ГРСИ 65952-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ" г. Ставрополь 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
65953-16

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ" г. Ставрополь Нет данных, ГРСИ 65952-16

Смотреть ГРСИ
65951-16

Номер госреестра:

65952-16

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ" г. Ставрополь

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 001

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 № trial

об

утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ» г. Ставрополь

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ» г. Ставрополь (далее по тексту - АИИС

КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,

хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках

согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3-х уровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН),

измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и

реактивной электрической энергии (счетчики) и вторичные измерительные цепи.

2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -

ИВКЭ), включающие в себя промконтроллер (сервер БД уровня ИВКЭ), устройство

синхронизации времени УСВ-1 (Регистрационный номер в Федеральном информационном

фонде (Рег. №) 28716-05, зав. № 1623), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру

передачи данных внутренних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ)

оператора и специализированное программное обеспечение (ПО).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер БД уровня ИВК с установленным серверным программным обеспечением ПО

«АльфаЦЕНТР» (Рег. № 44595-10), устройство синхронизации системного времени УССВ-2

(Рег. № 54074-13, зав. № 001419), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и

программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и

хранение, АРМы.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор

привязанныхкединому календарному временирезультатовизмеренийприращений

электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

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

от несанкционированного доступа;

- передачарезультатовизмеренийворганизации-участникиоптовогорынка

электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.

Лист № 2

Всего листов 11

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на из-

мерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых

сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического

тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-

передачи данных поступает на входы сервера БД уровня ИВКЭ, где производится обработка

измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение

результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в

себя устройство синхронизации системного времени УСВ-1 и УССВ-2. СОЕВ выполняет

законченнуюфункциюизмеренийвремени,имеетнормированныеметрологические

характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества

электроэнергии с точностью не хуже ±5,0 секунд в сутки. В СОЕВ входят все средства

измерений времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и

учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые

используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.

Погрешность хода часов серверов ИВК, ИВКЭ не превышает ±1 с/сут. Синхронизация

времени сервера ИВК с УССВ-2 и сервера ИВКЭ с УСВ-1 происходит 1 раз в час. Коррекция

времени системы осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±1 с.

Сервер БД ИВКЭ осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков. При

каждом сеансе связи сервера БД ИВКЭ со счетчиками осуществляется сличение шкалы времени

между счетчиками и сервером БД ИВКЭ. Корректировка времени встроенных часов счетчика

осуществляется автоматически при каждом сеансе связи, при обнаружении рассогласования

времени встроенных часов сервера БД ИВКЭ и счетчика более ±2 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО

счетчиков, ПО сервера ИВКЭ, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ

«АльфаЦЕНТР».

Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» представлены в таблице 1.

данные

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПО ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО 12.1.0.0

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Другие идентификационные

Библиотека метрологических функций

ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Лист № 3

Всего листов 11

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от

счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной

электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов

передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых

счетчиков и измерительных трансформаторов.

ПО « АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и

преднамеренных изменений «средний» по Р 50.2.77-2014.

Лист № 4

Всего листов 11

Метрологические и технические характеристики

Состав АИИС КУЭ, а так же технические и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.

СОЕВ

Счетчик

12000

активная

реактивная

ТТ

ТН

ПС 110/6 кВ

«Прибрежная»,

ЗРУ-6 кВ, яч. 5, Ф-67

Счетчик

УСВ-1

зав. № 1623

Рег. №

28716-05

УССВ-2

зав. №

001419

Рег. №

54074-13

12000

активная

реактивная

класс точности,

Заводской

Ктт

·КтнВид энергии

·Ксч

ТТ

ТН

Таблица 2 - Состав АИИС КУЭ, а так же технические и метрологические характеристики ИК.

Состав АИИС КУЭ

НомерНаименование

Вид СИ,

ИКобъекта учета

коэффициент трансформации,

Обозначение, тип

номер

Рег. №

12 345

Кт=0,5S А ТЛО-10 14-37630

Ктт=1000/5B--

№ 25433-11CТЛО-1014-37639

Кт=0,2А

Ктн=6000/100BНАМИ-104196

№ 11094-87

ПС 110/6 кВ

«Прибрежная»,

ЗРУ-6 кВ, яч. 3, Ф-69

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1СЭТ-4ТМ.03М0804150176

№ 36697-12

Кт=0,5SАТЛО-1014-37643

Ктт=1000/5B - -

№ trial-11CТЛО-1014-37626

Кт=0,2А

Ктн=6000/100BНАМИ-104196

№ 11094-87

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1СЭТ-4ТМ.03М0804150399

№ 36697-12

Лист № 5

Всего листов 11

ТТ

ТН

4195

ПС 110/6 кВ

«Прибрежная»,

ЗРУ-6 кВ, яч. 8, Ф-62

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№ 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0804150469

12000

активная

реактивная

ТТ

ТН

4195

ПС 110/6 кВ

«Прибрежная»,

ЗРУ-6 кВ, яч. 14, Ф-66

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№ 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0804150695

12000

активная

реактивная

ТТ

ТН

4196

ПС 110/6 кВ

«Прибрежная»,

ЗРУ-6 кВ, яч. 29, Ф-71

Счетчик

УСВ-1

зав. № 1623

Рег. №

28716-05

УССВ-2

зав. №

001419

Рег. №

54074-13

12000

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

14-37628

14-37629

Кт=0,5S

Ктт=1000/5

№ 25433-11

Кт=0,2

Ктн=6000/100

№ 11094-87

АТЛО-10

B -

CТЛО-10

BНАМИ-10

14-37635

14-37633

Кт=0,5S

Ктт=1000/5

№ 25433-11

Кт=0,2

Ктн=6000/100

№ 11094-87

АТЛО-10

B -

CТЛО-10

BНАМИ-10

14-37637

14-37636

14-37634

Кт=0,5S

Ктт=1000/5

№ 25433-11

Кт=0,2

Ктн=6000/100

№ 11094-87

АТЛО-10

BТЛО-10

CТЛО-10

BНАМИ-10

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1СЭТ-4ТМ.03М0804150162

№ 36697-12

Лист № 6

Всего листов 11

ТТ

ТН

4195

ПС 110/6 кВ

«Прибрежная»,

ЗРУ-6 кВ, яч. 20, Ф-70

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№ 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0804150043

12000

активная

реактивная

ТТ

ТН

5651

ПС 110/35/6 кВ

«III подъем»,

КРУН-6 кВ, яч. 9, Ф-65

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№ 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0804150596

9600

активная

реактивная

ТТ

ТН

5322

ПС 110/35/6 кВ

«III подъем»,

КРУН-6 кВ, яч. 10, Ф-60

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№ 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0804150134

УСВ-1

зав. № 1623

Рег. №

28716-05

УССВ-2

зав. №

001419

Рег. №

54074-13

9600

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

14-37641

14-37638

14-37640

Кт=0,5S

Ктт=1000/5

№ 25433-11

Кт=0,2

Ктн=6000/100

№ 11094-87

АТЛО-10

BТЛО-10

CТЛО-10

BНАМИ-10

14-42388

14-42391

Кт=0,5S

Ктт=800/5

№ 25433-11

Кт=0,5

Ктн=6000/100

№ 2611-70

АТЛО-10

B -

CТЛО-10

BНТМИ-6-66

14-42386

14-42387

Кт=0,5S

Ктт=800/5

№ 25433-11

Кт=0,5

Ктн=6000/100

№ 2611-70

АТЛО-10

B -

CТЛО-10

BНТМИ-6-66

Лист № 7

Всего листов 11

ТТ

ТН

5651

ПС 110/35/6 кВ

«III подъем»,

КРУН-6 кВ, яч.13, Ф-67

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№ 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0804150135

9600

активная

реактивная

ТТ

ТН

5322

ПС 110/35/6 кВ

«III подъем»,

КРУН-6 кВ, яч.14, Ф-66

Счетчик

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1

№ 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

0804150120

9600

активная

реактивная

ТТ

ТН

Насосная станция № 4,

РУ-6 кВ № 1, яч. 19

Счетчик

УСВ-1

зав. № 1623

Рег. №

28716-05

УССВ-2

зав. №

001419

Рег. №

54074-13

9600

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

14-37646

14-37644

14-37645

Кт=0,5S

Ктт=800/5

№ 25433-11

Кт=0,5

Ктн=6000/100

№ 2611-70

АТЛО-10

BТЛО-10

CТЛО-10

BНТМИ-6-66

14-37649

14-37648

14-37647

Кт=0,5S

Ктт=800/5

№ 25433-11

Кт=0,5

Ктн=6000/100

№ 2611-70

АТЛО-10

BТЛО-10

CТЛО-10

BНТМИ-6-66

Кт=0,5S

Ктт=800/5

№ 15128-07

Кт=0,5

Ктн=6000/

3/100/

№ 3344-08

АТОЛ-10-I

B -

CТОЛ-10-I

АЗНОЛ.06

BЗНОЛ.06

CЗНОЛ.06

11672

11673

0003168

0003200

0003169

Кт=0,5S/1,0

Ксч=1СЭТ-4ТМ.03М0804150149

№ 36697-12

Лист № 8

Всего листов 11

0,8-4,23,73,7

Сч 1,0)

0,7-4,44,04,0

7-10

0,7-4,03,63,6

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Относительная погрешности ИК при измерении активной

электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

Номер ИКсosφ

АИИС КУЭ

±δ

1(2)%

,±δ

5 %

,±δ

20 %

,±δ

100 %

1(2)%

изм

< I

5 %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

1,02,41,71,61,6

1-60,92,92,21,81,8

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; 0,8 3,3 2,4 1,9 1,9

Сч 0,5S)

0,7 3,9 2,6 2,1 2,1

0,5 5,6 3,3 2,5 2,5

1,0 2,5 1,9 1,8 1,8

7-100,93,22,62,32,3

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;0,83,62,72,32,3

Сч 0,5S)

0,74,12,92,52,5

0,55,83,73,03,0

1,02,41,71,61,6

110,92,92,21,81,8

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;0,83,32,42,02,0

Сч 0,5S)

0,7 3,9 2,6 2,1 2,1

0,5 5,7 3,4 2,7 2,7

Относительная погрешность ИК при измерении реактивной

электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС

Номер ИКсosφ

КУЭ

1(2)%

,±

5 %

,±

20 %

,±

100 %

1(2)%

изм

< I

5 %

5(10) %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

1-6

0,9-4,84,24,2

(ТТ 0,5S; ТН 0,2;

0,7-4,03,63,6

0,5 - 3,8 3,5 3,5

0,9 - 5,2 4,7 4,7

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

0,8 - 4,6 4,2 4,2

Сч 1,0)

0,5 - 4,2 3,9 3,9

0,9-4,94,34,3

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

0,8-4,23,73,7

Сч 1,0)

0,5-3,83,53,5

Примечания:

1 Погрешность измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

=1,0 нормируется от I

а погрешность измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

<1,0 нормируется от I

2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии

и средней мощности (30 мин.).

3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение от 0,99·U

ном

до 1,01·U

ном

;

сила тока от I

ном

до 1,2·I

ном

, cos

=0,9 инд;

Лист № 9

Всего листов 11

частота сети от 49,85 до 50,15 Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков),

не более - 0,05 мТл

температура окружающей среды: от плюс 21 до плюс 25

С.

5Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение от 0,9·U

ном

до 1,1·U

ном

сила тока от 0,01·I

ном

до 1,2·I

ном

для ИК №№ 1 - 11;

частота сети от 49 до 51 Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков),

не более - 0,5 мТл.

температура окружающей среды: для измерительных ТТ и ТН в зависимости от вида

климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150-69, для счетчиков

ИК № 1-6, 11 - от плюс 10 до плюс 35

С, для счетчиков ИК №№ 7-10 - от плюс 10

до плюс 50

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 счётчиков на аналогичные

(см. п. 6 Примечаний) утверждённых типов с такими же метрологическими характеристиками.

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:

для счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М

(Рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;

для сервера ИВКЭ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

для сервера ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчиков электрической энергии Тв ≤ 24 часа;

для сервера ИВКЭ Тв ≤ 1 час;

для сервера Тв ≤ 1 час;

для модема Тв ≤ 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства

для пломбирования;

панелиподключениякэлектрическиминтерфейсамсчетчиковзащищены

механическими пломбами;

наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках, сервер ИВКЭ и сервере ИВК;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает

идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:

фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

сервере ИВКЭ и сервере ИВК (функция автоматизирована).

Лист № 10

Всего листов 11

Глубина хранения информации:

для счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М

(Рег. № 36697-12) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет

114 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 30 лет;

ИВКЭ - хранение данных 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.

Комплектность средства измерений

Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформатор тока ТЛО-10

Трансформатор тока ТОЛ-10-I

Трансформатор напряжения НАМИ-10

Трансформатор напряжения НТМИ-6-66

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М

Устройство синхронизации системного времени УСCВ-2

Устройство синхронизации времени УСВ-1

Сервер ИВКЭ SBOX-2150

Сервер ИВК NISE 3500

Методика поверки МП 206.1-087-2016

Паспорт - Формуляр СТПА.411711.СВ01.ФО

Количество, шт.

Поверка

осуществляетсяподокументуМП206.1-087-2016«Системаавтоматизированная

информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)

МУП «ВОДОКАНАЛ» г. Ставрополь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»

13.10.2016 г.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки»;

трансформаторовнапряжения-всоответствиисГОСТ8.216-2011

«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные

трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения.

Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика

выполнения измерений без отключения цепей»;

для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации.

Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский

ЦСМ» «04» мая 2012 г.

Лист № 11

Всего листов 11

радиочасы МИР РЧ-01 (Рег. № 27008-04), принимающие сигналы спутниковой

навигационной системы Global Positioning System (GPS);

переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со

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

измеритель магнитного поля «ИМП-04» (Рег. № 15527-02), диапазон измерений

магнитного поля от 70 до 5000 нТл;

термогигрометр «CENTER» (Рег. № 22129-04): диапазон измерений температуры

от минус 20 до плюс 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 100 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

МУП «ВОДОКАНАЛ» г. Ставрополь

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

Основные положения

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

ческие условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

Изготовитель

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

ИНН 5261063935

Юридический адрес: 603009, г. Нижний Новгород, ул. Столетова, д. 6

Адрес: 603146, г. Нижний Новгород, Клеверный проезд, д. 8

Телефон: (831) 461-54-67

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:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

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.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
41542-09	Система измерений расхода и количества пропан-бутановой фракции на базе счетчика-расходомера массового кориолисового ROTAMASS мод. RCCS 36 и комплекса измерительно-вычислительного CENTUM мод. CS3000R3	Нет данных	ЗБ ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск	2 года	Перейти
69703-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Светлая	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
42348-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Колпинская" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Колпинская"	Нет данных	ЗАО "Метростандарт", г.Москва	4 года	Перейти
80962-21	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии "Западно-Сибирская ТЭЦ-филиал АО "ЕВРАЗ ЗСМК"		Акционерное общество "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (АО "ЕВРАЗ ЗСМК"), Кемеровская обл., г. Новокузнецк, шоссе Космическое, 16	4 года	Перейти
77500-20	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ" в части электроснабжения ООО "Крассети"		ООО "Энергосистемы", г.Владимир	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