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 220 кВ НПС-6 Нет данных, ГРСИ 75737-19
Номер госреестра:
75737-19
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ НПС-6
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 035
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 74628
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ НПС-6
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ НПС-6 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для
измерений 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-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в
себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы
напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее – счетчики),
вторичныеизмерительныецепиитехническиесредстваприема-передачиданных.
Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ
приведены в таблицах 3 – 5.
2-йуровень–информационно-вычислительныйкомплексэлектроустановки
(далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 со
встроенным источником точноговремениГЛОНАСС/GPS(далее –УСПД)и
каналообразующую аппаратуру.
3-йуровень–информационно-вычислительныйкомплекс(далее–ИВК)
ПАО «Транснефть» и ПАО «ФСК ЕЭС».
ИВК ПАО «Транснефть» включает 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 (далее – ССВ-1Г) и программное обеспечение (далее – ПО)
ПК «Энергосфера».
ИВК ПАО «ФСК ЕЭС» включает в себя центры сбора и обработки данных (ЦСОД)
Исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС», автоматизированные рабочие места (АРМ),
каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных, устройство
синхронизации времени (далее – УСВ) и специализированное программное обеспечение (далее
– СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
Измерительные каналы (далее – ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый, второй и
третий уровни АИИС КУЭ организаций ПАО «Транснефть» и ПАО «ФСК ЕЭС».
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
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 преобразуют в цифровой сигнал. По
мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика
вычисляются мгновенные значения активное 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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Лист № 2
Всего листов 10
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где
осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных
данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение
информации по подключаемым к УСПД устройствам.
Наверхнем–третьемуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка
измерительной информации, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей
информации, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на
мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электроэнергии и
мощности через каналы связи. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех
АИИС КУЭ организаций ПАО «Транснефть» и ПАО «ФСК ЕЭС».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по
каналам связи Ethernet в формате xml-файлов.
Данные по группе точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе
АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата
80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса
субъекта оптового рынка и ведение реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и
мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояние
средств и объектов измерения по группам точек поставки производится с сервера ИВК
настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ).
СОЕВ предусматривает поддержание единого 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 ПАО «Транснефть» 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-1Гформируетсетевыепакеты,содержащиеоцифрованнуюметкувсемирного
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 ПАО «Транснефть». Резервный сервер синхронизации ИВК ПАО «Транснефть»
используется при выходе из строя основного сервера.
Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК ПАО «ФСК ЕЭС» входит
УСВ.УСВобеспечиваетавтоматическуюсинхронизациючасовсервераИВК
ПАО «ФСК ЕЭС», при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера ИВК
ПАО «ФСК ЕЭС».
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного
времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (далее – УССВ),
реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД переодически
сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхрогизация часов УСПД
проводиться независимо от величины расхождения времени. В случае неисправности, ремонта
или поверки УССВ имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к
счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводиться 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.
Лист № 3
Всего листов 10
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав
которого входят модули, указанные в таблице 1, и СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) версии
не ниже 1.00, в состав которого входят модули, указанные в таблице 2.
ПО ПК «Энергосфера» и СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) обеспечивает защиту
программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,
обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера» и СПО АИИС КУЭ ЕНЭС
(Метроскоп).
Идентификационное наименование ПО
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Номер версии (идентификационный номер ПО)
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
ПК Энергосфера
Библиотека pro_metr.dll
1.1.1.1
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
MD5
MD5
Таблица 2 – Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Значение
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
не ниже 1.00
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
ПО
ПО ПК «Энергосфера» и СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на
метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4.
Уровень защиты ПО и СПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -
«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 3 - 4.
№ ИК
ТОГФ (П)
Кл. т. 0,2S
Коэф. тр. 600/5
Рег. № 61432-15
Альфа А1800
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
активная
реактивная
ТОГФ (П)
Кл. т. 0,2S
Коэф. тр. 600/5
Рег. № 61432-15
Альфа А1800
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
активная
реактивная
ТОГФ (П)
Кл. т. 0,2S
Коэф. тр. 600/5
Рег. № 61432-15
Альфа А1800
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
активная
реактивная
ТОГФ (П)
Кл. т. 0,2S
Коэф. тр. 600/5
Рег. № 61432-15
Альфа А1800
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
активная
реактивная
ТОГФ-220
Кл. т. 0,2S
Коэф. тр. 100/5
Рег. № 46527-11
Альфа А1800
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
ЭКОМ-3000
Рег. № 17049-14
активная
реактивная
Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Измерительные компоненты
Наименование
ИК
ТТ
Вид
ТНСчётчикУСПД
электроэнергии
12
3
5
6
7
ВЛ 220 кВ
1НПС-6 – НПС-7
№ 1
ВЛ 220 кВ
2Усть-Кут –
НПС-6 № 2
ВЛ 220 кВ
3НПС-6 – НПС-7
№ 2
ВЛ 220 кВ
4Усть-Кут –
НПС-6 № 1
5220 Т-1
4
ЗНОГ
Кл. т. 0,2
Коэф. тр.
220000:√3/100:√3
Рег. № 61431-15
ЗНОГ
Кл. т. 0,2
Коэф. тр.
220000:√3/100:√3
Рег. № 61431-15
ЗНОГ
Кл. т. 0,2
Коэф. тр.
220000:√3/100:√3
Рег. № 61431-15
ЗНОГ
Кл. т. 0,2
Коэф. тр.
220000:√3/100:√3
Рег. № 61431-15
ЗНОГ
Кл. т. 0,2
Коэф. тр.
220000:√3/100:√3
Рег. № 61431-15
Лист № 5
Всего листов 10
ТОГФ-220
Кл. т. 0,2S
Коэф. тр. 100/5
Рег. № 46527-11
Альфа А1800
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
активная
реактивная
Альфа А1800
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
активная
реактивная
Альфа А1800
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
активная
реактивная
-
Альфа А1800
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
активная
реактивная
-
Альфа А1800
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
ЭКОМ-3000
Рег. № 17049-14
активная
реактивная
Продолжение таблицы 3
12
3
5
6
7
6220 Т-2
710 Т-1
810 Т-2
4
ЗНОГ
Кл. т. 0,2
Коэф. тр.
220000:√3/100:√3
Рег. № 61431-15
НАМИ
Кл. т. 0,5
Коэф. тр. 10000/100
Рег. № 60002-15
НАМИ
Кл. т. 0,5
Коэф. тр. 10000/100
Рег. № 60002-15
90,4 ТСН-1
100,4 ТСН-2
ТОЛ
Кл. т. 0,5S
Коэф. тр. 3000/5
Рег. № 47959-16
ТОЛ
Кл. т. 0,5S
Коэф. тр. 2500/5
Рег. № 47959-16
ТТН
Кл.т. 0,5S
Коэф. тр. 800/5
Рег. № 58465-14
ТТН
Кл.т. 0,5S
Коэф. тр. 800/5
Рег. № 58465-14
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем
у перечисленных в Таблице 3, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 4
метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСПД и УСВ, УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3. 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 № 6
Всего листов 10
Номер ИК
Таблица 4 – Основные метрологические характеристики ИК
Вид электрическойГраницы основной
энергии погрешности, (±
d
), %
Границы
погрешности в
рабочих условиях,
(±
d
),%
Активная0,61,5
1 – 6
Реактивная1,32,6
±5
Активная1,13,0
7, 8
Реактивная 2,7 4,8
Активная 0,8 2,9
9, 10
Реактивная2,24,7
Пределы допускаемой погрешности
СОЕВ, с
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Границы погрешности 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 - 10 от 0 до плюс 40 °C.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
Значение
2
10
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
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
Лист № 7
Всего листов 10
Продолжение таблицы 5
12
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика Альфа A1800120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч 2
УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
для УСПД ЭКОM-3000100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч 2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
1
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее114
- при отключении питания, лет, не менее 45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее10
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
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 связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
Лист № 8
Всего листов 10
– 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 6.
10
1
2
1
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначение
Количество,
шт./экз.
3
12
6
6
6
6
2
данных
12
Трансформатор тока ТОГФ (П)
Трансформатор тока ТОГФ-220
Трансформатор тока ТОЛ
Трансформатор тока ТТН
Трансформатор напряженияЗНОГ
Трансформатор напряжения НАМИ
Счётчик электрической
энергииАльфа A1800
многофункциональный
Устройство сбора и передачи
ЭКОM-3000
1
1
ССВ-1Г
Сервер БДHP ProLiant BL 460c Gen8
Сервер БД HP ProLiant BL 460c G6
Сервер синхронизации
времени
Программное обеспечениеПК «Энергосфера»
1
Специализированное
программное обеспечение
АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Методика поверки МП 046-2019
Руководство по эксплуатации 3916-15-ВСМН-ВСТО-ИЭП.6-06.211 ИЭ
Формуляр 3916-15-ВСМН-ВСТО-ИЭП.6-06.211 ФО
1
1
1
Лист № 9
Всего листов 10
Поверка
осуществляется по документу МП 046-2019 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ НПС-6. Методика
поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 06.06.2019 г.
Основные средства поверки:
-ТТ – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика
поверки»;
-ТН – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения.
Методика поверки» и и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения
6/√3…35 кВ.Методикаповеркинаместеэксплуатации»,
МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки
на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
-по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных
трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
-по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных
трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
-по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях
соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
-счетчиков Альфа A1800 – по документу «Счетчики электрической энергии
трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП»,
согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
-УСПД ЭКОM-3000 – по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройства сбора и
передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС»
20 апреля 2014 г.;
-ССВ-1Г – по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации
времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ
«СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 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;
-термогигрометр CENTER (мод.315): диапазон измерений температуры от минус 20
до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до
100 %, дискретность 0,1%.
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)ПС220кВНПС-6,аттестованном
ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Лист № 10
Всего листов 10
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПС 220 кВ НПС-6
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
Публичноеакционерноеобщество«ФедеральнаясетеваякомпанияЕдиной
энергетической системы»
(ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Телефон: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Web-сайт:
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть-Восток»
(ООО «Транснефть-Восток»)
ИНН 3801079671
Адрес: 665734, Иркутcкая обл., г. Братск, ж.р. Энергетик, ул. Олимпийская, 14
Телефон: +7 (3953) 300-701; +7 (3953) 300-709
Факс: +7 (3953) 300-703, +7 (3953) 300-704, +7 (3953) 300-705
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: +7 (495) 410-28-81
E-mail:
Аттестат 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 |
| 78588-20 | Система коммерческого учета и контроля резервуарных запасов парков товарных нефтепродуктов Entis- т.910-02-04 | Фирма "Enraf B.V.", Нидерланды | 1 год | Перейти | |
| 47083-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Бологое" Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Тверской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 30802-05 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС) ЗАО "Нижегородская электрическая компания" для электроснабжения МУП ВКХ "ИСТОК", г.Дзержинск | Нет данных | ЗАО "Нижегородская электрическая компания", г.Нижний Новгород | 4 года | Перейти |
| 42906-09 | Система измерений количества и показателей качества светлых нефтепродуктов на 0 км отвода на Иглинскую нефтебазу | Нет данных | ЗАО "НефтеГазМетрология Сервис", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 70274-18 | Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП "Приразломная" | Нет данных | ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", 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