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 ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО "Красноярскэнергосбыт" Нет данных, ГРСИ 64683-16
Номер госреестра:
64683-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО "Красноярскэнергосбыт"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1686
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 63087
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием
элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «Красноярскэнергосбыт»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ
подстанций ПАО «Красноярскэнергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения
активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки,
хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровненую (ИК № 1, 2) и
трехуровневую (ИК № 3, 4) трехуровневую автоматизированную систему с централизованным
управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по
тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики
активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее
по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных Сикон С70 (далее
по тексту - УСПД), систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая
охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ, ИВК, включает в себя устройство
синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) на основе GPS приемника,
техническиесредстваприема-передачиданных,каналысвязидляобеспечения
информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК).
Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранениеинформациивбазеданныхсервераАИИСКУЭ
ПАО «Красноярскэнергосбыт» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии (далее по тексту - ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер баз данных; модули
«Оперативный сбор 2000» и «Автоматизированный сбор 2000», автоматизированные рабочие
trial (далее по тексту АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и
передачи данных, который входит в программное обеспечение сервера, и специальное
программное обеспечение (далее по тексту - СПО) ПК «Пирамида 2000».
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, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за
Лист № 2
Всего листов 10
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.
Для ИК, использующих в своем составе ИВКЭ, цифровой сигнал с выходов счетчиков
при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где
производится сбор, накопление, умножение на коэффициенты трансформации, и хранение
результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК ПАО «Красноярскэнергосбыт».
УСПД 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).
Для ИК, не использующих в своем составе ИВКЭ, данные на уровень ИВК передаются
от счетчиков через GSM модем по основному каналу, или по резервному (GSM-сеть другого
оператора).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ПАО «Красноярскэнергосбыт»
автоматически опрашивает (или по запросу пользователя) УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД
выполняется с помощью выделенного канала (основной канал GSM-связи). При отказе
основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи GSM другого
оператора.
По окончании опроса измеренные значения активной (реактивной) энергии в
автоматическом режиме фиксируются в базе данных (далее по тексту - БД) сервера ИВК. В
сервереБДИВКинформация орезультатахизмеренийприращенийпотребленной
электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не
менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически
сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматически формирует файл
отчета с результатами измерений, в виде электронных документов в формате XML (формат
80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к положению о порядке получения статуса
субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка), передает его в
ПАО «ФСК ЕЭС» - коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». Передача
результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по точкам поставки
подстанций ПС 220 кВ РП КТМЭ, ПС 220 кВ Ирбинская (ПАО «Красноярскэнергосбыт») в
сечении коммерческого учета производится с коммуникационного сервера ИВК АИИС КУЭ
ЕНЭС «Метроскоп» в виде файла-отчета с результатами измерений, в формате ХМL с
использованием ЭЦП в программно-аппаратный комплекс Коммерческого оператора оптового
рынка электроэнергии и мощности (ПАК КО) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».
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). Синхронизация
часов УСПД выполняется УССВ, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и УССВ
на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от УССВ на основе GPS
приемника, подключенного к серверу с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов
счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Синхронизация и коррекция времени сервера ИВК осуществляется также от GPS приемника.
Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию
часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по каналам GSM-сетей,
задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Лист № 3
Всего листов 10
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и
корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Пирамида 2000» (далее по
тексту - ПО ПК «Пирамида 2000»). ПК «Пирамида 2000» используется при коммерческом учете
электрической энергии и обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной
информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при
передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК
«Пирамида 2000».
Идентификационные данные ПК «Пирамида 2000», установленного в ИВК, указаны в
таблице 1.
Не ниже
1.4.9.27
a882a7539732f
98fd7a0442d92f
042e6
MD5
Значение
Модуль
exe)
зация
времени»
(OperS50.
exe)
(P2kClient.
exe)
6
Оперативный
сбор 2000
(Oper.exe)
Программа
XML-
ции времени
сбора
рирования
сбора
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные
данные (признаки)
12345
Модуль Конфигура Пирамида
Наименование«Доставка
«Синхрони-тор ИКМ2000 - АРМ
программного данных»
обеспечения(Delivery.
(TimeSynchro.
exe)
ПрограммаПрограммаПрограмма
Идентификационноеотправки
синхрониза- конфигу- формирова-
наименование ПО
отчетов
се
рв
ер
у
с
ерв
ер
а
ния отчетов
Программа
оперативного
trial данных
(идентификационный
Номер версии
Не нижеНе нижеНе нижеНе ниже
ном
е
р)
П
О
1.0.0.0 1.0.0.0 2.0.0.0 0.9.0.0
04fcc1f93fba07b45593feF46c7a9943f0655ce38fac
Цифровой0e701 1aa42 da0ebf1 1527a
идентификатор ПО ed68cdc4ff55be8853c74c3e450ddebc62a1b344023
4e97029326ab34003f5
Алгоритм вычисления
цифровогоMD5MD5MD5MD5
идентификатора
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4,
нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой
подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты
высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические хараткеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Измерительные компоненты
№
ИК
Диспетчерское
наименование
точки учёта
Трансформатор тока
Трансформатор
напряжения
Счётчик статический
трёхфазный переменного
тока активной/реактивной
энергии
1
ПС РП КТМЭ 220
кВ; ОРУ-220 кВ;
ВЛ 220 кВ РП
КТМЭ-
Абалаковская
(Д-16)
активная
реактивная
2
ПС РП КТМЭ 220
кВ; ОРУ-220 кВ;
ОВ-220 кВ
-
активная
реактивная
СЭТ-4ТМ.03М.01
класс точности 0,5S/1,0
Зав. № 0808080822
Регистраицонный
№ 36697-08
Сикон С70
зав. № 05046
Регистрационн
ый
№ 28822-05
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Вид
УСПД
электроэнергии
1
2
3
4
5
67
ТВ-220-25У2
класс точности 0,5
Ктт=1000/5
Зав. № 141/1; 141/2;
141/3
Регистрационный
№ 20644-05
ТФЗМ-220Б-IVУ1
класс точности 0,5
Ктт=2000/5
Зав. № 12368; 12345;
12437
Регистрационный
№ 31548-06
ПС 220 кВ «РП КТМЭ»
НКФ-220-58У1
класс точности 0,5СЭТ-4ТМ.03М
Ктн=220000/√3/100/√3 класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 15612; 16031;Зав. № 0808081215
15881 Регистрационный
Регистрационный№ 36697-08
№ 26453-08
НКФ-220-58У1
класс точности 0,5СЭТ-4ТМ.03М
Ктн=220000/√3/100/√3 класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 16001; 15535;Зав. № 0808081143
16045 Регистрационный
Регистраицонный№ 36697-08
№ 26453-08
ПС 220 кВ «Ирбинская»
ПС 220/110/6 кВ
3Ирбинская, 1 АТ
ввод 6 кВ
ТПШЛ-10
класс точности 0,5
Ктт=2000/5
Зав. № 3644; 3440
Регистраицонный
№ 1423-60
НТМИ-6-66
класс точности 0,5
Ктн=6000/100
Зав. № 11802
Регистрационный
№ 2611-70
Лист № 5
Всего листов 10
СЭТ-4ТМ.03М.01
класс точности 0,5S/1,0
Зав. № 0808080766
Регистрационный
№ 36697-08
Сикон С70
зав. № 05046
Регистрационн
ый
№ 28822-05
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
1234567
ПС 220/110/6 кВ
4Ирбинская, 2 АТ
ввод 6 кВ
ТПШЛ-10
класс точности 0,5
Ктт=2000/5
Зав. № 2978; 3403
Регистрационный
№ 1423-60
НТМИ-6-66
класс точности 0,5
Ктн=6000/100
Зав. № 4510
Регистрационный
№ 2611-70
Лист № 6
Всего листов 10
Метрологические характеристики ИК
Основная относительная
погрешность ИК, (±δ), %
Номер ИК
Диапазон значений
силы тока
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
1
2
cos φ = cos φ = cos φ =
1,0 0,8 0,5
3 4 5
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
эксплуатации, (±δ), %
cos φ = cos φ = cos φ =
1,0 0,8 0,5
6 7 8
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
1,8 2,8 5,4 1,9 2,9 5,5
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
1,1 1,6 2,9 1,2 1,7 3,0
1, 2
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,91,22,21,01,42,3
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
1,8 2,9 5,5 2,2 3,2 5,7
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
1,2 1,7 3,0 1,7 2,1 3,3
(ТТ 0,5; TН 0,5;
Счетчик 0,2S)
3, 4
(ТТ 0,5; TН 0,5;
Счетчик 0,5S)
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
1,01,32,31,61,92,7
Основная относительная
погрешность ИК, (±δ), %
Номер ИК
Диапазон значений
силы тока
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
(sin φ =
(sin φ =
1
2
cos φ = 0,8
cos φ = 0,5
(sin φ = 0,6)
0,87)
34
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
эксплуатации, (±δ), %
cos φ = 0,8
cos φ = 0,5
(sin φ = 0,6)
0,87)
5 6
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
4,4 2,7 4,6 3,0
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
2,4 1,5 2,8 2,0
1, 2
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
1,91,22,31,7
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
4,6 3,0 5,5 4,2
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
2,6 1,8 4,0 3,5
(ТТ 0,5; TН 0,5;
Счетчик 0,5)
3, 4
(ТТ 0,5; TН 0,5;
Счетчик 1,0)
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
2,11,53,73,4
Примечания:
1. Погрешность измерений
d
5%P
и
d
5%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
5%
, а погрешность
измерений
d
5%P
и
d
5%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
5%
;
2. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте
расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С;
3. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности
(получасовой);
4. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95;
5. Нормальные условия эксплуатации:
Лист № 7
Всего листов 10
Параметры сети:
-
диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн;
-
диапазон силы тока - от Iн до 1,2∙Iн1;
-
коэффициента мощности cos
j
(sin
j
)-0,87(0,5);
-
частота - (50
±
0,15) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
Температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 ˚С; счетчиков -от
плюс 18 до плюс 25 ˚С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30 ˚С; ИВК - от плюс 10 до
плюс 30 ˚С;
6. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9∙Uн
1
до 1,1∙Uн
1
; диапазон
силы первичного тока - от 0,05∙Iн
1
до 1,2∙Iн
1
; коэффициент мощности
cos
j
(sin
j
)-0,8-1,0(0,6-0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 ˚С.
Для счетчика электроэнергии СЭТ-4ТМ.03:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9∙Uн
2
до 1,1∙Uн
2
; диапазон
силы вторичного тока - от 0,01∙Iн
2
до 1,2∙Iн
2
; коэффициент мощности
cos
j
(sin
j
)-0,8-1,0(0,6-0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 ˚С;
-
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в
таблице 2.
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;
-
счетчиктипаСЭТ-4ТМ.03-среднеевремянаработкинаотказ
не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
-
УСПД Сикон С70 - среднее время наработки на отказ не менее часов, среднее
время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
-
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
счетчика;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД.
Лист № 8
Всего листов 10
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчике;
-
пароль на УСПД;
-
паролинасервере,предусматривающиеразграничениеправдоступак
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при
отключении питания - до 5 лет;
-
ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -не
менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Кол-во, шт.
2
3
3
4
6
2
4
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформатор тока ТВ-220-25У2
Трансформатор тока ТФЗМ-220Б-IVУ1
Трансформатор тока ТПШЛ-10
Трансформатор напряжения НКФ-220-58У1
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66
Счётчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03
УСПД типа Сикон С70
Методика поверки
Паспорт-формуляр АУВП.411711.ФСК.028.35.ПС-ФО
2
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 64683-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с
использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «Красноярскэнергосбыт». Методика
поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2016 г.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторовтока-всоответствиисГОСТ8.217-2003
«ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
трансформаторовнапряжения-всоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
средстваизмеренийпоМИ3195-2009«ГСИ.Мощностьнагрузки
трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
Лист № 9
Всего листов 10
-
средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов
тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с документом ИЛГШ.411151.124 РЭ1;
-
для УСПД Сикон С70 - по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые
индустриальные Сикон С70. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»
в 2005 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;
-
терогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20
до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10
до 100 %, дискретность 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с
приказом Минпромторга России №1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка
проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию
свидетельства о поверке».
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии
и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием
элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «Красноярскэнергосбыт». Свидетельство об
аттестации методики (методов) измерений RA.RU.311298/066-2016 от 13.04.2016.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учетаэлектроэнергииАИИС КУЭ
ЕНЭСМЭССибирисиспользованиемэлементовАИИСКУЭ подстанций
ПАО «Красноярскэнергосбыт»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ34.601-90«Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
Изготовитель
Публичноеакционерноеобщество«ФедеральнаясетеваякомпанияЕдиной
энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5A
Телефон/факс: (495) 710-93-33/710-96-55; Е-mail:
Заявитель
Обществосограниченнойответственностью«Инженерныйцентр
«ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)
ИНН 7733157421
Адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Телефон/факс: (495) 620-08-38/620-08-48
Лист № 10
Всего листов 10
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний
измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 30364-05 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС) ОАО "Мордовэнерго" | Нет данных | ОАО "Мордовэнерго", г.Саранск | 4 года | Перейти |
| 42710-09 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 556 | Нет данных | ОАО "Инфракрасные и микроволновые системы", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 42150-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС "Ртищево" - АИИС КУЭ ПС "Ртищево" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 70399-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Починковская-1 | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 63226-16 | Система измерительная РСУ установки синтеза МТБЭ и ТАМЭ и системы оборотного водоснабжения цеха №03 ЗБ ОАО "ТАИФ-НК" | Нет данных | ЗБ ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск | 2 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