0,99 до 1,01∙Uн;
-
диапазон силы тока - от 0,01 до 1,2∙Iн;
-
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков
-от плюс 18 до 25 °С; ИВК - от плюс 10 до 30 °С;
-
частота - (50
±
0,15) Гц.
5 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9 до 1,1∙Uн
1
; диапазон силы
первичного тока - от 0,01 до 1,2∙Iн
1
;
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9 до 1,1∙Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - от 0,01 до 1,2∙Iн
2
;
-
частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных
в таблице 2.
Лист № 7
Всего листов 9
7 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -
активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок
службы и средняя наработка на отказ;
-
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ
не менее 165000 часов;
-
устройство синхронизации времени УСВ-3 - среднее время наработки на отказ
не менее 45000 часов;
-
ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
-
резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты;
-
в журналах событий счетчиков и ИВК фиксируются факты:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
счетчиков электроэнергии;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
ИВК.
-
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчиках электроэнергии;
-
пароль на ИВК;
-
паролинасервере,предусматривающиеразграничениеправдоступа
к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
-
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
-
ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счетчики электроэнергии - до 30 лет при отсутствии питания
-
ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления
по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Лист № 8
Всего листов 9
8
1
1
Кол-во, шт.
3
24
6
СЭТ-4ТМ.03М
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
НаименованиеТип
12
Трансформатор тока TPU
Трансформатор напряжения TJP
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Се
рв
ер
ИВК
HP ProLiant DL160 Generation9
(Gen9)
1
УСВ-3
ПО (комплект)«Энергосфера»
Устройства синхронизации
времени
Методика поверкиРТ-МП-2824-500-2015
Паспорт - формуляр 11639320.411711.008.ФО
1
1
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2824-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
«Бугульчанская солнечная электростанция». Методика поверки», утвержденному ФБУ
«Ростест-Москва» 04.12.2015 г.
Основные средства поверки:
-
для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
-
для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные
трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с
помощью эталонного делителя»;
-
для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённому ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский
ЦСМ» 4 мая 2012 г.;
-
для устройства синхронизации времени УСВ-3 - по документу «Инструкция.
Устройство синхронизациивремени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП»,
утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения
напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена
деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство
о поверке.
Лист № 9
Всего листов 9
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии
с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бугульчанская солнечная электростанция». Свидетельство
об аттестации методики (методов) измерений 1960/500-RA.RU.311703-2016 от 03.10.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
«Бугульчанская солнечная электростанция»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
ООО «ЭНЕРГОМИР-ПРО»
ИНН 7736653033
Адрес: 119331, г. Москва, Проспект Вернадского, д. 29, пом. I, комн. 7
Телефон: (499) 346-63-01
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Trial: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Телефон: (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 23843-02 | Устройство информационно-цифровое для измерения длины бумажного полотна | СД-212 | ООО "НОИНТ", г.Краснодар | 1 год | Перейти |
| 13938-04 | Системы измерительно-управляющие для коммерческого учета и управления резервуарными парками | TRL/2 | Фирма "Rosemount Tank Radar", Швеция | 5 лет | Перейти |
| 23166-02 | Система автоматизированная контроля и учета электроэнергии АСКУЭ КТЭК | Нет данных | ГУ "Энерготестконтроль", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 58165-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "КЕММА" (АИИС КУЭ "КЕММА") | Нет данных | ООО "Энергоучет", г.Челябинск | 4 года | Перейти |
| 68709-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Владимирской ТЭЦ-2 филиала "Владимирский" ПАО "Т Плюс" | Нет данных | ООО "Энергосистемы", г.Владимир | 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