Приложение к свидетельству № 66994/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 20
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакциях, утвержденных приказами Росстандарта № 1165 от 09.06.2018 г.,
№ 1171 от 06.07.2020 г)
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АО «СХК»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АО «СХК» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и
реактивной электрической энергии и средней мощности, сбора, обработки, хранения,
отображения и передачи информации в центры сбора.
Описание средства измерений
АИИС КУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую
автоматизированную измерительную систему сцентрализованным управлениеми
распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1) первыйуровень–измерительно-информационныекомплексы(ИИК) точек
измерений, выполняющие функцию измерений активной и реактивной электрической энергии,
и средней мощности и включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН),
измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и
реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи до счетчиков и
технические средства приема-передачи данных и каналы связи;
2) второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в
свой состав: сервер и автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с установленным
программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-2,
технические средства приёма-передачи данных.
ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК)
АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В
счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в
цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной
электрической мощности. Тридцатиминутные приращения электрической энергии вычисляются
как интеграл по времени от средней мощности за интервал 30 мин.
Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии,
служебная информация в виде цифрового кода передаются в базу данных сервера. Связь между
счетчиками и сервером осуществляется с использованием линий проводной и беспроводной
связи. Сервер осуществляет автоматизированный сбор информации, вычисление приращений
электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации, формирование отчетных
документов, ведение журнала событий, конфигурирование и параметрирование технических и
программных средств АИИС КУЭ, долговременное хранение и передачу данных в центры
сбора информации. Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера,
осуществляется с АРМ оператора с использованием программы «АРМ Энергосфера».
Передача информации в АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется
по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде файлов xml-формата, установленных
договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в
свой состав устройство синхронизации времени УСВ-2, сервер и счетчики. СОЕВ выполняет
Лист № 2
Всего листов 20
измерение интервалов времени и обеспечивает синхронизацию шкал времени внутренних часов
компонентов СОЕВ. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По
результатамизмеренийформируютсятридцатиминутныеинтервалы,длякоторых
осуществляется вычисление приращений электрической энергии.
Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона
Российской Федерации UTC (SU) осуществляет устройство синхронизации времени УСВ-2.
Синхронизация шкалы времени сервера осуществляется от УСВ-2 один раз в сутки при
достижении расхождения со шкалой УСВ-2 более 2 с. Синхронизация шкал времени часов
счетчиков осуществляется от сервера во время сеанса связи при достижении расхождения со
шкалой сервера более 3 с. Расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ со
шкалой координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отражают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени,
на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».
Уровень защиты ПО от преднамеренных и непреднамеренных изменений предусматривает
ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав
пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью их
кодирования, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологическизначимой части ПОприведены втаблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Значение
ПК «Энергосфера»
не ниже 8.0
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
для файла «pso_metr.dll»
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК и их метрологические и основные технические характеристики приведены в
таблицах 2 -5.
1382-60
220000:√3/
100:√3
1
Счетчик
58850-14
0,2S/1,0
–
Таблица 2 – Состав ИК
Средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ
Фаза
НомерНаименование
ИКприсоединения
Вид СИОбозначение
Регистра-
ционныйКласс
Коэффициент
номер в точности
ФИФ ОЕИ
трансфор-
мации
123 45678
А ТВ-220
46101-10
0,2S
1000/5
ТН
0,5
СХК, ПС 220 кВ
ТТ
ЭС-2, ОРУ-220 кВ,
2 СШ 220 кВ, яч. 3
ВЛ 220 кВ
Восточная – ЭС-2
СХК (Т-202)
B ТВ-220
C ТВ-220
АНКФ-220-58
BНКФ-220-58
CНКФ-220-58
Фотон
Ф–57–5–02–13-12
Лист № 3
Всего листов 20
220000:√3/
100:√3
Счетчик
46101-10
1000/5
1382-60
220000:√3/
100:√3
3
Счетчик
58850-14
0,2S/1,0
–
46101-10
1000/5
1382-60
220000:√3/
100:√3
4
Счетчик
58850-14
0,2S/1,0
–
1500/5
6000:√3/
100:√3
5
Счетчик
1500/5
6000:√3/
100:√3
6
Счетчик
Продолжение таблицы 2
12345
678
АТВ-220
ТТBТВ-220
CТВ-220
46101-100,2S1000/5
АНКФ-220-58
CНКФ-220-58
BНКФ-220-581382-601,0
СХК, ПС 220 кВ
2ЭС-2, ОРУ-220 кВ,
яч. 6 ОВ-220 кВ
ТН
Фотон
Ф–57–5–02–13-12
58850-140,2S/1,0–
АТВ-220
0,2S
ТН
1,0
СХК, ПС 220 кВ
ТТ
ЭС-2, ОРУ-220 кВ,
1 СШ 220 кВ,
яч. 12 ВЛ 220 кВ
Томская 500 – ЭС-
2 СХК (Т-205)
B ТВ-220
C ТВ-220
АНКФ-220-58
BНКФ-220-58
CНКФ-220-58
Фотон
Ф–57–5–02–13-12
АТВ-220
0,2S
ТН
0,5
СХК, ПС 220 кВ
ТТ
ЭС-2, ОРУ-220 кВ,
2 СШ 220 кВ,
яч. 13 ВЛ 220 кВ
ГПП-220 – ЭС-2
СХК (Т-214)
B ТВ-220
C ТВ-220
АНКФ-220-58
BНКФ-220-58
CНКФ-220-58
Фотон
Ф–57–5–02–13-12
1261-590,5
C
АТПОЛ-10
ТТB –
CТПОЛ-10
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 220 кВ
ЭС-2, РУСН-6 кВ,
Ввод 6 кВ 20Т
(Зд. 475)
Фотон
Ф–57–5–02–13-12
58850-140,2S/1,0–
1261-590,5
C
АТПОЛ-10
ТТB –
CТПОЛ-10
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 220 кВ
ЭС-2, РУСН-6 кВ,
Ввод 6 кВ 30Т
(Зд. 475)
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
Лист № 4
Всего листов 20
600/5
110000:√3/
100:√3
Счетчик
600/5
110000:√3/
100:√3
Счетчик
600/5
110000:√3/
100:√3
9
Счетчик
200/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
1000/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
Продолжение таблицы 2
123
45
67
8
64181-160,2S
АТВ-110
BТВ-110
CТВ-110
А НКФ-110
B НКФ-110
CНКФ-110
922-541,0
ТТ
СХК, ПС 110 кВ
ГПП-2, ВЛ 110 кВ
7Восточная – ГПП-
2 СХК с
ТН
отпайками (Т-1)
Протон-К
ЦМ-05-А-2-234
35437-070,5S/1,0–
64181-160,2S
АТВ-110
BТВ-110
CТВ-110
А НКФ-110
B НКФ-110
CНКФ-110
922-541,0
ТТ
СХК, ПС 110 кВ
ГПП-2, ВЛ 110 кВ
8ГПП-220 – ГПП-2
СХК с отпайками
ТН
(Т-2)
Протон-К
ЦМ-05-А-2-234
35437-070,5S/1,0–
64181-160,2S
C
ТВ-110
ТВ-110
ТВ-110
НКФ-110
НКФ-110
НКФ-110
922-541,0
А
ТТB
C
СХК, ПС 110 кВ
А
ГПП-2, ЛЭП-25
ТН
B
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
22192-070,5
C
АТПЛ-10-М
ТТB –
CТПЛ-10-М
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
10ГПП-2, РУ-6 кВ,
I сек., яч. 2
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
518-500,5
C
АТПОФ
ТТB –
CТПОФ
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
11ГПП-2, РУ-6 кВ,
I сек., яч. 6
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
Лист № 5
Всего листов 20
600/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
200/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
400/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
400/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
1000/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
Продолжение таблицы 2
12
345
67
8
518-500,5
C
АТПОФ
ТТB –
CТПОФ
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
12ГПП-2, РУ-6 кВ,
I сек., яч. 8
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
47958-110,5
C
АТПЛ-10-М
ТТB –
CТПЛ-10-М
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
13ГПП-2, РУ-6 кВ,
I сек., яч. 9
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
1276-590,5
C
АТПЛ-10
ТТB –
CТПЛ-10
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
14ГПП-2, РУ-6 кВ,
I сек., яч. 10
Протон–К
ЦМ–02–А–23–234
35437–070,2S/1,0–
814-530,5
C
АТПФМ-10
ТТB –
CТПФМ-10
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
15ГПП-2, РУ-6 кВ,
I сек., яч. 11
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
518-500,5
C
АТПОФ
ТТB –
CТПОФ
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
16ГПП-2, РУ-6 кВ,
I сек., яч. 12
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
Лист № 6
Всего листов 20
600/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
1000/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
600/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
400/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
400/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
Продолжение таблицы 2
12
345
67
8
1261-590,5
C
АТПОЛ-10
ТТB –
CТПОЛ-10
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
17ГПП-2, РУ-6 кВ,
I сек., яч. 13
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
518-500,5
C
АТПОФ
ТТB -
CТПОФ
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
18ГПП-2, РУ-6 кВ,
I сек., яч. 14
Фотон
Ф-57-5-05-23-12
58850-140,5S/1,0–
47958-110,5
C
АТПОЛ-10М
ТТB –
CТПОЛ-10М
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
19ГПП-2, РУ-6 кВ,
II сек., яч. 20
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
814-530,5
C
АТПФМ-10
ТТB –
CТПФМ-10
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
20ГПП-2, РУ-6 кВ,
II сек., яч. 21
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
1276-590,5
C
АТПЛ-10
ТТB –
CТПЛ-10
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
21ГПП-2, РУ-6 кВ,
II сек., яч. 22
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
Лист № 7
Всего листов 20
400/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
600/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
600/5
6000:√3/
100:√3
Счетчик
1500/5
6000:√3/
100:√3
25
Счетчик
1500/5
НТМИ-6
6000:√3/
100:√3
26
Счетчик
Продолжение таблицы 2
12
345
67
8
814-530,5
C
АТПФМ-10
ТТB –
CТПФМ-10
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
22ГПП-2, РУ-6 кВ,
II сек., яч. 23
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
518-500,5
C
АТПОФ
ТТB –
CТПОФ
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
23ГПП-2, РУ-6 кВ,
II сек., яч. 26
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
1261-590,5
C
АТПОЛ-10
ТТB –
CТПОЛ-10
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС 110 кВ
24ГПП-2, РУ-6 кВ,
II сек., яч. 27
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
518-500,5
C
831-530,5
АТПОФ
ТТB –
CТПОФ
СХК, ПС 220 кВ
А
ЭС-1, Блок С5ГТ
ТН
B
НТМИ-6
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
ТПОФ-10
–
ТПОФ-10
518-500,5
C
831-530,5
А
ТТB
C
СХК, ПС 220 кВ
А
ЭС-1, Блок С6ГТ
ТН
B
Протон-К
ЦМ-02-А-23-234
35437-070,2S/1,0–
Лист № 8
Всего листов 20
400/5
10000:√3/
100:√3
27
400/5
10000:√3/
100:√3
28
600/5
10000:√3/
100:√3
29
600/5
10000:√3/
100:√3
30
600/5
10000:√3/
100:√3
31
Продолжение таблицы 2
1
2
345
67
8
32139-110,5
C
АТОЛ-СЭЩ-10
ТТBТОЛ-СЭЩ-10
CТОЛ-СЭЩ-10
А
ТНBНАЛИ-СЭЩ
38394-080,5
СХК, ПС 110 кВ
ГПП-1,
ВРУ-10 кВ, I сек.,
яч. 4 (РП-2, яч. 2)
Счетчик Фотон Ф-57-5-05-2344153-100,5S/1,0–
32139-110,5
C
АТОЛ-СЭЩ-10
ТТBТОЛ-СЭЩ-10
CТОЛ-СЭЩ-10
А
ТНBНАЛИ-СЭЩ
51621-120,5
СХК, ПС 110 кВ
ГПП-1,
ВРУ-10 кВ, II сек.,
яч. 18 (РП-2, яч. 9)
Счетчик Фотон Ф-57-5-05-2344153-100,5S/1,0–
32139-110,5
C
АТОЛ-СЭЩ-10
ТТBТОЛ-СЭЩ-10
CТОЛ-СЭЩ-10
А
ТНBНАЛИ-СЭЩ
51621-120,5
СХК, ПС 110 кВ
ГПП-1,
ВРУ-10 кВ, II сек.,
яч. 13
Счетчик Фотон Ф-57-5-05-2344153-100,5S/1,0–
32139-110,5
C
АТОЛ-СЭЩ-10
ТТBТОЛ-СЭЩ-10
CТОЛ-СЭЩ-10
А
ТНBНАЛИ-СЭЩ
38394-080,5
СХК, ПС 110 кВ
ГПП-1,
ВРУ-10 кВ,
III сек., яч. 25
Счетчик Фотон Ф-57-5-05-2344153-100,5S/1,0–
32139-110,5
C
АТОЛ-СЭЩ-10
ТТBТОЛ-СЭЩ-10
CТОЛ-СЭЩ-10
А
ТНBНАЛИ-СЭЩ
38394-080,5
СХК, ПС 110 кВ
ГПП-1,
ВРУ-10 кВ,
III сек., яч. 30
Счетчик Фотон Ф-57-5-05-2344153-100,5S/1,0–
Лист № 9
Всего листов 20
300/5
110000:√3/
100:√3
32
Счетчик
300/5
110000:√3/
100:√3
33
750/5
НТМИ-10
10000:√3/
100:√3
600/5
110000:√3/
100:√3
35
100/5
6000:√3/
100:√3
Продолжение таблицы 2
1
2
345
67
8
64181-160,2S
АТВ-110
ТТBТВ-110
CТВ-110
А НКФ-110
ТНBНКФ-110
CНКФ-110
922-541,0
СХК, ПС 110 кВ
ГПП-1,
ОРУ-110 кВ,
II СШ, ЛЭП-18
Протон–К
ЦМ–02–А–23–234
35437–070,2S/1,0–
64181-160,2S
АТВ-110
ТТBТВ-110
CТВ-110
А НКФ-110
ТНBНКФ-110
CНКФ-110
922-541,0
СХК, ПС 110 кВ
ГПП-1,
ОРУ-110 кВ,
I СШ, ЛЭП-21
Счетчик Фотон Ф-57-5-05-2344153-100,5S/1,0–
ТПОФ
–
ТПОФ
518-500,5
C
831-690,5
А
ТТB
СХК, ПС 110 кВ
C
34ГПП-1,А
ГРУ-10 кВ, яч. 4
ТНB
Счетчик Фотон Ф-57-5-05-2344153-100,5S/1,0–
64181-160,2S
АТВ-110
ТТBТВ-110
CТВ-110
А НКФ-110
ТНBНКФ-110
CНКФ-110
922-541,0
СХК, ПС 110 кВ
ГПП-1, ЛЭП-23
Счетчик Фотон Ф-57-5-05-2344153-100,5S/1,0–
1276-590,5
C
831-530,5
АТПЛ-10
ТТB –
СХК, ПС-501,
CТПЛ-10
36РУ-6 кВ, II сек.,А
яч. 6
ТНBНТМИ-6
СчетчикПСЧ-4ТМ.05МК.1246634-110,5S/1,0–
Лист № 10
Всего листов 20
1000/5
6000:√3/
100:√3
100/5
10000:√3/
100:√3
38
75/5
6000:√3/
100:√3
ТТ
400/5
ТН
10000:√3/
100:√3
Продолжение таблицы 2
12
345
67
8
47958-110,5
C
АТПОЛ-10М
ТТB –
CТПОЛ-10М
А
ТНBНТМИ-6
831-530,5
СХК, ПС-302,
37РУ-6 кВ, I сек.,
яч. 3
СчетчикПСЧ-4ТМ.05МК.1246634-110,5S/1,0–
51623-120,5S
АТОЛ-СЭЩ-10
ТТB –
CТОЛ-СЭЩ-10
А ЗНОЛП-10
ТНBЗНОЛП-10
CЗНОЛП-10
46738-110,5
СХК, СЗ, ТП-4,
РУ-10 кВ, яч. 4,
КЛ-10 кВ ТП-4 –
ТП «Угольная»
СчетчикПСЧ-4ТМ.05МК.1246634-110,5S/1,0–
1276-590,5
C
831-530,5
АТПЛ-10
ТТB –
СХК, ПС-14,
CТПЛ-10
39РУ-6 кВ, I сек.,А
яч. 5
ТНBНТМИ-6
СчетчикПСЧ-4ТМ.05МК.1246634-110,5S/1,0–
А
47957-110,5S600/5
ТШП-0,66
ТШП-0,66
ТШП-0,66
–
–––
СХК, ПС-208,
ТТB
40РУ-0,4 кВ, C
ввод 0,4 кВ Т2
ТН
СчетчикПСЧ-4ТМ.05МК.0446634-110,5S/1,0–
А
47957-110,5S250/5
ТШП-0,66
ТШП-0,66
ТШП-0,66
–
–––
СХК, ПС-8,
ТТ
B
41РУ-0,4 кВ, II сек., C
пан. 1
ТН
СчетчикПСЧ-4ТМ.05МК.0446634-110,5S/1,0–
51679-120,5S
АТОЛ-НТЗ-10
BТОЛ-НТЗ-10
CТОЛ-НТЗ-10
АЗНОЛПМ-10
BЗНОЛПМ-10
CЗНОЛПМ-10
46738-110,5
42СХК, КТПН-3, Р-2
СчетчикПСЧ-4ТМ.05МК.1246634-110,5S/1,0–
Лист № 11
Всего листов 20
600/5
НТМИ-6
6000:√3/
100:√3
43
44
ТТ
100/5
10000:√3/
100:√3
ТТ
7069-79
0,5
600/5
ТН
831-69
0,5
10000/100
ТТ
7069-79
0,5
600/5
ТН
831-69
0,5
10000/100
Продолжение таблицы 2
1
67
8
5
ТПОЛ-10
–
ТПОЛ-10
47958-110,5
C
831-530,5
2 3 4
А
ТТ B
C
СХК, ПС-924,
А
яч. 23
ТН
B
123
Счетчик
Фотон Ф–57–5–05–13-
58850-140,5S/1,0–
АТШП-0,66
ТТBТШП-0,66
CТШП-0,66
47957-110,5S250/5
ТН–
–––
СХК, ТП-202,
ввод 0,4 кВ
(ВЛ-10 кВ № 4
ТП202–ТП246)
СчетчикПСЧ-4ТМ.05МК.0446634-110,5S/1,0–
51679-120,5S
АТОЛ-НТЗ-10
BТОЛ-НТЗ-10
CТОЛ-НТЗ-10
АЗНОЛПМ-10
BЗНОЛПМ-10
CЗНОЛПМИ–10
46738-110,5
СХК, РУ-3,
45Л-3-10, ввод 10 кВ
(ВЛ-3 10 кВ)
ТН
СХК, ТП-87,
46Л-3-11,
ввод 0,4 кВ
Счетчик
ТТ
ТН
Счетчик
ПСЧ-4ТМ.05МК.12
–
–
ПСЧ-4ТМ.05МК.24
46634-11
–
–
46634-11
0,5S/1,0
–
–
1,0/2,0
–
–
–
–
СХК, ВРП-10 кВ
47пл.4 РМЗ, РУ-10
кВ, яч.4
счетчик
58850-14
0,5S/1
–
СХК, ВРП-10 кВ
48пл.4 РМЗ, РУ-10
кВ, яч.3
счетчик
АТОЛ 10
В –
СТОЛ 10
А
ВНТМИ-10-66
С
Ф-57-5-05-13-123
АТОЛ 10
В–
СТОЛ 10
А
ВНТМИ-10-66
С
Ф-57-5-05-13-12
58850-14
0,5S/1
–
Лист № 12
Всего листов 20
ТТ
400/5
ТН
10000/100
ТТ
400/5
ТН
10000/100
ТТ
400/5
ТН
10000/100
ТТ
300/5
ТН
10000:√3/
100:√3
52
СХК, ТП-4 СЗ,
РУ-10 кВ, яч.1
ТТ
150/5
ТН
10000/100
ТТ
150/5
ТН
10000/5
Продолжение таблицы 2
12
3
67
8
1276-590,5
831-690,5
СХК, ЦРП-10 кВ
49пл.4 РМЗ, РУ-10
кВ, яч.8
счетчик
58850-140,5S/1
–
1276-590,5
831-690,5
СХК, ЦРП-10 кВ
50пл.4 РМЗ, РУ-10
кВ, яч.1
счетчик
58850-140,5S/1
–
1276-590,5
831-690,5
СХК, ЦРП-10 кВ
51пл.4 РМЗ, РУ-10
кВ, яч.7
счетчик
58850-140,5S/1
–
47959-110,5
46738-110,5
счетчик
58850-140,5/1
–
9143-010,5S
831-690,5
СХК, ЦРП-10 кВ
53СЗ, РУ-10 кВ,
яч.20
счетчик
58850-140,5S/1
–
9143-010,5S
831-690,5
СХК, ЦРП-10 кВ
54СЗ, РУ-10 кВ,
яч.19
счетчик
45
АТПЛ-10У3
В –
СТПЛ-10У3
А
ВНТМИ-10-66
С
Ф-57-5-05-13-12
АТПЛ-10У3
В –
СТПЛ-10У3
А
ВНТМИ-10-66
С
Ф-57-5-05-13-12
АТПЛ-10У3
В –
СТПЛ-10У3
А
ВНТМИ-10-66
С
Ф-57-5-05-13-12
АТОЛ 10-1
ВТОЛ 10-1
СТОЛ 10-1
А ЗНОЛП-10
В ЗНОЛП-10
С ЗНОЛП-10
Ф-57-5-05-13-123
АТЛК 10-6
В –
СТЛК 10-6
А
ВНТМИ-10-66
С
Ф-57-5-05-13-123
АТЛК 10-6
В –
СТЛК 10-6
А
ВНТМИ-10-66
С
Ф-57-5-05-13-123
58850-140,5S/1
–
Лист № 13
Всего листов 20
Продолжение таблицы 2
41681-10
––
Сервер
Все
–––
12345678
Информационно-вычислительный комплекс
Устройство синхронизации
времени УСВ-2
1–54
присоединения
Автоматизированные рабочие
–––
места оператора
Примечания:
1 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в
настоящей таблице, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение
метрологических характеристик, указанных в таблицах 3 и 4.
2 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без
изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке, который
хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их
неотъемлемая часть.
4 ФИФ ОЕИ – Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК при измерении активной электрической
энергии
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при
измерении активной электрической энергии и средней мощности
для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона
I
2(1*)
≤ I < I
5
I
5
≤ I < I
20
I
20
≤ I < I
100
I
100
≤ I ≤ I
120
Номера ИК,
классы точности cosφ
СИ в составе ИК
1-4
КТ ТТ 0,2S;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 0,2S
7-8, 33, 35
КТ ТТ 0,2S;
КТ ТН 1,0;
КТ счетчика 0,5S
9, 32
КТ ТТ 0,2S;
КТ ТН 1,0;
КТ счетчика 0,2S
δ
о
, %δ
ру
, %
1,0±1,2 ±1,3
0,8±1,5 ±1,6
0,5±2,4 ±2,6
1,0±1,8 ±2,2
0,8±2,1 ±2,5
0,5±3,2 ±3,5
1,0±1,5 ±1,6
0,8±1,9 ±2,0
0,5±3,0±3,1
δ
о
, % δ
ру
, % δ
о
, %
±1,0 ±1,1 ±0,9
±1,5 ±1,6 ±1,1
±1,8 ±2,0 ±1,6
±1,4 ±1,8 ±1,3
±2,0 ±2,4 ±1,7
±2,9 ±3,2 ±2,7
±1,3 ±1,4 ±1,2
±1,7 ±1,8 ±1,6
±2,7±2,8±2,6
δ
ру
, % δ
о
, % δ
ру
, %
±1,0 ±0,9 ±1,0
±1,2 ±1,1 ±1,2
±1,8 ±1,6 ±1,8
±1,8 ±1,3 ±1,8
±2,1 ±1,7 ±2,1
±3,0 ±2,7 ±3,0
±1,4 ±1,2 ±1,4
±1,7 ±1,6 ±1,7
±2,7±2,6±2,7
1,0не норм.
±1,8±1,9±1,1±1,2±0,9±1,1
0,8не норм.
±2,9±3,0±1,6±1,7±1,3±1,4
5-6
КТ ТТ 0,5;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 0,2S
0,5не норм.
±5,4±5,5±2,9±3,0±2,2±2,3
Лист № 14
Всего листов 20
Продолжение таблицы 3
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при
измерении активной электрической энергии и средней мощности
для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона
I
2(1*)
≤ I < I
5
I
5
≤ I < I
20
I
20
≤ I < I
100
I
100
≤ I ≤ I
120
Номера ИК,
классы точности cosφ
СИ в составе ИК
δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %
1,0не норм.
±1,8±2,0±1,1±1,3±0,9±1,2
0,8не норм.
±2,9±3,1±1,6±1,9±1,3±1,6
10–14,15-17,19-24
КТ ТТ 0,5;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 0,2S
18, 47, 48, 52
КТ ТТ 0,5;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 0,5S
0,5не норм.
1,0не норм.
0,8не норм.
0,5не норм.
1,0не норм.
±5,4±5,6±2,9±3,2±2,2±2,5
±1,9±2,7±1,2±2,3±1,0±2,2
±3,1±3,9±1,7±2,9±1,4±2,7
±5,5±6,3±3,0±4,2±2,3±3,7
±1,8±1,9±1,1±1,3±0,9±1,1
0,8не норм.
±2,9±3,0±1,6±1,8±1,3±1,4
25-26
КТ ТТ 0,5;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 0,2S
0,5не норм.
±5,4±5,5±2,9±3,1±2,2±2,4
1,0не норм.
±1,9±2,3±1,2±1,7±1,0±1,6
0,8не норм.
±3,1±3,3±1,7±2,1±1,4±1,9
27-31,34,36-37,39,
43, 49-51
КТ ТТ 0,5;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 0,5S
0,5не норм.
±5,5±5,7±3,0±3,3±2,3±2,7
1,0±2,1±2,9
±1,2±2,3±1,0±2,2±1,0±2,2
0,8±2,8±3,6
±2,0±3,0±1,4±2,7±1,4±2,7
38
КТ ТТ 0,5S;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 0,5S
0,5±4,9±5,7
±3,1±4,3±2,3±3,7±2,3±3,7
1,0±2,0±2,4
±1,0±1,6±0,8±1,5±0,8±1,5
0,8±2,7±3,0
±1,8±2,2±1,1±1,7±1,1±1,7
40-41
КТ ТТ 0,5S;
ТН нет;
КТ счетчика 0,5S
0,5±4,8±5,0
±2,9±3,2±1,9±2,4±1,9±2,4
1,0±2,1±3,2
±1,2±2,7±1,0±2,6±1,0±2,6
0,8±2,8±4,0
±2,0±3,5±1,4±3,2±1,4±3,2
42, 45
КТ ТТ 0,5S;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 0,5S
0,5±4,9±6,1
±3,1±4,8±2,3±4,3±2,3±4,3
1,0±2,0±3,1
±1,0±2,6±0,8±2,5±0,8±2,5
0,8±2,7±3,9
±1,8±3,4±1,1±3,1±1,1±3,1
44
КТ ТТ 0,5S;
ТН нет;
КТ счетчика 0,5S
0,5±4,8±6,0
±2,9±4,7±1,9±4,2±1,9±4,2
Лист № 15
Всего листов 20
Продолжение таблицы 3
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при
измерении активной электрической энергии и средней мощности
для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона
I
2(1*)
≤ I < I
5
I
5
≤ I < I
20
I
20
≤ I < I
100
I
100
≤ I ≤ I
120
Номера ИК,
классы точности cosφ
СИ в составе ИК
δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %
не норм.
±1,7±4,6±1,1±4,4±1,1±4,4
не норм.
±1,7±5,0±1,1±4,9±1,1±4,9
46
1,0
ТТ нет; ТН нет;
0,8
КТ счетчика 1,0
0,5
не норм.
±1,7±5,8±1,1±5,6±1,1±5,6
1,0±2,2±2,3
±1,6±1,7±1,5±1,6±1,5±1,6
0,8±3,1±3,2
±2,1±2,2±1,8±1,9±1,8±1,9
53, 54
КТ ТТ 0,5S;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 0,5S
0,5±5,4±5,7
±3,3±3,4±2,7±2,8±2,7±2,8
Примечания:
1 В таблице приняты следующие обозначения: I
2(1)
, I
5
, I
20
, I
100
и I
120
– значения первичного тока,
соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения I
н
; (1*) – границы
относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической
энергии и средней мощности для коэффициента мощности cosφ, равного 1, нормируется в
диапазоне первичного тока I
1
≤ I < I
5
; δ
о
– границы основной относительной погрешности ИК
АИИС КУЭприизмеренииэлектрическойэнергииисреднеймощности;
δ
ру
– границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации
при измерении электрической энергии и средней мощности.
2 МетрологическиехарактеристикиИКАИИСКУЭуказаныдляизмерений
тридцатиминутных приращений активной электрической энергии и средней мощности.
3 В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы
интервала, соответствующие вероятности 0,95
энер
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электрической
энергии
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при
измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона
I
2
≤ I < I
5
I
5
≤ I < I
20
I
20
≤ I < I
100
I
100
≤ I ≤ I
120
Номера ИК,
классы точности sinφ
СИ в составе ИК
δ
о
, %
0,6±2,5
δ
ру
, % δ
о
, %
±4,0 ±2,1
δ
ру
, % δ
о
, %
±3,8 ±1,6
δ
ру
, % δ
о
, % δ
ру
, %
±3,5 ±1,6 ±3,5
0,87±2,1
±3,7±1,9
±3,6±1,4
±3,3±1,4±3,3
0,6±3,1
±4,4±2,8
±4,2±2,4
±3,9±2,4±3,9
1-4
КТ ТТ 0,2S;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 1,0
7-9, 32-33, 35
КТ ТТ 0,2S;
КТ ТН 1,0;
КТ счетчика 1,0
0,87±2,4
±3,8±2,2
±3,7±1,8
±3,5±1,8±3,5
0,6
не норм.
±4,6±5,6±2,6±4,1±2,1±3,7
5-6, 27-31, 34,
36-37, 39, 43, 49-51
КТ ТТ 0,5;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 1,0
0,87
не норм.
±3,0±4,2±1,8±3,5±1,6±3,4
Лист № 16
Всего листов 20
Продолжение таблицы 4
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при
измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона
I
2
≤ I < I
5
I
5
≤ I < I
20
I
20
≤ I < I
100
I
100
≤ I ≤ I
120
Номера ИК,
классы точности sinφ
СИ в составе ИК
δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %
0,6не норм.
±4,6±6,5±2,6±5,3±2,1±5,0
0,87не норм.
±3,0±5,1±1,8±4,5±1,6±4,4
0,6не норм.
±4,6±5,7±2,6±4,3±2,1±4,0
10–13,14-24, 47,
48, 52
КТ ТТ 0,5;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 1,0
25-26
КТ ТТ 0,5;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 1,0
0,87не норм.
±3,0±4,4±1,8±3,7±1,6±3,6
0,6±4,6±6,5
±2,9±5,4±2,1±5,0±2,1±5,0
0,87±3,0±5,1
±2,2±4,7±1,6±4,4±1,6±4,4
0,6±4,5±5,5
±2,7±4,1±1,8±3,6±1,8±3,6
0,87±2,9±4,2
±2,0±3,6±1,4±3,3±1,4±3,3
0,6±4,6±7,2
±2,9±6,2±2,1±5,9±2,1±5,9
0,87±3,0±5,7
±2,2±5,3±1,6±5,1±1,6±5,1
0,6±4,5±7,1
±2,7±6,1±1,8±5,8±1,8±5,8
38
КТ ТТ 0,5S;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 1,0
40-41
КТ ТТ 0,5S;
ТН нет;
КТ счетчика 1,0
42, 45
КТ ТТ 0,5S;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 1,0
44
КТ ТТ 0,5S;
ТН нет;
КТ счетчика 1,0
0,87±2,9±5,6
±2,1±5,2±1,4±5,0±1,4±5,0
0,6не норм.
±2,8±11±2,2±11±2,2±11
46
ТТ нет; ТН нет;
КТ счетчика 2,0
0,87не норм.
±2,8±9,5±2,2±9,3±2,2±9,3
0,6±5,5±6,1
±4,2±4,9±3,6±4,5±3,6±4,5
53, 54
КТ ТТ 0,5S;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 1,0
0,87±4,1±4,6
±3,6±4,1±3,3±3,8±3,3±3,8
Примечания:
1 В таблице приняты следующие обозначения: I
2
, I
5
, I
20
, I
100
и I
120
– значения первичного тока,
соответствующие2,5,20,100и120 %отноминальногозначенияI
н
;
δ
о
– границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении
электрической энергии и средней мощности; δ
ру
– границы относительной погрешности ИК
АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и
средней мощности.
2 МетрологическиехарактеристикиИКАИИСКУЭуказаныдляизмерений
тридцатиминутных приращений электрической энергии и средней мощности.
3 В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы
интервала, соответствующие вероятности 0,95
Лист № 17
Всего листов 20
от +20 до +25
от -45 до +40
от +10 до +35
от 0 до +35
от -25 до +35
от -40 до +40
от +15 до +30
от 90 до 110
от 1 (5) до 120
от 0,5 до 1,0
10
40
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при
измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона
I
2
≤ I < I
5
I
5
≤ I < I
20
I
20
≤ I < I
100
I
100
≤ I ≤ I
120
Номера ИК,
классы точности sinφ
СИ в составе ИК
δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Значение
54
от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,8 до 50,2
0,9 инд
0,5
4000000
400000
90000
130000
165000
286800
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
- температура окружающей среды, °С
- параметры сети:
а) напряжение, % от U
н
б) сила тока, % от I
н
в) частота, Гц
г) коэффициент мощности cos
j
Рабочие условия:
- температура окружающего среды, °С
а) для ТТ и ТН
б) для счетчиков (ИК 1-9, 27-37, 39-41, 43, 49-51, 53, 54)
в) для счетчиков (ИК 25-26)
г) для счетчиков (ИК 10-24, 38, 47, 48, 52)
д) для счетчиков (ИК 42, 44-46)
е) для ИВК
- параметры сети:
а) напряжение, % от U
н
б) сила тока, % от I
н
в) коэффициент мощности cos
j
г) индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл,
не более
Среднее время наработки на отказ компонентов АИИС КУЭ, ч, не менее
- ТТ
- ТН
- счетчики «Фотон» (рег. № 44153-10) и «Протон-К» (рег. № 35437-07)
- счетчики «Фотон» (рег. № 58850-14)
- счетчики «ПСЧ-4ТМ.05МК» (рег. № 46634-11)
- сервера
Глубина хранения информации:
- счетчики: «Фотон» (рег. № 44153-10), «Протон-К» (рег. № 35437-07)
«Фотон» (рег. № 58850-14)
а) сохранениеданныхвпамяти,лет,не менее (приотсутствиипитания)
-счетчики: «ПСЧ-4ТМ.05МК» (рег. № 46634-11)
а) сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии
питания)
- сервер:
а) хранение результатов измерений и информации о состоянии
средств измерений, лет, не менее
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с
3,5
±
5
Надежность системных решений:
– резервирование питания сервера с помощью источников бесперебойного питания;
Лист № 18
Всего листов 20
– резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
– в журнале событий счетчика;
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекция шкалы времени;
Защищенность применяемых компонентов:
– механическаязащитаотнесанкционированногодоступаипломбирование
измерительных трансформаторов, счетчиков, испытательных клеммников, разветвителей
интерфейсов и питания, сервера, УСВ;
– защита информации на программном уровне:
– результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
– установка паролей на счетчики и сервер.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра печатным способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии цифровые
Обозначение
ТВ-220
ТПОЛ-10
ТВ-110
ТПЛ-10-М
ТПОФ
ТПЛ-10
ТПФМ-10
ТПОФ-10
ТПОЛ-10М
ТОЛ-СЭЩ-10
ТШП-0,66
ТОЛ-НТЗ-10
ТОЛ 10
ТПЛ-10У3
ТОЛ 10-1
ТЛК 10-6
НКФ-220-58
НТМИ-6
НКФ-110
НАЛИ-СЭЩ
НТМИ-10
ЗНОЛП-10
ЗНОЛПМ-10
ЗНОЛПМИ-10
НТМИ-10-66
Протон-К ЦМ-02-А-23-234
Количество
12 шт.
10 шт.
18 шт.
4 шт.
14 шт.
8 шт.
6 шт.
2 шт.
4 шт.
17 шт.
9 шт.
6 шт.
4 шт.
6 шт.
3 шт.
4 шт.
12 шт.
23 шт.
18 шт.
5 шт.
1 шт.
6 шт.
5 шт.
1 шт.
7 шт.
18 шт.
Лист № 19
Всего листов 20
Наименование
многозадачные трехфазные «Протон-К»
Счетчики электрической энергии электронные
многофункциональные «Фотон»
Обозначение
Протон-К ЦМ-05-А-2-234
Фотон Ф-57-5-02-13-12
Фотон Ф-57-5-05-23
Фотон Ф-57-5-05-13-12
Фотон Ф-57-5-05-13-123
Количество
2 шт.
5 шт.
8 шт.
6 шт.
5 шт.
Продолжение таблицы 6
Наименование
Счетчики электрической энергии
многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК
Устройство синхронизации системного времени
Сервер
Методика поверки
Формуляр
Руководство пользователя
Обозначение
ПСЧ–4ТМ.05МК.12
ПСЧ–4ТМ.05МК.04
ПСЧ–4ТМ.05МК.24
УСВ-2
Dell PowerEdge R630
МП 277-17 с изменением № 1
ТЕ.411711.561 ФО
ТЕ.411711.561 И3
Количество
6 шт.
3 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляетсяподокументуМП 277-17сизменением№ 1«ГСИ.Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
АО «СХК». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 15.04.2020 г.
Основные средства поверки:
–
средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений,
входящих в состав АИИС КУЭ;
–
радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в ФИФ ОЕИ 46656-11);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии АО «СХК», аттестующая организация ФБУ «Томский ЦСМ», аттестат
аккредитации № 01.00241-2013 от 11.12.2013.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «СХК»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.
Основные положения
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА»
(ООО «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА»)
ИНН 7705803916
Адрес: 121421, г. Москва, ул. Рябиновая д. 26, стр. 2
Юридический адрес: 115230, г. Москва, Хлебозаводский проезд, д. 7, стр. 9
Телефон: (495) 795-09-30
Web-сайт:
E-mail:
Лист № 20
Всего листов 20
Модернизациясистемыавтоматизированнойинформационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии АО «СХК» проведена
Акционерное общество «Сибирский химический комбинат» (АО «СХК»)
ИНН: 7024029499
Адрес: 636039, Томская область, г. Северск, ул. Курчатова, д. 1
Телефон: (3823) 54-83-47, факс: (3822) 72-44-46
Web-сайт:
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»)
Адрес: 634012, Томская область, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а
Телефон: (3822) 55-44-86, факс: (3822) 56-19-61
Web-сайт: tomskcsm.ru
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Томский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30113-13 от 03.06.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.