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) ООО "Ставролен" - II очередь Нет данных, ГРСИ 70175-18
Номер госреестра:
70175-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Ставролен" - II очередь
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Энергометрология", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 68832
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ставролен» - II очередь
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ставролен» - II очередь (далее по тексту - АИИС КУЭ),
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора,
обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы
напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии
по ГОСТ 30206-1994, ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерений активной электроэнергии
и по ГОСТ 26035-1983, ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерений реактивной электроэнергии,
вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Метрологические и технические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ
приведены в таблицах 2 - 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
комплект технических средств Landis + GуrDGС300, устройство синхронизации системного
времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала
(АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) ПО «С300» (Версия 1.2) Landis + Gyr, каналооб-
разующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети
и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами
в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают
на измерительные входы счетчика. 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 без учета коэффициентов трансформации.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов
времени 30 минут.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВт∙ч, Q, квар∙ч) передаются в целых числах
и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на второй уровень системы (ИВК)
по основным проводным каналам связи и по резервным каналам связи сотового оператора
GSM-стандарта.
На уровне ИВК выполняется обработка измерительной информации, в частности
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов,
отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники
оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные хранятся в сервере АИИС КУЭ. Последующее отображение собранной
информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные
в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой
на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков
и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
Лист № 2
Всего листов 9
Система осуществляет обмен данными междуАИИС КУЭ смежных субъектов по каналам
связи Internet в формате xml-файлов.
Отчеты в формате XML могут быть сформированы как на ИВК и АРМ АИИС КУЭ
ООО «Ставролен» - II очередь, так и на ИВК и АРМ ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС»
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 64984-16 (далее-рег.№)).
Далее на ИВК или АРМ ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» отчеты формируются в виде
xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке
получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка
электрической энергии и мощности, подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП)
и отправляются по выделенному каналу связи сети Ethernet в АО «АТС», региональному
филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии
и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает
поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК).
Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного
времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позициони-
рования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным
временем обеспечивается устройством синхронизации времени типа УСВ-2. УСВ-2 синхрони-
зирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам
проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Погрешность хода часов УСВ-2
не более
±
10
-5
с. УСВ-2 подключено к ИВК. Сличение часов ИВК осуществляется не реже,
чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. ИВК
во время сеанса связи со счетчиками сличает время в счетчиках электроэнергии. В программном
обеспечении установлена настройка по умолчанию порога срабатывания синхронизации времени
счетчиков от ИВК ±3 секунды. При обнаружении расхождения более 3 секунд внутреннего
времени в счетчике электроэнергии от времени в ИВК «ИКМ-Пирамида» производится
синхронизация времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК отражают: время (дата, часы, минуты.
секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого
и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «Ставролен» - II очередь используется ПО «С300» (Версия не ниже
1.2) Landis + Gyr, в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные
в таблице 1. ПО «С300» (Версия не ниже 1.2) Landis + Gyr обеспечивает защиту программного
обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое
программными средствами ПО «С300» (Версия не ниже 1.2) Landis + Gyr.
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
Идентификационные признаки
1
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Значение
2
Tracer.exe
E0A18381CAC87713F96B7CFE21631A91
RTUProcessor400.exe
FAB18281440ADE6784DCC846EEDCD8AA
RTUProcessor.exe
72B6C87A763898DD8EA5FF176E65260E
MonitorCenter.exe
Лист № 3
Всего листов 9
Продолжение таблицы 1
1
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
2
30BFCF28269AA5D0D6056FED2B586E68
DataReplicator.exe
08B88D0CE04BB362DFB2C7BAE0472423
DataAnalyser.exe
F1368A8EB2AECB87C93B4B1EEB631E40
Container.exe
E61CD747C8FA9C5EA77018645EECEBD0
Aliens.dll
2D83F45AE9A18D7EA2E5B3A986EB4959
Auth.dll
0012596B71E943992B092A08EF34417F
DataCleaner.dll
9EBDCAC7F46C71E8D8C2B6C590749753
DataProfiler.dll
C6C14229716EFD63FD0FC0616409D160
DataProvider.dll
0158B7B1791DD738D540C5D27A6B790A
EMFFLAG.dll
879F12F774A4E1AC2C8565EECBD83288
Exchanger.dll
595C8DAED010D91EDFDEC3E649D6C590
IEC1107.dll
77AA15336EA7C2FC3F1CE71E26AC7881
IECParser.dll
88AA8CFBE9D6A85E89CEB9731898145B
LUCA.DLL
E7B292A914497B1124673DE91AC5430E
Mailer.dll
B6B1B5FC3992C27CCE006D42A098ADDE
RepGen.dll
20F75F2146553A2EAE1DE4709F6CF565
script.dll
343741F1F9153DCF35F37DE317C72318
SCTM.dll
9AAE28CDC61CD090D7CCCC846335E5BF
SerialChannel.dll
C167771F5A08C45376590AC3F8ACB109
SLb.dll
02A1216ED408C826C7B1338C2977B264
TapiChannel.dll
0E5675675325966C9FC06753A2539B2C
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
электроэнергии и измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Метрологические характеристики измерительных каналов (далее-ИК) АИИС КУЭ,
указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов ( далее-ИК) и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Состав измерительного канала
Номер ИК
ИВК
УСВ
Вид элек-
троэнергии
1
РТП ГПУ-1,
КРУ-10 кВ,
Ввод 1, яч.5
СЭТ-4ТМ.03.06
КТ 0,2S /0,5
Рег. № 27524-04
2
РТП ГПУ-1,
КРУ-10 кВ,
Ввод 2, яч.4
СЭТ-4ТМ.03.06
КТ 0,2S/ 0,5
Рег. № 27524-04
3
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/ 0,5
Рег. № 36697-12
4
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/ 0,5
Рег. № 36697-12
5
КТП-4/6 10кВ,
РУ-0,4кВ, яч.7
КЛ-0,4кВ
ООО "БГПБС"
Т-0,66 У3
50/5
КТ 0,5S
Рег. №22656-02
-
Комплект технических средств Landis + GуrDGС300
УСВ-2, Рег.№ 41681-10
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Метрологические
характеристики ИК
Наименование
ИК
ТТТНСчётчик
погреш-
ность,
(±) %
Погреш-
Основная
ность в ра-
бочих ус-
ловиях,
(±) %
1
2
3
4
5
678910
активная 1,1 2,8
реактивная 1,6 4,4
активная 1,1 2,8
реактивная 1,6 4,4
активная 1,2 3,1
реактивная 1,9 5,4
ПС 110/10кВ
"ГПП-2",
ЗРУ-10 кВ, I сек-
ция, ячейка 113
ПС 110/10кВ
"ГПП-2",
ЗРУ-10 кВ, IV сек-
ция, ячейка 402
ТЛО-10
1000/5
КТ 0,5S
Рег. № trial-11
ТЛО-10
1000/5
КТ 0,5S
Рег. № 25433-11
ТОЛ-10-I
600/5
КТ 0,5S
Рег. № 15128-07
ТОЛ-10-I
600/5
КТ 0,5S
Рег. № 15128-07
ЗНОЛП-ЭК-10
(10000/√3)/(100/√3)
КТ 0,2
Рег. № 47583-11
ЗНОЛП-ЭК-10
(10000/√3)/(100/√3)
КТ 0,2
Рег. № 47583-11
ЗНОЛП-10У2
(10000/√3)/(100/√3)
КТ 0,5
Рег. № 23544-07
ЗНОЛП-10У2
(10000/√3)/(100/√3)
КТ 0,5
Рег. № 23544-07
активная 1,2 3,1
реактивная 1,9 5,4
Landis + Gyr Dia-
log серии ZMD и
ZFD (мод. ZMD-
405 СТ 44.0257.00)
КТ 0,5S/1,0
Рег.№22422-02
активная 1,1 3,0
реактивная 1,8 5,0
Лист № 5
Всего листов 9
Т-0,66 У3
400/5
КТ 0,5S
Рег. №22656-02
-
Т-0,66 У3
20/5
КТ 0,5S
Рег. №22656-02
-
Т-0,66 У3
50/5
КТ 0,5S
Рег. №22656-02
-
Landis + Gyr Dialog
серии ZMD и ZFD
(мод. ZMD-405 СТ
44.0257.00)
КТ 0,5S/1,0
Рег.№22422-02
УСВ-2, Рег.№ 41681-10
Продолжение таблицы 2
12
3
4
78910
КТП №60 10кВ,
6РУ-0,4кВ ввод
0,4кВ В/ч 52380
активная 1,1 3,0
реактивная 1,8 5,0
ШР-2 0,4кВ
Корпус МЦК
7 РММ, 2гр.,
КЛ-0,4кВ ООО
"Дизайн-Сервис"
56
Landis + Gyr Dialog
серии ZMD и ZFD
(мод. ZMD-405 СТ
44.0257.00)
КТ 0,5S/1,0
Рег.№22422-02
Landis + Gyr Dialog
серии ZMD и ZFD
(мод. ZMD-405 СТ
44.0257.00)
КТ 0,5S/1,0
Рег.№22422-02
активная 1,1 3,0
реактивная 1,8 5,0
ШР-2 0,4кВ
Корпус МЦК
РММ,1гр.,
8КЛ-0,4кВ
ООО "Буденнов-
ский КАМА-
Центр"
Комплект технических средств Landis +
GуrDGС300
активная 1,1 3,0
реактивная 1,8 5,0
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Допускается замена измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков, УСВ-2 и ИВК «Комплект технических средств
Landis + GуrDGС300» на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных
в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Ставролен» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием
типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
4. Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,01 Iном, cos φ = 0,8 инд , основная погрешность указана для I = 1Iном,
cos φ = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10°С до +35°С.
Лист № 6
Всего листов 9
от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5
инд
. до 0,8
емк
от -45 до +40
235000
165000
90000
45000
2
50000
10
1
114
40
Значение
8
от 98 до102
от 100 до 120
0,9
от +21 до +25
от -40 до +85
от -40 до +55
от -40 до +55
от +10 до +30
1
Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
(sin
j
)
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
ZMD-405 СТ 44.0257.00
СЭТ-4ТМ.03
СЭТ-4ТМ.03М
- температура окружающей среды для ИВК, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для счетчика ZMD-405 СТ 44.0257.00
для счетчика СЭТ-4ТМ.03М
для счетчика СЭТ-4ТМ.03
УСВ-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
ИВК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч,
не более
Глубина хранения информации
Счетчики ZMD-405 СТ 44.0257.00:
- хранение информации (расчетные данные)
при отключенном питании, лет
- данные профиля нагрузки, лет
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03
- тридцатиминутный профиль нагрузки
в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер АИИС КУЭ:
- хранение результатов измерений и информации
состояний средств измерений, лет, не менее
3,5
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.
Лист № 7
Всего листов 9
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- ИВК;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
-измеренийприращенийэлектроэнергиинаинтервалах30мин(функция
автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную
информационно-измерительнуюкоммерческогоучётаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ООО «Ставролен» - II очередь типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счётчики электрической энергии электронные
многофункциональные
4 шт.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Количество
3
12 шт.
6 шт.
6 шт.
6 шт.
6 шт.
Обозначение
2
Т-0,66 У3
ТЛО-10
ТОЛ-10-I
ЗНОЛП-ЭК-10
ЗНОЛП-10У2
Landis + Gyr Dialog серии
ZMD и ZFD (мод. ZMD-405
СТ 44.0257.00)
Лист № 8
Всего листов 9
1 шт.
3
2 шт.
2 шт.
1 шт.
Продолжение таблицы 4
1
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройство синхронизации времени
Информационно-вычислительный
комплекс
Основной сервер
Резервный сервер
АРМ (автоматизированное рабочее место)
Методика поверки
Формуляр
2
СЭТ-4ТМ.03.06
СЭТ-4ТМ.03М
УСВ-2
Комплект технических
средств Landis + GуrDGС300
Fujitsu Siemens RX300
Fujitsu Siemens RX300S7
-
МП 4222-34-7714348389-2017
ФО 4222-34-7714348389-2017
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-34-7714348389-2017 Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учёта (АИИС КУЭ) ООО «Ставролен» -II
очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ»
18.08.2017 г.
Основные средства поверки:
трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения
без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
счетчики Landis + Gyr Dialog серии ZMD и ZFD (мод. ZMD-405 СТ 44.0257.00) -в
соответствии с документом «Счетчики электрической энергии электронные многофункцио-
нальные Landis + Gyr Dialog серии ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденному
ФГУП ВНИИМС;
- счетчики электрической энергии многофункциональныу СЭТ-4ТМ.03М в соответствии
с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М,
СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1,
утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05. 2012 г.- счетчики
электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1,
согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
УСВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10) -в
соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки
ВЛСТ. 237.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.2009 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде 27008-04);
термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде 22129-04);
барометр-анероидметеорологическийБАММ-1(регистрационныйномер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 28134-04);
мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде 33750-12).
Лист № 9
Всего листов 9
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки
со штрихкодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы
автоматизированной информационно-измереительной коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) ООО «Ставролен» - II очередь. МВИ 4222-34-7714348389-2017 аттестованной
в соответствии с требованиямиПриказа Минпромторга РФ от 15.12.2015 г № 4091
ФБУ «Самарский ЦСМ» 11.08.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Ставролен» - II очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные
системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S
и 0,5 S.
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частныетребования .Часть23. Статическиесчетчикиреактивной энергии. (IЕС 62053-23:2003, MOD)
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»
(ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)
ИНН 7714348389
Адрес: 125040, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д.2, к. 12
Телефон: 8 (495) 230-02-86
E-mail:
Испытательный центр
ФБУ «Самарский центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области»
(ФБУ Самарский ЦСМ)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134
Телефон: +7 (846) 336-08-27, факс: +7 (846) 336-15-54
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 66842-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Ульяновская | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 71397-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Белореченская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" | Нет данных | АО "РЭС Групп", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 83403-21 | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН №3 УПСВ-18 АО "Самаранефтегаз" | Обозначение отсутствует | Акционерное общество "Самаранефтегаз" (АО "Самаранефтегаз"), г. Самара | 3 года | Перейти |
| 22972-02 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 506 | Нет данных | Фирма "FMC Energy Systems", США | 5 лет | Перейти |
| 68674-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Сыня | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 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