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) АО "БийскэнергоТеплоТранзит" Нет данных, ГРСИ 74322-19
Номер госреестра:
74322-19
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "БийскэнергоТеплоТранзит"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "РЭС Групп", г.Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 601
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 73159
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «БийскэнергоТеплоТранзит»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «БийскэнергоТеплоТранзит» (далее - АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающее в
себя трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН) и счетчики
активной и реактивной электроэнергии (далее – Счетчик), вторичные измерительные цепи и
техническиесредстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехнические
характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-йуровень–измерительно-вычислительныйкомплексэлектроустановки
(далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОM-3000
(далее – УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-йуровень–информационно-вычислительныйкомплекс(далее-ИВК)
АО «БийскэнергоТеплоТранзит», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер
баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и
программное обеспечение (далее – ПО) ПК «Энергосфера», блок коррекции времени ЭНКС-2
(далее – ЭНКС-2).
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений,
состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков, представляющий собой объем учтенной энергии
(профиль) за интервал времени и показания ЖКИ, поступает на входы 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 11
Наверхнем–третьемуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка
измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление
отчетных документов. Передача информации во внешние системы, в том числе в программно-
аппаратный комплекс комерческого учета электроэнергии АО «АТС», филиалы АО «СО ЕЭС»
РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется ИВК АИИС КУЭ по сети
Internet в ручном и автоматическом режиме с использованием ЭП. ИВК АИИС КУЭ раз в сутки
формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по
протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена ЭНКС-2, на основе приемника сигналов
точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). ЭНКС-2
обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД
проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с,
пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени
приемника не более ± 1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении внутренних
часов УСПД и встроенного GPS-приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются
от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при
расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ
утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с
регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети
Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты,
секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД 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 используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0.75, в состав
которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту
программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,
обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
1.1.1.1
MD5
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки
Идентификационное наименование ПО
Значение
ПК «Энергосфера»
Библиотека pso_metr.dll
СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритмвычисленияцифрового
идентификатора ПО
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,
указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Измерительные компоненты
Номер ИК
УСПД
Сервер
Вид
электроэне
ргии
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
ЭКОМ-
3000
Рег. №
17049-
04
Proliant
DL380G8/2
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Наименова-
ние объекта
ТТТНСчётчикУСВ
погреш-
ность в
Метрологические
характеристики ИК
Основ-
Погреш-
ная
рабочих
ность, %
условии-
ях, %
123456
7
8
9
1011
ПС 35кВ
ая №34,
ЗРУ-6кВ,
яч.25, КЛ-
Кл. т. 0,5S
Кл. т. 0,5
СЭТ-
±1,2±3,4
±2,8±5,8
±1,2±3,4
±2,8±5,8
ПС 35кВ
ЗРУ-6кВ,
Кл. т. 0,5S
Кл. т. 0,5
6000/100
СЭТ-
Рег. №
±1,2±3,4
±2,8±5,8
Трофимовск
ая №34,
ЗРУ-6кВ,
яч.26, КЛ-
ЭНКС-2
Рег. №
Трофимовск
ТОЛ-СЭЩ-10-21НАЛИ-СЭЩ 6-3
4ТМ.03М.01
1 Коэф. тр. 600/5 Коэф. тр. Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 32139-116000/100Рег. №
6кВ
Рег. № 51623-12 Рег. № 51621-12 36697-12
ПС 35кВТОЛ-СЭЩ-10-21НАЛИ-СЭЩ 6-3СЭТ-
Трофимовск Кл. т. 0,5S Кл. т. 0,5 4ТМ.03М.01
2 ая №34,Коэф. тр. 600/5Коэф. тр.Кл. т. 0,5S/1,0
ЗРУ-6кВ, Рег. № 51623-126000/100 Рег. №
яч.2, КЛ-6кВРег. № 32139-11Рег. № 51621-1236697-12
Трофимовск
ТОЛ-СЭЩ-10-21
НАЛИ-СЭЩ 6-3
4ТМ.03М.01
37328-15
3ая №34,
Коэ
ф
. тр. 400/5
Коэф. тр. Кл. т. 0,5S/1,0
яч.7, К
Л
-6кВ
Рег. № 51623-12
Рег. № 51621-12 36697-12
ПС 35
к
В
ТОЛ-СЭЩ-10-21 НАЛИ-СЭЩ 6-3 СЭТ-
Кл. т. 0,5SКл. т. 0,54ТМ.03М.01
4Коэф. тр. 600/5Коэф. тр. Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 51623-126000/100Рег. №
6кВ
Рег. № 32139-11 Рег. № 51621-12 36697-12
±1,2±3,4
±2,8±5,8
Лист № 4
Всего листов 11
НТМИ-10
Кл. т. 0,5
Коэф. тр.
10000/100
Рег. № 831-69
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-17
НТМИ-10
Кл. т. 0,5
Коэф. тр.
10000/100
Рег. № 831-69
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-17
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Коэф. тр. 6000/100
Рег. № 2611-70
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-17
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Коэф. тр. 6000/100
Рег. № 2611-70
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-17
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Коэф. тр. 6000/100
Рег. № 2611-70
Proliant
DL380G8/2
4
5
67
8
91011
5
№4, РУ-
10кВ, яч.35,
ТЛМ-10
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,7
6
№4, РУ-
10кВ, яч.13,
ТЛМ-10
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,7
7
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,7
8
Продолжение таблицы 2
123
ПС 110кВ
Северо-
Западная
Кл. т. 0,5
Коэф. тр. 200/5
К
Л
-10кВ
Рег. № 2473-69
Ввод №1
ПС 110кВ
Северо-
Западная
К
л
. т. 0,5
Коэф. тр. 150/5
К
Л
-10кВ
Рег. № 2473-69
Ввод №2
ПС 110кВ
Сосна №6,ТПЛ-10
3РУ-6кВ, Кл. т. 0,5
яч.51, КЛ- Коэф. тр. 200/5
6кВ Ввод Рег. № 1276-59
№1
ПС 110кВ
Сосна №6,ТПОЛ-10-У3
3РУ-6кВ, Кл. т. 0,5
яч.52, КЛ-Коэф. тр. 200/5
6кВ Ввод Рег. № 47958-16
№2
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,7
РУ-6 кВ
КЛ-6кВ
Кл т. 0,5
ТОЛ-10 УТ 2.1
9ПНС-5, яч.1,
Коэф.
.
тр. 300/5
Рег. № 7069-79
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-12
ЭКОМ-
ЭНКС-23000
Рег. № Рег. №
37328-15 17049-
04
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,7
Лист № 5
Всего листов 11
НАЛИ-СЭЩ 6-3
Кл. т. 0,5
Коэф. тр. 6000/100
Рег. № 51621-12
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-12
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Коэф. тр. 6000/100
Рег. № 2611-70
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-17
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Коэф. тр. 6000/100
Рег. № 2611-70
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-17
-
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
Коэф. тр. 6000/100
Рег. № 2611-70
Proliant
DL380G8/2
4
5
67
8
91011
10
Продолжение таблицы 2
123
ПС 35кВ
ТрофимовскТОЛ-СЭЩ-10-21
ая №34, Кл. т. 0,5S
ЗРУ-6кВ, Коэф. тр. 300/5
яч.16, КЛ- Рег. № 51623-12
6кВ
активная±1,2±3,4
реактивная±2,8±5,8
ПС 110кВ
6кВ, яч.41,
КЛ-6кВ
Кл. т. 0,5
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,7
12
Сосна
№
6,
ТПОЛ-10-У3
11
ЦРП ЗРУ-
Коэф. тр. 200/5
Рег. № 47958-16
Ввод
№
1
Рег. № 47958-16
ПС 110кВ
Сосна №6,ТПЛ-10У3
ЦРП ЗРУ- Кл. т. 0,5
6кВ, яч.70, Коэф. тр. 200/5
КЛ-6кВ Рег. № 1276-59
Ввод №2
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,7
РУ-0,4кВ
«Созидатель
Кл. т. 0,5
ПНС-4, КЛ-
Т-0,66 М У3
130,4кВ ООО
Коэф. тр. 200/5
плюс»
Рег. № 50733-12
активная±1,0±3,2
реактивная±2,4±5,6
КЛ-6кВ
Кл. т. 0,5
Р
У
-6кВ
ТПЛ-10У3
14ПНС-7, яч.3,
Коэ
ф
.
т
р. 50/5
Рег. № 1276-59
СЭТ-
4ТМ.03М.09
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-17
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-12
ЭКОМ-
ЭНКС-23000
Рег. № Рег. №
37328-15 17049-
04
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,7
Лист № 6
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
1234567891011
ТП-74а 6кВ
АЛТИК»
Кл. т. 0,5
Рег. № 2363-68
Кл. т. 0,5
Рег. № 323-49
СЭТ-
Рег. №
РУ-0,4кВ
ПНС-7, КЛ-
ТТИ-А
Кл. т. 0,5
Рег. №
ЭНКС-2
Рег. №
37328-15
3000
Рег. №
17049-
04
реактивная
±2,4
±5,6
ЗАО НПП
ТПЛМ-10НТМК-6-71У3
4ТМ.03М.01активная±1,2±3,3
15«
РУ-6кВ,
,
Коэ
ф
.
т
р. 200
/
5 Коэф. тр. 6000
/
100
Кл. т. 0,5S/1,0
ЭКОМ-
реактивная±2,8±5,7
яч.4, КЛ-6кВ36697-08Proliant
СЭТ- DL380G8/2
4ТМ.03М.09активная±1,0±3,2
16
0,4кВ ГСККоэф. тр. 200/5
-К
л
. т. 0,5S
/
1,0
«Ветеран-2»Рег. № 28139-12
36697-17
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с±5
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. Погрешность в рабочих условиях указана cos
j
= 0,8 инд I=0,02(0,05)·I
ном
и температуры окружающего воздуха в месте
расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 16 от 0 до плюс 40 °C.
4. 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.
5. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт
хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Лист № 7
Всего листов 11
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
от 90 до 110
от 2 (5) до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
165000
140000
140000
2
75000
2
114
45
45
10
Значение
16
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
j
- температура окружающей среды,
о
С
от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков,
о
С:
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера,
о
С
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
70000
1
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.01
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M.09
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
для УСПД ЭКОM-3000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Лист № 8
Всего листов 11
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление trial со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Лист № 9
Всего листов 11
14
2
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначение
Количество,
шт./экз.
3
15
4
2
3
2
1
5
3
2
3
4
2
6
1
СЭТ-4ТM.03M.01
СЭТ-4ТM.03M.09
12
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10-21
Трансформатор тока ТЛМ-10
Трансформатор тока ТПЛ-10
Трансформатор тока ТПОЛ-10-У3
Трансформатор тока ТОЛ-10 УТ 2.1
Трансформатор тока ТПОЛ-10-У3
Трансформатор тока ТПЛ-10У3
Трансформатор тока Т-0,66 М У3
Трансформатор тока ТПЛМ-10
Трансформатор тока ТТИ-А
Трансформатор напряженияНАЛИ-СЭЩ 6-3
Трансформатор напряжения НТМИ-10
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66
Трансформатор напряжения НТМК-6-71У3
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данныхЭКОM-3000
Устройство синхронизации времени Блок коррекции времени ЭНКС-2
Сервер Proliant DL380G8/2
Программное обеспечение ПК «Энергосфера»
Методика поверкиМП 002-2019
Паспорт-Формуляр РЭСС.411711.АИИС.601 ПФ
1
1
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 002-2019 «Система автоматизированная информационно-
измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
АО«БийскэнергоТеплоТранзит». Методикаповерки», утвержденному
ООО «Спецэнегопроект» 22.01.2019 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 3195-2018. «ГСИ. Методика выполнения измерений мощности нагрузки
измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
-по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика выполнения измерений мощности нагрузки
измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
-по МИ 3598-2018. «ГСИ, Методика выполнения измерений потерь напряжения в
линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
-счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01 – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
Лист № 10
Всего листов 11
-счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01 – по документу «Счетчик электрической энергии
трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному
с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
-счетчиков СЭТ-4ТM.03M.09 – по документу «Счетчик электрической энергии
трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному
с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
-счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01 – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
-УСПД ЭКОM-3000 – по документу «ГСИ. Программно-технический измерительный
комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП-26-262-99», согласованному с УНИИМ декабрь 1999 г.;
-радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
-переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
-метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих – кодом и
(или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)АО«БийскэнергоТеплоТранзит»,аттестованной
ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Юридический адрес: 600017, область Владимирская, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, 23
Телефон/факс: 8 (4922) 22-21-62/8 (4922) 42-31-62
E-mail:
Лист № 11
Всего листов 11
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Стройэнергетика»
(ООО «Стройэнергетика»)
Trial: 129337, г. Москва, ул. Красная Сосна, д. 20, стр. 1, комн. 4
Телефон: 8 (926) 786-90-40
E-mail:
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, пом. I, комн. № 6, 7
Телефон: 8 (985) 992-27-81
E-mail:
Аттестат об аккредитации ООО «Спецэнергопроект» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312429 от 30.01.2018 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 23339-02 | Система автоматизированная диспетчерского контроля и управления | АСДКУ ЗВС | Западная водопроводная станция МГП "Мосводоканал", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 84076-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" (АО "Куйбышевский НПЗ"), 2 очередь | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Энерго" (ООО "РН-Энерго"), Московская обл., г. Красногорск | 4 года | Перейти |
| 57075-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10/6 кВ "Хехцир" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части дополнительных точек учета | Нет данных | ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 77931-20 | Система измерений количества и параметров газа по объекту "Узел учета газа для Западно-Ярояхинского лицензионного участка" | ООО НПП "ГКС", г.Казань | 2 года | Перейти | |
| 50568-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Черниковка-В" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Башкортостан | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), 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