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 ПС 500 кВ Вешкайма Нет данных, ГРСИ 69269-17
Номер госреестра:
69269-17
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Вешкайма
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.№ 1889
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 67906
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Вешкайма
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Вешкайма (далее – АИИС КУЭ) предназначена
для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора,
обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ),
измерительные трансформаторы напряжения (ТН),счетчики активнойи реактивной
электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
передачи данных;
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему
обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы
связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы,
коммутационное оборудование;
Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень
обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных
(ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового-рынка
электроэнергии (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных;
устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных
рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи
данных и специальное программное обеспечение (СПО) (Метроскоп).
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
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Лист № 2
Всего листов 11
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов
измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
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).
КоммуникационныйсерверопросаИВКАИИСКУЭединойнациональной
(общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) (Метроскоп) автоматически опрашивает УСПД
ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При
отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи Ethernet.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку
измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает
полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). В
сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) информация о результатах измерений
приращений потребленной 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. Между Центром сбора и обработки
данных (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волги
происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи
электроэнергетики (ЕЦССЭ).
Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формирует файл отчета с
результатами измерений в формате ХМL и передает его в программно-аппаратный комплекс
(ПАК) АО «АТС» и в АО «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). Для
синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает
автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит
коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ ИВКЭ, коррекция
проводится при расхождении часов УСПД и УССВ на значение, превышающее ±1 с. Часы
счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция
часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по
сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с.
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
ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение
«Автоматизированнаяинформационно-измерительнаясистемакоммерческогоучета
электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп)» (СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ
ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и
обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их
отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных
регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в
ИВК, указаны в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 11
Не ниже 1.00
MD5
Таблица 1 - Идентификационные данные CПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПОD233ED6393702747769A45DE8E67B57E
Алгоритм вычисления цифрового
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 11
Состав ИК АИИС КУЭ
№ №
ИК
Диспетчерское
наименование
точки учёта
Трансформатор тока
Трансформатор
напряжения
Счётчик статический
трёхфазный переменного
тока активной/реактивной
энергии
1
ПС 500/110/10 кВ
Вешкайма, ОРУ -
110 кВ, СШ - 110
кВ, яч.8, ВЛ 110
кВ Вешкайма -
Вешкайма - 110 I
цепь (ВЛ 110 кВ
Вешкайма - 1)
DDВ 123
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 0408556/1;
0408556/4; 0408556/3
рег. № 23744-02
ЕА02RАL-Р4В-4
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01089527
рег. № 16666-97
активная
реактивная
2
ТФМ-110-II-У1
класс точности 0,2S
Ктт=1000/1
Зав. № 992289; 992294;
992299
рег. № 16023-97
DDВ 123
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 0408556/2;
0408556/6; 0408556/5
рег. № 23744-02
ЕА02RАL-Р4В-4
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01126698
рег. № 16666-97
RТU-325
зав. № 004704
рег.
№ 37288-08
активная
реактивная
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Вид
УСПД
электроэнергии
1
2
3
4
5
67
ПС 500 кВ Вешкайма
ТФМ-110-II-У1
класс точности 0,2S
Ктт=1000/1
Зав. № 992296; 992290;
992302
Регистрационный номер
в Федеральном
информационном фонде
(рег. №) 16023-97
ПС 500/110/10 кВ
Вешкайма, ОРУ -
110 кВ, СШ - 110
кВ, яч.6, ВЛ 110
кВ Вешкайма -
Вешкайма - 110 II
цепь (ВЛ 110 кВ
Вешкайма - 2)
Лист № 5
Всего листов 11
3
ЕА02RАL-Р4В-4
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01089442
рег. № 16666-97
активная
реактивная
4
ЕА02RАL-Р4В-4
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01089516
рег. № 16666-97
активная
реактивная
5
ПС 500 кВ
Вешкайма, ОРУ -
500 кВ, яч. 8, ВЛ
500 кВ
Жигулевская ГЭС
- Вешкайма
Северная
СА 525
класс точности 0,2S
Ктт=2000/1
Зав. № 0409995/6;
0409995/17; 0409995/5
рег. № 23747-02
ЕА02RАL-Р4В-4
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01089507
рег. № 16666-97
активная
реактивная
6
ПС 500 кВ
Вешкайма, ОРУ -
500 кВ, яч. 3, ВЛ
500 кВ
Жигулевская ГЭС
- Вешкайма
Южная
СА 525
класс точности 0,2S
Ктт=2000/1
Зав. № 0409995/12;
0409995/4; 0409995/13
рег. № 23747-02
ЕА02RАL-Р4В-4
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01089540
рег. № 16666-97
RТU-325
зав. № 004704
рег.
№ 37288-08
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
1234
567
ПС 500/110/10 кВ
Вешкайма, ОРУ -
110 кВ, СШ - 110
кВ, яч.10, ВЛ 110
кВ Вешкайма -
Чуфарово
ПС 500/110/10 кВ
Вешкайма, ОРУ -
110 кВ, СШ - 110
кВ, яч.9, ВЛ 110
кВ Вешкайма -
Карсун
ТФМ-110-II-У1
класс точности 0,2S
Ктт=1000/1
Зав. № 992298; 992511;
992512
рег. № 16023-97
ТФМ-110-II-У1
класс точности 0,2S
Ктт=1000/1
Зав. № 992510; 992508;
992509
рег. № 16023-97
DDВ 123
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 0408556/2;
0408556/6; 0408556/5
рег. № 23744-02
DDВ 123
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 0408556/1;
0408556/4; 0408556/3
рег. № 23744-02
DFК 525
класс точности 0,2
Ктн=500000/√3/100/√3
Зав. № 0510907/3;
0510907/4; 0510907/15;
0706885/3; 0706885/1;
0706885/7
рег. № 23743-02
DFК 525
класс точности 0,2
Ктн=500000/√3/100/√3
Зав. № 0410079/24;
0410079/21; 0410079/22;
0410079/2; 0410079/14;
0410079/6
рег. № 23743-02
Лист № 6
Всего листов 11
7
ПС 500/110/10 кВ
Вешкайма, ОРУ -
110 кВ, ОВ - 110
кВ
ТГФМ-110 II*У1
класс точности 0,2S
Ктт=2000/1
Зав. № 239; 229; 233
рег. № 36672-08
ЕА02RАL-Р4В-4
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01089555
рег. № 16666-97
RТU-325
зав. № 004704
рег.
№ 37288-08
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
1234
567
DDВ 123
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 0408556/1;
0408556/4; 0408556/3
рег. № 23744-02
Лист № 7
Всего листов 11
1 - 4; 7
(ТТ 0,2S; TН 0,5;
Сч 0,2S)
5, 6
(ТТ 0,2S; TН 0,2;
Сч 0,2S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Диапазон значений
Границы интервала
основной относительной
Номер ИК
силы тока
погрешности ИК (±δ), %
cos φ = cos φ = cos φ =
1,0 0,8 0,5
12345
Границы интервала
относительной
погрешности ИК в
рабочих условиях
эксплуатации (±δ), %
cos φ = cos φ = cos φ =
1,0 0,8 0,5
6 7 8
1,11,32,11,31,52,2
0,81,01,71,01,21,8
0,70,91,40,91,11,6
0,70,91,40,91,11,6
1,01,11,81,21,31,9
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,60,81,30,81,01,4
0,50,60,90,70,81,1
0,50,60,90,70,81,1
Границы интервала
основной относительной
погрешности ИК (±δ), %
Границы интервала
относительной
погрешности ИК в
рабочих условиях
эксплуатации (±δ), %
Номер ИК
Диапазон значений
силы тока
cos φ = 0,8
(sin φ = 0,6)
cos φ = 0,8
(sin φ = 0,6)
2,3
1,6
2,9
2,2
1 - 4; 7
(ТТ 0,2S; TН 0,5;
Сч 0,5)
2,1
1,5
2,8
2,1
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
1
3
cos φ = 0,5
(sin φ =
0,87)
4
5
cos φ = 0,5
(sin φ =
0,87)
6
1,6
1,3
1,3
1,2
1,0
0,9
1,9
1,5
1,4
1,5
1,2
1,2
5, 6
(ТТ 0,2S; TН 0,2;
Сч 0,5)
2
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,01(0,02)Iн
1
≤ I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
< Iн
1
1,3
0,9
1,0
0,7
1,7
1,2
1,4
1,0
Примечания
1 Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а
погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
2 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в
месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ1983-2001,счетчикэлектроэнергиипоГОСТ30206-94вчастиактивной
электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в части реактивной электроэнергии.
Лист № 8
Всего листов 11
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в
таблице 2.
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
Количество измерительных каналов 7
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
от 99 до 101
- ток, % от I
ном
от 100 до 120
- коэффициент мощности cos
j
0,8
температура окружающей среды °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ 30206-94
от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ 26035-83
от +18 до +22
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
от 90 до 110
- ток, % от I
ном
от 2(5) до 120
- коэффициент мощностиот 0,5
инд
до 0,8
емк
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТНот -45 до +40
- для счетчиков от -40 до +70
- для УСПД RТU-325 от -10 до +60
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электрической энергии ЕвроАльфа:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее50000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не 48
более
УСПД RТU-325:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч 1
сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Глубина хранения информации
счетчики электрической энергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух5
направлениях, лет, не более
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее3,5
ИВКЭ:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не
менее35
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;
Лист № 9
Всего листов 11
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;
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчике;
-
пароль на УСПД;
-
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным
данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована).
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 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Кол-во,
НаименованиеОбозначение
шт./экз.
1 2 3
Трансформатор токаТФМ-110-II-У112
Трансформатор тока СА 525 6
Трансформатор тока ТГФМ-110 II*У1 3
Трансформатор напряжения DDВ 123 6
Трансформатор напряжения DFК 52512
Счётчики электрической энергии ЕвроАльфа 7
трёхфазные многофункциональные
УСПДRТU-3251
Методика поверки МП 206.1-252-20171
Паспорт-формуляр АУВП.411711.ФСК.001.02.ПС-ФО1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП206.1-252-2017«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
500 кВ Вешкайма. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12.09.2017 г.
Основные средства поверки:
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов
напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
Лист № 10
Всего листов 11
-
средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов
тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
счетчиков ЕвроАльфа – по методике поверки с помощью установок МК6800,
МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 ии 0,5 ии установок ЦУ 6800 для счетчиков
классов точности 1,0 и 2,0;
-
для УСПД RТU-325 - по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и
передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ФГУП
«ВНИИМС» в 2008 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 27008-04;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометр CENTER (мод.314), регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09.
Допускаетсяприменениеаналогичныхсредствповерки,обеспечивающих
определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованиемсистемыавтоматизированнойинформационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Вешкайма».
Свидетельствооб аттестацииметодики (методов)измерений
АИИС КУЭ RA.RU.311298/049-2017 от 14.08.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ
ЕНЭС ПС 500 кВ Вешкайма
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
Публичноеакционерноеобщество«ФедеральнаясетеваякомпанияЕдиной
энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5A
Телефон: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Web-сайт:
E-mail:
Заявитель
Обществосограниченнойответственностью«Инженерныйцентр
«ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)
ИНН 7733157421
Адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Телефон: +7 (495) 620-08-38
Факс: +7 (495) 620-08-48
Лист № 11
Всего листов 11
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
Web-сайт:
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.«____»_____________2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 40029-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО МПК "Крекер" | Нет данных | ООО "Энергобаланс-Столица", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 60517-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Авиакомпания "Россия" | Нет данных | ООО "ИСКРЭН", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 57001-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Сетевая компания" ЕЭС ПС "500 кВ Щелоков" | Нет данных | ОАО "Сетевая компания" филиал Елабужские электрические сети, г.Елабуга | 4 года | Перейти |
| 69225-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Нальчик | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 82443-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0 | - | Публичное акционерное общество "ТНС энерго Ростов-на-Дону" (ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону"), г. Ростов-на-Дону | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений