ГРСИ 65129-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Самарский" ПАО "Т Плюс" - г. Самара, НС № 11, 12, 13 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
65130-16

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Самарский" ПАО "Т Плюс" - г. Самара, НС № 11, 12, 13 Нет данных, ГРСИ 65129-16

Смотреть ГРСИ
65128-16

Номер госреестра:

65129-16

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Самарский" ПАО "Т Плюс" - г. Самара, НС № 11, 12, 13

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Энергоинтеграция", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 101

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 № 63564

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Самарский» ПАО «Т Плюс» - г. Самара,

НС № 11, 12, 13

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Самарский» ПАО «Т Плюс» - г. Самара, НС № 11, 12, 13

(далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и

мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи

полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные

трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной

электрическойэнергииврежимеизмеренийактивнойэлектрическойэнергиипо

ГОСТ Р 52323-2005,и в режиме измерений реактивной электрическойэнергиипо

ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи

данных.Метрологические и техническиехарактеристики измерительныхкомпонентов

АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер

ИВК с программным обеспечением (далее – ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ»,

устройство синхронизации времени УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические

средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к

информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в

аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за

период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные

коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений

передаются в целых числах кВт·ч.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает на входы GSM-коммуникаторов, далее информация передаётся по каналу связи

Лист № 2

Всего листов 10

стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS – на входы сервера ИВК, где

осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической

энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и

хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал

ОАО «СО ЕЭС» Самарское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу

связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с

приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния

средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к

Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов

оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-3,

синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени,

получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-3. Пределы допускаемой

абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам

встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC составляет не

более ±100 мкс.

Сервер ИВК периодически сравнивает свое системное время с УСВ-3. Сличение часов

сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от

наличия расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ИВК производится во время

сеанса связи со счётчиками. Корректировка часов счётчиков от часов сервера ИВК

осуществляется независимо от наличия расхождений, но не чаще одного раза в сутки. Передача

информации от счётчиков электрической энергии до сервера ИВК реализована с помощью

каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов

счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов

указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.

Лист № 3

Всего листов 10

Значение

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ», в состав которых входят программы, указанные в

таблицах 1а и 1б. ПО «Пирамида 2000» выполняет функцию сбора данных в системе. Функции обработки, хранения и передачи данных в

энергосбытовую компанию выполняет ПО «Энфорс АСКУЭ». ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в

соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными

средствами ПО «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ».

Таблица 1а — Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные

признаки

Идентификационное CalcClien CalcLeak CalcLoss Metrolog ParseBin. ParseIEC. ParseMod ParsePira SynchroN VerifyTi

наименование ПО ts.dll age.dll es.dll y.dll dll dll bus.dll mida.dll SI.dll me.dll

Номер версии

(идентификационный3

номер) ПО

e55712d0b1959ff7d79874d1 52e28d7b6f557f8848e73a92c391d642ecf53293530d9b011ea5429b

Цифровойb1b21906 0be1eb17 0fc2b156608799bb 5b737261 83d1e664 71acf4055ca1a3fd 26f7cdc2261fb0e2

идентификатор ПО 5d63da94 c83f7b0f a0fdc27e 3ccea41b 328cd778 94521f63 5bb2a4d3 3215049a 3ecd814c 884f5b35

9114dae4 6d4a132f 1ca480ac 548d2c83 05bd1ba7 d00b0d9f fe1f8f48 f1fd979f 4eb7ca09 6a1d1e75

Алгоритм вычисления

цифровогоMD5

идентификатора ПО

2.3.0.12

MD5

Значение

M80020.exe

2.2.1.20

ce7bb2858a21dff28b925816a3a1dda0

Таблица 2б — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»

Идентификационные признаки

Идентификационное наименование ПОCalcFormula.exe

Номер версии (идентификационный

номер) ПО

Цифровой идентификатор ПОced70f330d11fd08bdfe91f4f729386e

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора ПО

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4

Всего листов 10

1.3

1.4

1.5

1.6

НАМИТ-10-2

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. № 0221

1.7

1.8

НАМИТ-10-2

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. № 0234

Счетчик

энергии

гии

носи-

тельной

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические

характеристики

Метрологичес-

Измерительные компонентыкие характе-

ристики ИК*

Преде- Преде-

лы до- лы до-

Видпуска- пуска-

Но-Наименова-элек- емой емой от-

мер ние точки Сервер тро- основ-носи-

ИК измерений

ТТ ТН электрической

энер-

ной от-

погреш-

тель- ности в

ной по- рабочих

грешно услови-

сти, ях,

(±δ) % (±δ) %

НОМ-1066

Кл.т. 0,5

10000/100

Зав. №2532

Зав. №2554

НОМ-1066

Кл.т. 0,5

10000/100

Зав. № 8125

Зав. № 1958

ПСЧ-

Ак-

ф.52

Кл.т. 0,5

400/5

ТВК-10

НС-13, РУ-10Кл.т. 0,5

кВ, 1 сш, яч. 400/5

1, ф.18 Зав. № 01296

Зав. № 02977

ТВК-10

НС-13, РУ-10Кл.т. 0,5

кВ, 2 сш, яч.400/5

2, ф.5 Зав. № 01263

Зав. № 02954

ТЛМ-10

РП-308 6 кВ,Кл.т. 0,5

РУ-6 кВ, 1 400/5

сш, яч. 4, ф.52 Зав. № 55

Зав. № 1385

РП-308 6 кВ,ТЛМ-10

РУ-6 кВ, 1Кл.т. 0,5

сш, яч. 5, ф.51 600/5

нитка "А" и Зав. № 1142

"Б" Зав. № 1147

ТЛМ-10

РП-308 6 кВ,Кл.т. 0,5

РУ-6 кВ, 2600/5

сш, яч. 9, ф.4 Зав. № 1131

Зав. № 1133

РП-308 6 кВ,

ТЛМ-10

РУ-6 кВ, 2

сш, яч. 11,

Зав. № 1371

Зав. № 1359

IBM

System

x3650

KD11Z7

56789

ПСЧ- Ак-

4ТМ.05МКтивная1,33,4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-2,55,8

1111152683 тивная

ПСЧ-Ак-

4ТМ.05МКтивная1,33,4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-2,55,8

1111152644 тивная

ПСЧ-Ак-

4ТМ.05МКтивная1,33,4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-2,55,8

1111152700

тивная

4ТМ.05МК

Зав.№

тивная1,33,4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-2,55,8

1111152553 тивная

ПСЧ-Ак-

4ТМ.05МКтивная1,33,4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-2,55,8

1111152569 тивная

ПСЧ-Ак-

4ТМ.05МКтивная1,33,4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-2,55,8

1111152637 тивная

Лист № 5

Всего листов 10

2.5

2.6

НС-11, РУ-6

кВ, 1 сш, яч.5

2.7

2.8

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

6000/100

Зав. № 7605

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

6000/100

Зав. № 7543

—

Продолжение таблицы 2

НС-11, РУ-6

кВ, 1 сш, яч. 6

1,13,3

2,25,8

1,13,3

2,25,8

НС-11, РУ-6

кВ, 1 сш, яч. 4

1,13,3

2,25,8

НС-11, РУ-6

кВ, 1 сш, яч. 3

1,13,3

2,25,8

НС-11, РУ-6

2.9кВ, 2 сш, яч.

ПСЧ-

Зав. №

Ак-

Реак-

1,13,3

2,25,8

НС-11, РУ-6

2.10 кВ, 2 сш, яч.

1,13,3

2,25,8

НС-11, РУ-6

2.11 кВ, 2 сш, яч.

1,13,3

2,25,8

НС-11, РУ-

2.12 0,4 кВ, 1 сш,

п. 4, ф. Ввод 1

ТЛК10

Кл.т. 0,5

150/5

Зав. № 8027

Зав. № 8003

ТЛК10

Кл.т. 0,5

150/5

Зав. № 8002

Зав. № 8041

ТЛК10

Кл.т. 0,5

150/5

Зав. № 7986

Зав. № 8004

ТЛК10

Кл.т. 0,5

50/5

Зав. № 7165

Зав. № 6300

ТЛК10

Кл.т. 0,5

50/5

Зав. № 7130

Зав. № 7132

ТЛК10

Кл.т. 0,5

150/5

Зав. № 7978

Зав. № 8024

ТЛК10

Кл.т. 0,5

150/5

Зав. № 7979

Зав. № 8028

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5

1000/5

Зав. №

06067954

Зав. №

06067952

Зав. №

06067953

IBM

567

ПСЧ- Ак-

4ТМ.05МКтивная

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-

1111152054 тивная

ПСЧ-Ак-

4ТМ.05МК тивная

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-

1111151963 тивная

ПСЧ-Ак-

4ТМ.05МК тивная

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-

1111151959 тивная

ПСЧ-Ак-

4ТМ.05МК тивная

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-

1111152172

Syst

тивная

4ТМ.05МК

x3650

тивная

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№

1111152298

KD11Z7

тивная

ПСЧ-Ак-

4ТМ.05МК тивная

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-

1111152625 тивная

ПСЧ-Ак-

4ТМ.05МК тивная

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-

1111152630 тивная

ПСЧ-Ак-

4ТМ.05М.04 тивная

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-

0623125042 тивная

1,03,3

2,15,7

Лист № 6

Всего листов 10

2.13

НС-11, РУ-0,4

кВ, 2 сш, п.6,

ф. Ввод 2

—

2.14

РП-308 6 кВ,

РУ-6 кВ, 1

сш, яч. 2, ф-

ТП-3322,I

НАМИТ-10-2

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. № 0221

2.15

РП-308 6 кВ,

РУ-6 кВ, 2

сш, яч. 13, ф-

ТП-3322,II

НАМИТ-10-2

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. №0234

Продолжение таблицы 2

ТШП-0,66

Кл.т. 0,5

1000/5

Зав. №

06067947

Зав. №

06067948

Зав. №

4004493

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5

150/5

Зав. № 1287

Зав. № 1286

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5

150/5

Зав. № 0019

Зав. № 1280

56 789

Ак-

тивная

ПСЧ-

4ТМ.05М.04Реак-1,03,3

Кл.т. 0,5S/1,0 тивная

Зав. №2,15,7

0623124858 IBM

System

x3650

ПСЧ-M2Ак-

4ТМ.05МКЗав.№ тивная1,33,4

Кл.т. 0,5S/1,0 KD11Z7

Зав. №FРеак-2,55,8

1111152597 тивная

ПСЧ-Ак-

4ТМ.05МКтивная1,33,4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №Реак-2,55,8

1111152583 тивная

*Примечания:

1В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой

относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной

электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

параметры сети: напряжение (0,95–1,05)Uн; ток (1,0–1,2)Iн; cos

=0,9инд.; частота

(50±0,2) Гц;

температура окружающей среды: (23±2) °С.

4Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9–1,1)Uн

; диапазон

силы первичного тока (0,05–1,2)Iн

; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0 (0,5–0,87);

частота (50±0,2) Гц;

температура окружающего воздуха от - 45 до + 40 °С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при + 25 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9–1,1)Uн

; диапазон

силы вторичного тока (0,01–1,2)Iн

; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0

(0,5–0,87); частота (50±0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха от - 40 до + 60 °С;

относительная влажность воздуха не более 90 % при + 30 °С;

атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

температура окружающего воздуха от + 15 до + 25 °С;

Лист № 7

Всего листов 10

относительная влажность воздуха не более 80 % при + 25 °С;

атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

5Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % I

ном

cos

=0,8инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от - 5 до

+ 40

С.

6Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с

такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается

замена УСВ-3 на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном

собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа

АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК – среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

счётчик ПСЧ-4ТМ.05М – среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

УСВ-3 – среднее время наработки на отказ не менее Т=45000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=2 ч;

сервер ИВК – среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=1 ч.

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника

бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике.

журнал сервера:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

счетчика электрической энергии;

сервера.

Лист № 8

Всего листов 10

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК – тридцатиминутный профиль

нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М – тридцатиминутный профиль

нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее

3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

многофункциональные

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонентаТип компонента№ Госреестра Количество, шт.

Трансформаторы тока ТЛК10 9143-8314

Трансформаторы тока шинные ТШП-0,66 54852-13 5

Трансформаторы тока шинные ТШП 47957-11 1

Трансформаторы тока ТЛМ-10 2473-6912

Трансформаторы тока ТВК-10 8913-82 4

Трансформаторы напряжения НАМИ-10 11094-87 2

Трансформаторы напряжения НАМИТ-10-2 18178-99 2

Трансформаторы напряжения НОМ-1066 2611-70 4

Счетчики электрической энергии

СЧ-4ТМ.05МК 46634-1115

многофункциональные

Счетчики электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05М36355-072

Устройства синхронизации времениУСВ-351644-121

Сервер IBM System x3650 M2 —1

Методика поверки — —1

Паспорт-формуляр 66992322.384106.101.ФО —1

Поверка

осуществляется по документу МП 65129-16 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Самарский» ПАО

«Т Плюс» - г. Самара, НС № 11, 12, 13. Измерительные каналы. Методика поверки»,

утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» в июне 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство

о поверке АИИС КУЭ.

Лист № 9

Всего листов 10

Документы на поверку измерительных компонентов:

ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК – в соответствии с документом

ИЛГШ.411152.167РЭ1«Счетчикэлектрическойэнергиимногофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным

руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М – в соответствии с методикой

поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации

ИЛГШ.411152.146РЭ согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

20.11.2007 г.;

устройство синхронизации времени УСВ-3 – в соответствии с документом

ВЛСТ.240.00.000МП «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика

поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.

Основные средства поверки:

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global PositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от - 20 до

+ 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %,

дискретность 0,1 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методизмеренийизложенвдокументе66992322.384106.101.И3«Система

автоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии

филиала «Самарский» ПАО «Т Плюс» - г. Самара, НС № 11, 12, 13. Руководство пользователя».

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

Общество с ограниченной ответственностью «Энергоинтеграция» (ООО «Энергоинтеграция»)

Адрес: 115114, г. Москва, ул. Дербеневская, д.1, стр.6

ИНН: 7704760530

Тел./факс: (495) 665-82-06

E-mail:

energo-in@inbox.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго» (ООО «Альфа-Энерго»)

Адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1

Тел.: (499) 917-03-54

Лист № 10

Всего листов 10

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации

метрологии и испытаний в Рязанской области» (ФБУ «Рязанский ЦСМ»)

Адрес: 390011, г. Рязань, Старообрядческий проезд, д. 5

Тел/факс: (4912) 55-00-01 / 44-55-84

E-mail:

asu@rcsm-ryazan.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Рязанский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений

в целях утверждения типа RA.RU.311204 от 10.08.2015 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии_____________С.С. Голубев

«____»_____________ 2016 г.

М.п.

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
52078-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ОАО "МШФ"	Нет данных	ОАО "Московское городское энергосбытовое предприятие" (Мосгорэнерго), г.Москва	4 года	Перейти
59252-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Объединение "Истринские электросети"	Нет данных	ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир	4 года	Перейти
53847-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГлавЭнергоСбыт"	Нет данных	ООО "Росэнергосервис", г.Владимир	4 года	Перейти
72682-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Ульяновск-Когенерация"	Нет данных	АО "РЭС Групп", г.Владимир	4 года	Перейти
64685-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Востока с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций Дальневосточной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Хабаровского края	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	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