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 ПС 110 кВ Никулино Нет данных, ГРСИ 71035-18
Номер госреестра:
71035-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ПАО "МРСК Волги", г.Саратов
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1926
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 69723
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино (далее - АИИС КУЭ) предназначена
для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора,
обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизи-
рованную 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), устройство синхронизации
системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для
обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное
оборудование;
Третий уровень (ИВК) - включает в себя: сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации
системного времени на базе приемника GPS (УССВ-2, регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде (рег. №) 54074-13); каналообразующей аппаратуры; средств связи
и передачи данных и специальное программное обеспечение (СПО) (Энергосфера® 7.0).
На третьем уровене системы выполняется дальнейшая обработка измерительной
информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление
справочных и отчетных документов.
ИВК также обеспечивает обмен (прием и передачу) измерительной информацией
с АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц в формате XML-макетов в соответствии
с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети
Internet.
Формированиеипередачаданныхпрочимучастникамиинфраструктурным
организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в формате
XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером БД по каналу
связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Система учета на базе ПК «Энергосфера®» включает в себя следующие основные
компоненты:
БД «Энергосфера®» - база данных системы для долговременного хранения и обработки
данных под управлением СУБД MS SQL.
Cервер приложений на основе стандартного web-сервера «MS Internet Information
Services (IIS)» версии 6.0 и выше и специализированного программного обеспечения
«Энергосфера®» («ядро» ES7.0»).
Web-кабинеты пользователей различных ролей - удаленный доступ пользователей
по сети Internet к данным системы с помощью web-браузера.
Лист № 2
Всего листов 11
Сбор и предоставление данных сотрудникам компании-владельца системы выполняется
с помощью web-интерфейса «Энергосфера®7.0», а также набора windows-приложений и служб
(Сервер опроса, Центр импорта-экспорта, Алармер, CRQ-интерфейс, Консоль администратора,
Редактор расчетных схем, АРМ «Энергосфера®», Ручной ввод, Импорт из XLS, Электроколлектор
и др.).
АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера®7.0» обеспечивает решение следующих задач:
Автоматизированный сбор данных по учёту электроэнергии: показания (суточные,
месячные, в т.ч. тарифные), профили нагрузки, журналы событий, текущие измерения
параметров режима электрической сети.
Расчёт суммарных показателей энергопотребления по различным группам объектов,
анализ балансов (приход/расход/отдача/потери электроэнергии на подстанциях, трансформаторных
и распределительных пунктах, участках электросетей и прочих объектах, сравнение
фактических небалансов с допустимыми значениями).
Формирование сводной отчётности (отчёты о потреблении электроэнергии, реестры
и перечни ПУ и прочего оборудования, годовые планы поверок, отчёты о техническом
обслуживании, потребительские отчеты и другие).
Ведение нормативно-справочной информации о точках учёта, объектах электросети,
электрооборудовании, точках технологического присоединения к электрическим сетям,
включая справочники и классификаторы.
Эксплуатационный мониторинг состояний приборов учета, каналов связи, программного
и аппаратного обеспечения, регистрация и обработка критических событий, в том числе:
нарушение нормальной схемы электроснабжения, вмешательство в оборудование комплекса
(санкционированное и несанкционированное), отклонение от режимов потребления, изменение
локальных небалансов свыше порогового значения и т.д.
Ведение информации об установках, заменах, техническом обслуживании и ремонте
приборов учёта, включая обработку заявок на подключение/отключение.
Ведение единого астрономического времени в элементах, контролируемых АИИС КУЭ.
Администрирование системы, включая управление пользователями, правами пользователей
и их доступом к объектам на основе ролевой модели разграничения прав доступа.
ВозможностьопросаподсистемАИИСнаразномуровне:опроссчётчиков,
PLC/GPRS-концентраторов (УСПД), АИИС (по предоставляемым интерфейсам).
Централизованная тарифная политика. Автоматическая рассылка тарифных расписаний
из центра сбора данных на приборы учёта. Регулярная автоматическая сверка фактических
тарифов из счётчиков с тарифными расписаниями в БД, заданных для различных категорий
потребителей.
Управление доступом к счётчикам. Генерация и централизованное хранение параметров
доступа (паролей) к приборам учёта (ПУ) электрической энергии потребителей.
Удалённое ручное, полуавтоматическое (подготовка заявки по требованиям) ограничение/
отключение нагрузки абонента (если это поддерживает счётчик), выдача разрешения на включение
нагрузки.
Информирование абонентов о предстоящем отключении/ ограничении, задолженности,
возможной смене тарифа и т.п.
Групповое администрирование системы. Ведение типовых точек учёта, заполнение
групп абонентов по шаблонам и из xls-макетов (адреса, ФИО, зав. номер счётчика и т.п.).
Типовые правила наименования/создания узлов дерева объектов. Возможность автоматической
привязки счётчиков по заданным правилам. Автопривязка счётчиков. Распределенная обработка
данных, отложенные пересчёты. «Заморозка» пересчётов (фиксация коммерческих данных,
запрет изменений).
Web-интерфейс для предоставления учётных данных и отчётных документов клиентам
системы. Единая политика раздачи прав доступа и парольных ограничений. Диалоговый режим
работы с клиентом (подача заявок, самостоятельный ввод показаний приборов учёта и т.п.).
Лист № 3
Всего листов 11
Интеграция с внешними системами (биллинговые системы, классификаторы адресов,
ГИС-системы).
Интеграция с системой документооборота предприятия на базе решения MS SharePoint.
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. 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 от 1
до 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи проводных линий связи (интерфейс
RS-485) поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений.
Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ филиала ПАО «МРСК
Волги» - Ульяновские РС, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности
с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации,
ее накопление и передача в заинтересованные организации.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств
измерений со счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод
передачи данных.
АИИСКУЭоснащенасистемойобеспеченияединоговремени(СОЕВ).
Для синхронизации шкалы времени в системе, в состав ИВК и УСПД входит устройство
синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени
обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера (ИВК), при превышении порога
±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется
по команде коррекции времени поступающей с верхнего уровня (ИВК), коррекция проводится
при расхождении часов УСПД и ИВК на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков
синхронизируются от часов УСПД при расхождении более чем на ±3 с. Взаимодействие между
уровнями АИИС КУЭ осуществляется по каналу GSM/GPRS, задержками в линиях связи
пренебрегаем ввиду малости значений.
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
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии
«Энергосфера». Информационно-измерительнаясистема«Энергосфера» 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 Информационно-измерительной системы «Энергосфера»,
установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Лист № 4
Всего листов 11
Идентификационное наименование ПО
Цифровой идентификатор ПО
MD5
Таблица 1 - Идентификационные данные CПО
Идентификационные данные (признаки)
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Значение
Системы автоматизированные
информационно-измерительные
«Энергосфера»
не ниже 7.0
контрольная сумма файла pso_metr.dll
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора
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 № 5
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
УСПД/УССВ
Вид
электроэнергии
активная
реактивная
активная
реактивная
ЭКОМ-3000
рег. №
17049-14
УССВ-2
рег. №
54074-13
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
№№
учёта
Диспетчерское
ИК
наименование точки
Трансформатор тока
123
6
7
ОРУ - 110 кВ,
на ПС Никулино
Ктт = 300/5
ПС 110 кВ Никулино,
ТОГФ-110III-УХЛ1
1ВЛ - 110 кВ Ключики -
к
л
.т. 0,2S
Евлашево с отпайкой
рег. № 61432-15
ОРУ - 110 кВ,
с отпайками
Ктт = 300/5
ПС 110 кВ Никулино,
ТОГФ-110III-УХЛ1
2ВЛ - 110 кВ Ключики -
к
л
.т. 0,2S
Курмаевка тяговая
рег. № 61432-15
CВ - 110 кВ
кл.т. 0,2S
ПС 110 кВ Никулино,
ТОГФ-11
0
III
-
УХЛ1
3ОРУ - 110 кВ,
Ктт = 300/5
рег. № 61432-15
Состав ИК АИИС КУЭ
Счётчик
статический
Трансформатортрёхфазный
напряжения переменного тока
активной/реактивн
ой энергии
45
НКФ-110; НКФ-110-57У1;
НКФ-110
ф. А, В, С (1 с.ш.)СЭТ-4ТМ.03М
кл. т. 0,5 кл.т. 0,2S/0,5
Ктн = 110000/√3/100/√3рег. № 36697-17
рег. № 26452-06;
14205-94; 26452-06
НКФ-110-57У1
ф. А, В, С (2 с.ш.)СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,5 кл.т. 0,2S/0,5
Ктн = 110000/√3/100/√3рег. № 36697-17
рег. № 14205-94
НКФ-110; НКФ-110-57У1;
НКФ-110
ф. А, В, С (1 с.ш.)СЭТ-4ТМ.03М
кл. т. 0,5 кл.т. 0,2S/0,5
Ктн = 110000/√3/100/√3рег. № 36697-17
рег. № 26452-06;
14205-94; 26452-06
Лист № 6
Всего листов 11
активная
реактивная
Никулино,
ОРУ - 110 кВ,
С - 1 - Т
кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
рег. № 2793-88
Продолжение таблицы 2
1234567
НКФ-110; НКФ-110-57У1;
НКФ-110
Никулино,
ОРУ - 110 кВ,
С - 2 - Т
кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
рег. № 2793-88
НКФ-110-57У1
ПС 110
к
ВТФЗМ-110
Б-
1У1
ф. А, В, С (1 с.ш.)СЭТ-4ТМ.03М
4кл. т. 0,5кл.т. 0,2S/0,5ЭКОМ-3000
Ктн = 110000/√3/100/√3 рег. № 36697-17 рег. №
рег. № 26452-06;17049-14
14205-94; 26452-06 УССВ-2
рег. №
активная
реактивная
ПС 110
к
ВТФЗМ-110
Б-
1У1
ф. А, В, С (2 с.ш.)СЭТ-4ТМ.03М
54074-13
5 кл.т. 0,5 кл.т. 0,2S/0,5
Ктн = 110000/√3/100/√3рег. № 36697-17
рег. № 14205-94
Примечания
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем
у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в Таблице 2
метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения
в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их
неотъемлемая часть.
Лист № 7
Всего листов 11
Диапазон значений
силы тока
0,05I
(ТТ 0,2S; TН
0,5; Сч 0,2S)
Сч 0,2S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Границы интервала
Границы интервалаотносительной
основной относительнойпогрешности ИК
Номер ИКпогрешности ИК (±δ), % в рабочих условиях
эксплуатации (±δ), %
cos φ = cos φ = cos φ = cos φ = cos φ = cos φ =
1,00,80,51,00,80,5
123 4 5 6 7 8
1 - 3
0,01(0,02)
I
н1
≤
I
1
<
1,11,32,11,31,52,2
н1
0,05I
н1
≤ I
1
< 0,2I
н1
0,81,01,71,01,21,8
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
0,70,91,40,91,11,6
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
0,70,91,40,91,11,6
4, 5 0,05I
н1
≤ I
1
< 0,2I
н1
1,8 2,8 5,4 1,9 2,9 5,5
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
1,1 1,6 2,9 1,2 1,7 3,0
(ТТ 0,5; TН 0,5;
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
0,91,22,21,01,42,3
Номер ИК
cos φ = 0,8
cos φ = 0,8
0,870,87
0,05I
(ТТ 0,2S; TН
0,5; Сч 0,5)
Сч 0,5)
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Границы интервала
Границы интервалаотносительной
основной относительнойпогрешности ИК
Диапазон значенийпогрешности ИК (±δ), % в рабочих условиях
силы токаэксплуатации (±δ), %
cos φ = 0,5 cos φ = 0,5
(sin φ = 0,6)
(sin φ
)
=
(sin φ = 0,6)
(sin φ
)
=
123 4 5 6
1 - 3
0,01(0,02)I
н1
≤ I
1
<
2,01,62,42,0
н1
0,05I
н1
≤ I
1
< 0,2I
н1
1,71,42,21,9
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
1,31,01,91,6
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
1,31,01,91,6
4, 5 0,05I
н1
≤ I
1
< 0,2I
н1
4,4 2,7 4,6 3,0
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
2,4 1,5 2,8 2,0
(ТТ 0,5; TН 0,5;
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
1,91,22,31,7
5
Пределы допускаемой погрешности
СОЕВ (±δ), с
Примечания
1ХарактеристикипогрешностиИКданыдляизмеренийэлектроэнергии
(получасовая).
2 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%
.
3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха
в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.
4 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95.
Лист № 8
Всего листов 11
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
220000
2
100000
24
5
3,5
Значение
2
5
от 99 до 101
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25
от -10 до +40
от -40 до +60
от 0 до +40
от -10 до +55
0,5
45000
1
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
температура окружающей среды, °C
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД ЭКОМ-3000
- для УССВ-2
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД ЭКОМ-3000:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
счетчики электрической энергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, лет, не более
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее
ИВКЭ:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут,
не менее
45
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;
в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекция времени.
Лист № 9
Всего листов 11
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
ВкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянаАИИСКУЭ
и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
5 шт.
Количество
9 шт.
6 шт.
2 шт.
4 шт.
СЭТ-4ТМ.03М
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
НаименованиеОбозначение
Трансформатор тока ТОГФ-110III-УХЛ1
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1
Трансформатор напряжения НКФ-110
Трансформатор напряжения НКФ-110-57У1
Счётчик электрической энергии
трёхфазный многофункциональный
УСПДЭКОМ-3000
Устройство синхронизации времени УССВ -2
Методика поверки МП 206.1-077-2018
Паспорт-формулярАУВП.411711.МРСК.001.18.ПС-ФО
1 шт.
1 шт.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-077-2018 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино.
Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 29.03.2018 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» и/или по МИ 2925-2005 Измерительные
трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации
с помощью эталонного делителя;
-
средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов
напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока.
Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
Лист № 10
Всего листов 11
-
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1
«Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.
Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» 03.04.2017 г.;
-
для УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора
и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»
20.04.2014 г.;
-
для УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства
синхронизациисистемноговремениУССВ-2.Методикаповерки»,утвержденному
ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), рег. № 27008-04;
-
термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе«Методика измерений электрической энергии и мощности
с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино». Свидетельство об аттестации
методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/006-2018 от 19.02.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ
Никулино
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
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Межрегиональная распределительная сетевая компания
Trial» (ПАО «МРСК Волги»)
ИНН 6450925977
Адрес: 410031, г. Саратов, ул. Первомайская, д. 42/44
Телефон: +7 (8452) 30-26-59
Факс: +7 (8452) 28-54-10
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
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт метрологической службы»
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 средств 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.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 43699-10 | Система автоматизированного сбора и обработки информации | DAS-1-Ц1А | ФГУП "ЦИАМ им.П.И.Баранова", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 66211-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ПЭС Высокогорского РЭС 1 | Нет данных | Филиал ОАО "Сетевая компания" Приволжские электрические сети, г.Казань | 4 года | Перейти |
| 67735-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "БКХП" | Нет данных | АО "Первая сбытовая компания", г.Белгород | 4 года | Перейти |
| 65215-16 | Система измерений количества и показателей качества нефтепродукта № 1223 | Нет данных | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 77527-20 | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки ДНС с УПСВ месторождения им. А. Титова | ЗАО "НефтеГазМетрология Сервис", г.Уфа | 2 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