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) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Приволга" по объекту НПС "Самара-1" Нет данных, ГРСИ 70826-18
Номер госреестра:
70826-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Приволга" по объекту НПС "Самара-1"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "Транснефть - Приволга", г.Самара
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 13/08
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 69510
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть -
Приволга» по объекту НПС «Самара-1»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту
НПС «Самара-1» (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 (далее - ИИК), включающие
в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -
ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные
измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические
и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах
2 - 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -
ИВКЭ), включающий в себя контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 (далее - УСПД),
устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2), технические средства приема-
передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между
уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в
себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сервер
опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие
места персонала (далее - АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г, программное
обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
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 вход УСПД, где осуществляется
хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний
уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы 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.
Лист № 2
Всего листов 10
Данные хранятся в сервере БД. 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 счетчиков
и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. ИВК является единым центром сбора
и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными междуАИИС КУЭ смежных субъектов по каналам
связи Internet в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭМ и РРЭ, в том числе
АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных
по всем АИИС КУЭ ОАО «АК Транснефть» (Рег. № 54083-13) с учетом полученных данных по
точкам измерений, входящим в настоящую систему и АИИС КУЭ смежных субъектов в виде
xml-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса
субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием
ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ
предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы
(счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы
единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая
система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ
с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени
ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие
от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы.
Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу
NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную
метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой
навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного
отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление
данных на сервере ИВК.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается
подключенным к нему УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится не реже 1 раза
в сутки. Синхронизация часов УСПД с УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения
времени.
В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-2 имеется возможность синхронизации
часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении
к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится
при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции
времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции
времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера». ПО ПК
«Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».
Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ
является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации,
математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой
частью АИИС КУЭ.
Лист № 3
Всего листов 10
Идентификационное наименование ПО
MD5
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
Идентификационные признаки
Значение
ПК «Энергосфера»
Библиотека pso_metr.dll
1.1.1.1
СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий»
в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики ИК
Номер ИК
Наименование
ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД
ИВК
УСВ уровня ИВК
Вид
электро-
энергии
Основная
погреш-
trial, (±)
%
Погреш-
ность в
рабочих
условиях,
(±) %
1
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
активная
реактивная
1,3
1,9
1,8
2,9
2
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
активная
реактивная
1,3
1,9
1,8
2,9
3
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
активная
реактивная
1,3
1,9
1,8
2,9
4
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СИКОН С70, Рег. № 28822-05
HP ProLiant ВL460
УСВ-2, Рег. № 41681-09
ССВ-1Г, Рег. № 39485-08
активная
реактивная
1,3
1,9
1,8
2,9
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
УСВ уровня
ИВКЭ
1
567
8910
11
12
2
НПС «Самара-1»,
РП-2, ЗРУ 6 кВ,
1 СШ, яч. №6,
ввод №1 (ф. 11)
НПС «Самара-1»,
РП-2, ЗРУ 6 кВ,
2 СШ, яч. №49,
ввод №2 (ф. 38)
НПС «Самара-1»,
РП-2, ЗРУ 6 кВ,
3 СШ, яч. №25,
ввод №3 (ф. 37)
НПС «Самара-1»,
РП-2, ЗРУ 6 кВ,
4 СШ, яч. №31,
ввод №4 (ф. 12)
3
ТОЛ-СВЭЛ
Ктт=1500/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 42663-09
ТОЛ-СВЭЛ
Ктт=1500/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 42663-09
ТОЛ-СВЭЛ
Ктт=1500/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 42663-09
ТОЛ-СВЭЛ
Ктт=1500/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 42663-09
4
НАМИТ-10-2
Ктт=6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 18178-99
НАМИТ-10-2
Ктт=6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 18178-99
НАМИТ-10-2
Ктт=6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 18178-99
НАМИТ-10-2
Ктт=6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 18178-99
Лист № 5
Всего листов 10
НАМИТ-10-2
Ктт=6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 18178-99
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
НАМИТ-10-2
Ктт=6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 18178-99
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
НАМИТ-10-2
Ктт=6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 18178-99
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
НАМИТ-10-2
Ктт=6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 18178-99
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04
СЭТ-4 ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
СЭТ-4 ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
СИКОН С70, Рег. № 28822-05
HP ProLiant ВL460
УСВ-2, Рег. № 41681-09
ССВ-1Г, Рег. № 39485-08
4
567
89101112
(ф. 11
ТОЛ-СВЭЛ
Ктт=1500/5
Кл. т. 0,5S
активная1,31,8
реактивная1,92,9
(ф. 38
ТОЛ-СВЭЛ
Ктт=1500/5
Кл. т. 0,5S
активная1,31,8
реактивная1,92,9
(ф. 37
ТОЛ-СВЭЛ
Ктт=1500/5
Кл. т. 0,5S
активная1,31,8
реактивная1,92,9
(ф. 12
ТОЛ-СВЭЛ
Ктт=1500/5
Кл. т. 0,5S
активная1,31,8
реактивная1,92,9
9
активная1,31,8
реактивная1,93,0
10
НАЛИ-СЭЩ
Ктт=6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 51621-12
НАЛИ-СЭЩ
Ктт=6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 51621-12
активная1,31,8
реактивная1,93,0
Продолжение таблицы 2
123
НПС «Самара-1»,
РП-2, ЗРУ 6 кВ,
52 СШ, яч. №46,
резервный
)
ввод
Рег. № 42663-09
НПС «Самара-1»,
РП-2, ЗРУ 6 кВ,
61 СШ, яч. №3,
резервный
)
ввод
Рег. № 42663-09
НПС «Самара-1»,
РП-2, ЗРУ 6 кВ,
74 СШ, яч. №28,
резервный
)
ввод
Рег. № 42663-09
НПС «Самара-1»,
РП-2, ЗРУ 6 кВ,
83 СШ, яч. №22,
резервный
)
ввод
Рег. № 42663-09
НПС «Самара-1», ТЛО-10
РП-4, ЗРУ-6 кВ, Ктт=1500/5
1 СШ, яч. №4, Кл. т. 0,5S
ввод №1 (ф.19)Рег. № 25433-11
НПС «Самара-1», ТЛО-10
РП-4, ЗРУ-6 кВ, Ктт=1500/5
2 СШ, яч. №27, Кл. т. 0,5S
ввод-2 (ф.44)Рег. № 25433-11
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Лист № 6
Всего листов 10
Примечание
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, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие -владелей АИИС КУЭ не претендует на улучшение
указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке.
Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2001, ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 30206-94,
ГОСТ 31819.22-12 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 26035-83, ГОСТ 31819.23-12 в режиме измерений реактивной
электроэнергии.
5 В таблице 2 в графах 10 и 11, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности
Р=0,95, cosφ=0,8 (sinφ=0,6); токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий и при cosφ=0,8 (sinφ=0,6); токе ТТ, равном 5 % от Iном для
рабочих условий, температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от плюс 0 до плюс 40° С.
Лист № 7
Всего листов 10
165000
2
70000
2
35000
2
113,7
10
45
10
Значение
10
от 99 до101
от 100 до 120
0,9
от -45 до +40
от -40 до +60
от -10 до +50
от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5
инд
. до 0,8
емк
от 0 до +40
от 0 до +40
от 0 до +40
264599
0,5
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 для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- температура окружающей среды для УСПД, °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
- температура окружающей среды для УСПД, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСВ-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
-защита от кратковременных сбоев питания сервера БД и УСПД 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 № 8
Всего листов 10
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут (функция
автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра на систему автоматизированную информационно-
измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части
АО «Транснефть - Приволга» по объекту НПС «Самара-1» типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему
и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
СЭТ-4ТМ.03
8 шт.
Обозначение
ТОЛ-СВЭЛ
ТЛО-10
НАМИТ-10-2
НАЛИ-СЭЩ
Количество
24 шт.
6 шт.
4 шт.
2 шт.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Лист № 9
Всего листов 10
СЭТ-4 ТМ.03М
2 шт.
Обозначение
Количество
Наименование
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
Устройство синхронизации времени
Сервер синхронизации времени
Сервер БД
Программное обеспечение
Методика поверки
Формуляр
Руководство по эксплуатации
СИКОН С70
УСВ-2
ССВ-1Г
HP ProLiant ВL460
ПК «Энергосфера»
МП 26.51.43-05-3329074523-2018
АСВЭ 172.00.000 ФО
-
1 шт.
1 шт.
2 шт.
2 шт.
1 шт.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-05-3329074523-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НПС «Самара-1».
Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 26 января
2018 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»;
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»;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки»,
утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70.
Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2.
Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/ серверы точного времени
ССВ-1Г. Методика поверки.» ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест»
ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 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 33750-07).
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 штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.
Лист № 10 Trial
листов 10
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности)
с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга»
по объекту НПС «Самара-1», аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ» 12.01.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НПС «Самара-1»
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 0,2S и 0,5S
ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии
Изготовитель
Акционерное общество «Транснефть - Приволга» (АО «Транснефть - Приволга»)
ИНН 6317024749
Адрес: 443020, г.Самара, ул.Ленинская, д.100
Телефон: 8 (846) 250-02-41
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в энергетике»
(ООО «АСЭ»)
ИНН 3329074523
Юридический адрес: 600031, г. Владимир, ул. Юбилейная, д.15
Адрес: 600026, г.Владимир, ул.Тракторная д.7А
Телефон: 8 (4922) 60-43-42
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: 8 (846) 336-08-27; Факс: 8 (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 |
| 14026-94 | Счетчики электроэнергии однофазные электронные | САЭ-Э1 | Электромеханический завод, пос.Ковылкино | 6 лет | Перейти |
| 54283-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Игирма" Восточно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Иркутской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 53786-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ОАО Гостиница "Националь" | Нет данных | ОАО "Московское городское энергосбытовое предприятие" (Мосгорэнерго), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 67830-17 | Система измерительная объема и массы фузельной воды в ХЗК из емкости Е-831 поз. 10424А ЗБ ОАО "ТАИФ-НК" | Нет данных | ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск | 2 года | Перейти |
| 38444-08 | Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО "ТГК-9" | Нет данных | ООО "НПФ "Телемеханик", г.Екатеринбург | 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