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 "ТНС энерго НН" Нет данных, ГРСИ 72367-18
Номер госреестра:
72367-18
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго НН"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ПАО "ТНС энерго Нижний Новгород", г.Нижний Новгород
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 003
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 71129
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 19
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго НН» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора,
обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации
заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и
счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую
аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго», сервер филиала
ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго», сервер филиала ПАО «МРСК Центра и
Приволжья» – «Нижновэнерго», сервер ПАО «ТНС энерго НН» на базе виртуальной машины
VMWare, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированное рабочее место
(АРМ), устройства синхронизации времени, каналообразующую аппаратуру, технические
средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к
информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса
RS-485 поступает на входы соответствующего 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.
Лист № 2
Всего листов 19
Измерительная информация от УСПД по проводным линиям связи поступает на
соответствующий GSM-модем, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на серверы:
для ИК №№ 3-5 – на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго»,
для ИК №№ 32-33 – на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго»,
для остальных ИК – на сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго»,
на которых 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. От сервера филиала
ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго», сервера филиала ПАО «МРСК
Центра и Приволжья» – «Мариэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» –
«Нижновэнерго» информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на сервер
ПАО «ТНС энерго НН» по каналу связи сети Internet (основной канал).
При отказе основного канала связи измерительная информация от УСПД по резервному
каналу связи стандарта GSM поступает на сервер ПАО «ТНС энерго НН», где 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.
Дополнительно на сервер ПАО «ТНС энерго НН» в виде xml-макетов формата 80020
поступаетинформацияобэнергопотребленииизсистемыавтоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
500 кВ «Радуга» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 60226-15),
системы автоматизированной информационно-измерительнойкоммерческогоучета
электрической энергии Филиала ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС» (регистрационный
номер в Федеральном информационном фонде 67174-17), системы автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС ПС 220 кВ
Макарьево (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 65458-16),
системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида»
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 21906-01).
Передача информации от сервера ПАО «ТНС энерго НН» в программно-аппаратный
комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка
электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ
осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата
80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов
измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным
субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения
реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с
единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в
себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» –
«Владимирэнерго», часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - «Мариэнерго»,
часы сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго», часы сервера
ПАО «ТНС энерго НН» и устройства синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующие часы
измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от
GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Ма-
риэнерго» и часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго» с
соответствующим УСВ-1 осуществляется один раз в час. Корректировка часов каждого
сервера производится при расхождении показаний часов серверов с соответствующим УСВ-1
на величину более ±1 с.
Лист № 3
Всего листов 19
Также СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу
NTP – NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через
глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня
осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и
частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня
относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера
ПАО «ТНС энерго НН» и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» –
«Владимирэнерго» с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через
глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с
международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов
сервера ПАО «ТНС энерго НН» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера
ПАО «ТНС энерго НН» производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ»
на величину более ±1 с. Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК
Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов
сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Владимирэнерго» производится при
расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-1 имеется возможность
синхронизации часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго» и
часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго» с NTP-сервером
ФГУП «ВНИИФТРИ». Контроль показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК
Центра и Приволжья» – «Мариэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов
сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Мариэнерго» производится при
расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с. Контроль
показаний времени часов сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» –
«Нижновэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов сервера филиала
ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Нижновэнерго» производится при расхождении с
NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
СравнениепоказанийчасовУСПДсчасамисоответствующегосервера
осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов
УСПД производится при расхождении показаний с часами соответствующего сервера на
величину более ±1 с.
В случае отказа основного канала опроса, имеется возможность синхронизации часов
УСПД с часами сервера ПАО «ТНС энерго НН». Сравнение показаний часов УСПД с часами
сервера ПАО «ТНС энерго НН» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в
сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера
ПАО «ТНС энерго НН» на величину более ±1 с.
СравнениепоказанийчасовсчетчиковсчасамисоответствующегоУСПД
осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в 30 мин.
Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и
часов УСПД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано устройство.
Лист № 4
Всего листов 19
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяпрограммноеобеспечение(ПО)«Пирамида2000».ПО«Пирамида2000»
обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче
является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО
указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Значение
ParseMod
bus.dll
ParsePira
mida.dll
Synchro
NSI.dll
Verify-
Time.dll
не ниже 3.0
Цифровой
идентификатор ПО
MD5
age.dlles.dll
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные
данные (признаки)
ИдентификационноеCalcClien
CalcLeakCalcLoss
Metrology.
наименование ПО ts.dll dll
ParseBin. ParseIEC.
dll dll
Номер версии (иден-
тификационный
номер) ПО
e55712d0
b1b21906
5d63da94
9114dae4
b1959ff70
be1eb17c
83f7b0f6d
4a132f
d79874d1
0fc2b156
a0fdc27e
1ca480ac
52e28d7b6
08799bb3c
cea41b548
d2c83
6f557f885 48e73a92
b7372613 83d1e664
28cd7780 94521f63
5bd1ba7 d00b0d9f
c391d642
71acf405
5bb2a4d3
fe1f8f48
ecf532935
ca1a3fd32
15049af1f
d979f
530d9b01
26f7cdc2
3ecd814c
4eb7ca09
1ea5429b
261fb0e2
884f5b35
6a1d1e75
Алгоритм вычисле-
ния цифрового иден-
тификатора ПО
Лист № 5
Всего листов 19
Метрологические и технические характеристики
Измерительные компоненты
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
мер
Но-
Наименование
ИК
точки измерений
ТТТНСчетчик
ство
низации
времени
Вид
ческой
Устрой-
Сервер
электри-
УСПД синхро-
энергии
6789
Метрологические харак-
теристики ИК
Границы Границы до-
допускае-пускаемой
мой основ- относитель-
ной отно- ной погреш-
сительной ности в ра-
погрешно- бочих усло-
сти, (±δ) % виях, (±δ) %
10 11
ная
Реак-
СИ
К
ОН
Актив-
С1
Рег. №
15236-03
тивная
1,33,3
2,55,2
12345
ПС 110кВ Нава-
шино, РУ 110кВ, ТФЗМ-110Б-IУ1 НАМИ-110 УХЛ1EA05RALX-
II СШ, ввод ВЛКл.т. 0,5Кл.т. 0,5 P3B-3
1 110кВ Муром - 600/5 110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0
Навашино с отп. Рег. № 2793-71 Рег. № 24218-08 Рег. № 16666-
Орловская-1, Фа-Фазы: А, СФазы: А, В, С97
нерная, Змейка
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
ПС 110кВ Змей-110000/√3/100/√3
ка, РУ 110кВ, IIТФНД-110МРег. № 14205-94EA05RALX-
СШ, отпайка ВЛ Кл.т. 0,5 Фазы: А P3B-3
2 110кВ Муром - 200/5 Кл.т. 0,5S/1,0
Навашино с отп. Рег. № 2793-71 НКФ-110 Рег. № 16666-
Орловская-1, Фа-Фазы: А, СКл.т. 0,597
нерная, Змейка 110000/√3/100/√3
Рег. № 26452-06
Фазы: В, С
ная
Реак-
HP
УСВ-1Proliant
Рег. № DL360 G4
СИКОН
28716-05
VMWare
Актив-
С1
Рег. №
15236-03
тивная
1,33,3
2,55,2
Лист № 6
Всего листов 19
678
45
НКФ110-83У1 СЭТ-
Кл.т. 0,54ТМ.03М.01
110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 1188-84Рег. № 36697-
Фазы: А, В, С 08
91011
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,6
тивная
Смолино с
ТФНД-110М
Кл.т. 0,5
4400/5
НКФ-110-57 У1СЭТ-
Кл.т. 0,5 4ТМ.03М.01
110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 14205-94 Рег. № 36697-
Фазы: А, В, С08
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,6
тивная
5
ховец, ОРУ
вод ВЛ 35кВ
Лагерная
300/5
Продолжение таблицы 2
123
ПС 110кВ Горо- ТФЗМ-110Б-IУ1
ховец, РУ 110кВ,Кл.т. 0,5
3ввод ВЛ 110кВ300/5
Гороховец- Рег. № 2793-71
СтепаньковоФазы: А, В, С
ПС 110кВ Горо-
ховец, РУ 110кВ,
ввод ВЛ 110кВ
Гороховец-
Рег. № 2793-71
отп.Комплекс
Фазы:
А, В, С
ПС 110кВ Горо-
ТВЭ-35 УХЛ2
35кВ, 2 сек.ш.,
Кл.
т
. 0,5
в
Гороховец-
Рег. №
:
13158-04
Фазы А, В, С
НАМИ-35 УХЛ1СЭТ-
Кл.т. 0,5 4ТМ.03М.01
35000/100 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 19813-09 Рег. № 36697-
Фазы: АВС08
―
СИКОНHP
С1 Proliant
Рег. №
15236-03VMWare
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,6
тивная
Буреполом
УХЛ1
Кл.т. 0,2S
400/1
Кл.т. 0,2
НАМИ-110 УХЛ1
EA05R
A
L-B-4
110000/√3/100/√3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 24218-03
Фазы: А, В, С
Рег. № 16666-
97
Актив-
ная0,82,1
Реак-1,55,0
тивная
Иготино
УХЛ1
Кл.т. 0,2S
400/1
ПС 110 кВ Ша-
ТБМО-110
хунья, I СШ 110
6кВ, ввод ВЛ 110
кВ Шахун
ь
я-
Рег. № 23256-05
Фазы: А, В, С
ПС 110 кВ Ша-
ТБМО-110
хунья, II СШ 110
7кВ, ввод ВЛ 110
кВ Шахун
ь
я-
Рег. № 23256-05
Фазы: А, В, С
НАМИ-110 УХЛ1 EA05RALX-
Кл.т. 0,2P3B-4
110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 24218-03 Рег. № 16666-
Фазы: А, В, С97
С1
Рег. №
HP
СИ
К
ОН
УСВ-1Proliant
Рег. № DL360 G4
15236-03
28716-05
VM
W
a
r
e
Актив-
ная0,82,1
Реак-1,55,0
тивная
Лист № 7
Всего листов 19
6
78
91011
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,2
тивная
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,2
тивная
Актив-
ная1,33,3
4
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-09
Фазы: АВС
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-70
Фазы: А, В, С
НАМИТ-10-2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 18178-99
Фазы: АВС
НАМИТ-10-2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 18178-99
Фазы: АВС
Реак-2,55,2
тивная
Актив-
ная1,33,3
-
Реак-2,55,2
тивная
Актив-
ная1,03,2
Продолжение таблицы 2
123
ТФНД-35М
ПС 110 кВ Пиж-Кл.т. 0,5
8ма, ввод Т1 35 100/5
кВРег. № 3689-73
Фазы: А, С
ТФН-35М
ПС 110 кВ Пиж-Кл.т. 0,5
9ма, ввод Т2 35100/5
кВРег. № 3690-73
Фазы: А, С
ТПЛ-10-М
ПС 110 кВ Пиж-Кл.т. 0,5
10ма, ввод Т1 10 300/5
кВРег. № 22192-03
Фазы: А, С
ТЛМ-10
ПС 110 кВ Пиж-Кл.т. 0,5
11ма, ввод Т2 10600/5
кВРег. № 2473-69
Фазы: А, В, С
Т-0,66 М У3
ПС 110 кВ Пиж-Кл.т. 0,5
12ма, ввод ТСН-1100/5
0,4 кВРег. № 36382-07
Фазы: А, С
Т-0,66 М У3
ПС 110 кВ Пиж-Кл.т. 0,5
13ма, ввод ТСН-2100/5
0,4 кВРег. № 36382-07
Фазы: А, С
-
5
EA05RALX-
P3B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
EA05RALX-
P3B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
EA05RLX-
P1B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
EA05RLX-
P1B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
EA05RLX-
P1B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
EA05RLX-
P1B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
HP
УСВ-1Proliant
Рег. № DL360 G4
28716-05
VMWare
Реак-2,15,1
тивная
Актив-
ная1,03,2
Реак-2,15,1
тивная
Лист № 8
Всего листов 19
4
6
7891011
Актив-
ная1,33,3
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
27500/100
Рег. № 912-70
Фазы: А, С
Реак-2,55,2
тивная
Актив-
ная1,33,3
НАМИ-10-95
УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 20186-00
Фазы: АВС
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
Продолжение таблицы 2
123
ТВТ-35М
ПС 110 кВ Буре-Кл.т. 0,5
14полом, ввод Т1 1000/5
27,5 кВРег. № 3642-73
Фазы: А, В, С
ТВТ-35М
ПС 110 кВ Буре-Кл.т. 0,5
15полом, ввод Т21000/5
27,5 кВ Рег. № 3642-73
Фазы: А, В, С
ТПЛ-10
ПС 110 кВ Буре-Кл.т. 0,5
16полом, ввод Т1 300/5
10 кВРег. № 1276-59
Фазы: А, С
ТЛО-10
ПС 110 кВ Буре-Кл.т. 0,2S
17полом, ввод Т2300/5
10 кВРег. № 25433-03
Фазы: А, С
ТВЛМ-10
ПС 110 кВ Сява,Кл.т. 0,5
18ввод ВЛ 10 кВ50/5
Сява - ДружбаРег. № 1856-63
Фазы: А, С
НАМИТ-10-2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 18178-99
Фазы: АВС
5
EA05RALX-
P3B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
EA05RALX-
P3B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
EA05RLX-
P1B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
EA05RLX-
P1B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
EA05RLX-
P1B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
Реак-2,55,2
тивная
HPАктив-
УСВ-1Proliantная1,33,3
Рег. № DL360 G4
28716-05Реак-2,55,2
VMWare тивная
Актив-
ная1,02,2
Реак-1,85,1
тивная
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,2
тивная
Лист № 9
Всего листов 19
20
Продолжение таблицы 2
123
5
6
78
91011
110 кВ Ядрин 2
Кл.т. 0,5S
19150/5
ПС 110 кВ По-
ТФЗМ 110
кров Майдан,
ввод 110 кВ ВЛ
Рег. № 32825-11
Фазы: А, С
EA05RLX-
P1B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,56,4
тивная
110 кВ Ядрин 1
Кл.т. 0,5
100/5
ПС 110 кВ По-
ТФНД-110М
кров Майдан,
ввод 110 кВ ВЛ
Рег. № 2793-71
Фазы: А, С
EA05RLX-
P1B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,2
тивная
ТФЗМ-110Б-IУ1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
ПС 110 кВ По-Фазы: А, В, С
21кров Майдан,
ОВ 110 кВТФЗМ-110Б-IУ1
Кл.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А, В, С
4
II СШ:
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А, В, С
I СШ:
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А, В, С
II СШ:
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А, В, С
EA05RALX-
P3B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,2
тивная
ТОЛ-35
ПС 110 кВ Воро-Кл.т. 0,5S
22тынец, ВЛ 35 кВ200/5
ЯМЗ Рег. № 47959-11
Фазы: А, С
I СШ:
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А, В, С
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-09
Фазы: АВС
EA05RLX-
P1B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
HP
УСВ-1Proliant
Рег. № DL360 G4
28716-05
VMWare
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,56,4
тивная
Лист № 10
Всего листов 19
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А, С
4
5
6
7891011
Фазы: А, С
ТФНД-110М
EA05RАLX-
P3B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,2
тивная
НКФ-110
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 26452-06
Фазы: В
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
Продолжение таблицы 2
123
ТФЗМ-110Б-IУ1
Кл.т. 0,5
600/5
ПС 110
к
В Пер-
Рег. № 2793-71
вомайск, 1 СШ
23 110 кВ, ввод ВЛ-
110 кВ Перво-
майск-Ельники
К
л
.т. 0,5
600/5
Рег. № 2793-71
Фазы: В
ПС 110 кВ Пер- ТФЗМ-110Б-IУ1
вомайск, 1 СШ,Кл.т. 0,5
24ввод ВЛ-110 кВ200/5
Первомайск- Рег. № 2793-71
Темников Фазы: А, В, С
ТФЗМ-110Б-IУ1
ПС 110 кВ Пер-Кл.т. 0,5
25вомайск, ОМВ- 600/5
110 кВРег. № 2793-71
Фазы: А, В, С
ПС 110 кВ По-ТФНД-110М
чинки, 2 СШ 110 Кл.т. 0,5
26кВ, ввод ВЛ-110300/5
кВ Починки-Рег. № 2793-71
Ичалки Фазы: А, В, С
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: А, В, С
EA05RАLX-
P3B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
EA05RАLX-
P3B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
EA05RАLX-
P3B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
HP
УСВ-1ProliantАктив-
Рег. № DL360 G4ная1,33,3
28716-05
VMWare Реак-2,55,2
тивная
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,2
тивная
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,2
тивная
Лист № 11
Всего листов 19
Продолжение таблицы 2
123
4
5
6
7891011
ПС 35 кВ
35 кВ
Кл.т. 0,5
Б.Болдино, 2 СШ
ТФНД-35М
27
35 кВ, ввод ВЛ-
100/5
Б.Болдин
о
-
Рег. № 3689-73
Б.Игнатово
Фазы: А, С
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-70
Фазы: А, В, С
EA05RАLX-
P3B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,2
тивная
сельская, 2 СШ
шево Ново-
28300/5
ПС 110
к
В Ново-
ТФЗМ-110Б-IУ1
110 кВ, ввод ВЛ-
К
л
.т. 0,5
110 кВ
-
Теньгу-
Рег. № 2793-71
сельская
Фазы: А, С
НКФ110-83У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А
EA05RАLX-
P3B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
Актив-
ная1,13,2
ПС 110 кВ Вос- ТФЗМ-110Б-IУ1
кресенск, 2 СШКл.т. 0,5
29 110 кВ, ввод ВЛ-300/5
110 кВ Воскре-Рег. № 2793-71
сенск-Мелковка Фазы: А, В, С
ПС 35 кВ НИР-ТФЗМ-35А-У1
ФИ, 1 СШ 35 кВ, Кл.т. 0,5S
30ввод ВЛ- 35 кВ50/5
Микряково - Рег. № 26417-06
НИРФИФазы: А, С
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-94
Фазы: В, С
НКФ-110-57
Кл.т. 0,2
110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-11
Фазы: А, В, С
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-05
Фазы: АВС
EA05RАLX-
P3B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
EA05RАLX-
B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
07
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
Актив-
ная1,33,3
HP
УСВ-1ProliantРеак-2,55,2
Рег. № DL360 G4 тивная
28716-05
VMWare
Реак-2,25,1
тивная
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,6
тивная
Лист № 12
Всего листов 19
6
31
Еласы - НИРФИ
Кл.т. 0,5S
50/5
5
EA05RАLX-
B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
07
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
7 8
HP
УСВ-1Proliant
Рег. № DL360 G4
28716-05
VMWare
91011
Актив-
ная1,33,3
4
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-05
Фазы: АВС
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
10000/100
Рег. № 11094-87
Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-
04
Реак-2,55,6
тивная
Актив-
ная1,02,9
-
СИКОН
С120
Рег. №
40489-09
Dell
УСВ-1Power
Рег. № Edge R320
28716-05
VMWare
Реак-2,04,5
тивная
Актив-
ная1,03,3
Продолжение таблицы 2
123
ПС 35
к
В НИР-
ТФЗМ-35А-У1
ФИ, 2 СШ 35 кВ,
ввод 2 ВЛ- 35 кВ
Рег. № 26417-06
Фазы: А, С
ТПЛ-10
ПС 35 кВ Ле-Кл.т. 0,5
32нинская, ввод Т-200/5
1 10 кВРег. № 1276-59
Фазы: А, С
Т-0,66 М У3
ПС 35 кВ Ле-Кл.т. 0,5S
33нинская, ТСН-130/5
0,4 кВРег. № 36382-07
Фазы: А, В, С
ТФН-35
ПС 110 кВ Губ-Кл.т. 0,5
34 цевская, ввод Т1-300/5
35 кВРег. № 664-51
Фазы: А, С
ПСЧ-
4ТМ.05М.16
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-
07
EA05RLX-
P1B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
Реак-2,15,5
тивная
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,2
тивная
ТЛК-СТ-10
ПС 110 кВ Губ-Кл.т. 0,5S
35 цевская, ввод T1-1000/5
10 кВРег. № 58720-14
Фазы: А, С
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-09
Фазы: АВС
НАМИ-10-95
УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 20186-05
Фазы: АВС
EA05RLX-
P1B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
HP
УСВ-1Proliant
Рег. № DL360 G4
28716-05
VMWare
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,56,4
тивная
Лист № 13
Всего листов 19
6
78
5
EA05RLX-
P1B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
91011
Trial-
ная1,03,3
Реак-2,16,4
тивная
EA05RАLX-
P3B-3
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-
97
СИКОН
С1
Рег. №
15236-03
HP
УСВ-1Proliant
Рег. № DL360 G4
28716-05
VMWare
Актив-
ная1,33,3
Реак-2,55,2
тивная
Продолжение таблицы 2
1234
Т-0,66
ПС 110 кВ Губ-Кл.т. 0,5S
36цевская, ввод100/5-
ТСН 1 0,4 кВ Рег. № 22656-07
Фазы: А, В, С
НКФ-110
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
ПС 110 кВ Чис-ТФЗМ 110Б-IVРег. № 26452-06
товская, вводКл.т. 0,5Фазы: А
37ВЛ-110 кВ Ве- 300/5
рещагино-Рег. № 26422-04НКФ110-83У1
Чистое Фазы: А, С Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: В, С
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Лист № 14
Всего листов 19
Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 33, 35, 36
указана для тока 2 % от I
ном
, для остальных ИК – для тока 5 % от I
ном
cos
j
= 0,8инд.
4ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений
активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме
измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005.
5Допускается 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. Допускается замена УСПД и устройств синхронизации
времени на аналогичные утвержденного типа, а также замена серверов без изменения
используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена
оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
от 95 до 105
от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
Значение
2
37
от 1 до 120
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25
от +5 до +35
от +15 до +25
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 33, 35, 36
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 6, 7, 17, 19, 22, 30, 31, 33, 35, 36
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей trial для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и
УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 16666-97):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
50000
2
Лист № 15
Всего листов 19
Продолжение таблицы 3
12
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М и ПСЧ-4ТМ.05М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее140000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 16666-07):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее80000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее90000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для УСПД на базе контроллеров СИКОН С1:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее70000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для УСПД на базе контроллеров СИКОН С120:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее50000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для УСВ-1:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее35000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для сервера ПАО «ТНС энерго НН»:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее70000
среднее время восстановления работоспособности, ч 1
для сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» –
«Владимирэнерго» и сервера филиала ПАО «МРСК Центра и
Приволжья» – «Нижновэнерго»:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее56700
среднее время восстановления работоспособности, ч 1
для сервера филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» –
«Мариэнерго»:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее40000
среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Глубина хранения информации:
для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее74
при отключении питания, лет, не менее 5
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее113
при отключении питания, лет, не менее 10
для УСПД:
суточныеданныеотридцатиминутныхприращениях
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее45
при отключении питания, лет, не менее5
для серверов:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
Лист № 16
Всего листов 19
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов и УСПД с помощью источника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация орезультатахизмеренийможет
передаватьсяворганизации-участникиоптовогорынка электроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
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.
Защищенность применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
серверов.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
серверов.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
серверах (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Лист № 17
Всего листов 19
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
2
ТФЗМ-110Б-IУ1
ТФНД-110М
ТВЭ-35 УХЛ2
ТБМО-110 УХЛ1
ТФНД-35М
ТФН-35М
ТПЛ-10-М
ТЛМ-10
Т-0,66 М У3
ТВТ-35М
Количество,
шт./экз.
3
24
11
3
6
4
2
2
3
7
6
ТПЛ-10
4
ТЛО-10
ТВЛМ-10
ТФЗМ 110
ТОЛ-35
ТФЗМ-35А-У1
ТФН-35
ТЛК-СТ-10
Т-0,66
ТФЗМ 110Б-IV
НАМИ-110 УХЛ1
НКФ-110-57 У1
НКФ-110
НКФ110-83У1
НАМИ-35 УХЛ1
НАМИ-110 УХЛ1
ЗНОМ-35-65
НАМИТ-10-2
2
2
2
2
4
2
2
3
2
3
11
4
12
4
6
8
3
НАМИ-10-95 УХЛ2
1
НКФ-110-57
НАМИ-10
НАМИ-10-95 УХЛ2
ЕвроАЛЬФА
3
1
1
30
СЭТ-4ТМ.03М
3
ЕвроАЛЬФА
2
СЭТ-4ТМ.03
1
ПСЧ-4ТМ.05М
1
1
Трансформаторы тока измерительные
Трансформаторы тока измерительные
Трансформаторы тока встроенные
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока проходные с литой изоля-
цией
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока измерительные
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока опорные
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения антирезонансные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения антирезонансные
трехфазные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электроэнергии многофункциональные
Счетчики электрической энергии многофункцио-
нальные
Счетчики электрической энергии многофункцио-
нальные
Счетчики электрической энергии многофункцио-
нальные
Счетчики электрической энергии многофункцио-
нальные
Контроллеры сетевые индустриальные
Контроллеры
Устройства синхронизации времени
СИКОН С1
СИКОН С120
УСВ-1
17
1
2
Лист № 18
Всего листов 19
23
HP Proliant DL3601
Dell Power Edge R3201
HP Proliant DL360 G41
VMWare1
Продолжение таблицы 4
1
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Привол-
жья» – «Владимирэнерго»
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Привол-
жья» – «Мариэнерго»
Сервер филиала ПАО «МРСК Центра и Привол-
жья» – «Нижновэнерго»
Сервер ПАО «ТНС энерго НН» на базе
виртуальной машины
Методика поверки
Паспорт-формуляр
МП ЭПР-090-2018 1
ТНСЭ.366305.003.ФО 1
Поверка
осуществляетсяподокументуМПЭПР-090-2018«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
ПАО «ТНС энерго НН». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»
05.07.2018 г.
Основные средства поверки:
-
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
-
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы GlobalPositioningSystem(GPS)(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 46656-11);
-
термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
-
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 5738-76);
-
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 28134-04);
-
приборЭнерготестерПКЭ-А(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 53602-13);
-
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
«Методикаизмеренийэлектрическойэнергиисиспользованием
АИИС КУЭ ПАО «ТНС энерго НН», свидетельство об аттестации № 106/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПАО «ТНС энерго НН»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Лист № 19
Всего листов 19
Изготовитель
Публичное акционерное общество «ТНС энерго Нижний Новгород»
(ПАО «ТНС энерго НН»)
ИНН 5260148520
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Бекетова, д. 3В
Телефон: +7 (831) 243-07-99
Факс: +7 (831) 412-36-48
Web-сайт: nn.tns-e.ru
E-mail:
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха,
ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: +7 (495) 380-37-61
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 81805-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии МУП "ПОВВ" | - | Общество с ограниченной ответственностью "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ" (ООО "ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 58637-14 | Система измерительная многоканальная параметров стендовых испытаний | ИС ППЗ-1 | Федеральное казенное предприятие "Пермский пороховой завод", г.Пермь | 2 года | Перейти |
| 68426-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО "Транснефть" по объекту "Многофункциональный комплекс с подземной автостоянкой (второй этап строительства) по адресу: Москва, Пресненская набережная, д.4, стр.2" | Нет данных | ПАО "Транснефть", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 19651-00 | Система измерений количества нефти в резервуарах | BUT3-50 | АО "Mazeikiu Nafta", Литва | 2 года | Перейти |
| 65950-16 | Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учета нефти АО "Транснефть-Верхняя Волга" | Нет данных | ПАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | 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