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 ООО "Газпром энерго" Сургутский завод стабилизации конденсата Нет данных, ГРСИ 76757-19
Номер госреестра:
76757-19
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" Сургутский завод стабилизации конденсата
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ИТЦ ООО "Газпром энерго", г.Оренбург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 04.003.2019
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «31» декабря 2020 г. № 2329
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Сургутский завод стабилизации
конденсата
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» Сургутский завод стабилизации конденсата (далее –
АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической
энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее –
счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) – центр сбора и
обработки информации ООО «Газпром энерго» (далее – ЦСОИ), выполненный на основе
серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением
программного обеспечения из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» (Рег. номер 44595-10). ЦСОИ
включаетвсебяканалообразующуюаппаратуру,серверыбазданных(БД)и
автоматизированныерабочиеместа(АРМ)ООО «Газпром энерго» иАО «Газпром
энергосбыт»,
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют
измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в
аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей
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, реактивной и полной мощности, которые
усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета
коэффициента трансформации:
активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за
период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов
времени 30 минут;
средняя на интервале времени 30 минут активнаяи реактивная электрическая
мощность.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов
измерений электрической энергии;
автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии
объектов измерений;
хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
2
автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы
каналов связи, восстановления питания;
перемножениерезультатовизмерений,хранящихсявбазеданных,на
коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
формирование отчетных документов;
ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений,
осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации
(коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания
питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
сбор и хранение журналов событий счетчиков;
ведение журнала событий ИВК;
синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в
счетчиках электроэнергии;
аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения
параметров и любого изменения данных;
самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий;
дистанционный доступ к компонентам АИИС.
ИВК осуществляет автоматизированный обмен (передачу и получение) результатами
измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка
электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а
также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между
информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями
ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах
80020, 80030 заверенных на АРМ электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для
передачи данных от счетчиков до ИВК;
посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов
ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от уровня
ИИК до уровня ИВК;
посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet;
посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во
внешние системы (основной канал);
посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во
внешние системы (резервный канал).
посредством электронной почты в виде электронных документов XML в
форматах 80020, 80030 для возможности передачи данных от сервера БД на АРМ и во внешние
системы.
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого
времени (СОЕВ), включающая в себя часы ЦСОИ и счетчиков. ЦСОИ получает шкалу времени
UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа ССВ-
1Г. Синхронизация часов ЦСОИ с сервером синхронизации времени происходит при
расхождении более чем на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов ЦСОИ
осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов
счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов ЦСОИ ±1 с.
3
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от
непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации
ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью
пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню
«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в
таблице 1.
обеспечения
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование программного
ac_metrology.dll
не ниже 12.1
(рассчитываемый по алгоритму MD5)
Номер версии (идентификационный номер) програм-
много обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
№ ИК
Наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
1
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ввод-
1 110 кВ 1Т
СЭТ-4ТМ 03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
ССВ-1Г, Рег. № 58301-14
ЦСОИ
2
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ТСН-
1
Не используется
3
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ввод-
2 110 кВ 2Т
СЭТ-4ТМ 03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
4
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ТСН-
2
Не используется
5
Т-0,66У3
Кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег. № 15764-96
Не используется
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
6
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ЗРУ-6
кВ Конденсат-2, 2
СШ 6 кВ, яч.208
ТШЛ-10У3
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 3972-73
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
Таблица 2 – Состав ИК
1
2
5
УССВ/
Сервер
6
4
НКФ-110
Кл.т. 0,5
Ктн = 110000/100
Рег. № 26452-04
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
НКФ-110
Кл.т. 0,5
Ктн = 110000/100
Рег. № 26452-04
3
TG 145-420
Кл.т. 0,5
Ктт = 600/5
Рег. № 15651-96
Т-0,66У3
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 15764-96
TG 145-420
Кл.т. 0,5
Ктт = 600/5
Рег. № 15651-96
Т-0,66У3
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 15764-96
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ЗРУ-6
кВ Конденсат-2, 1
СШ 6 кВ, яч.109
ТСН-1
НАМИ-10-
95УХЛ2
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 20186-00
7
ТОЛ 10-1
Кл.т. 0,5
Ктт = 300/5
Рег. № 15128-96
НАМИ-10-
95УХЛ2
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 20186-00
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
ССВ-1Г, Рег. № 58301-14
ЦСОИ
8
Т-0,66У3
Кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег. № 15764-96
Не используется
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
9
ТОЛ-10-1
Кл.т. 0,5
Ктт = 600/5
Рег. № 15128-96
НАМИ-10-
95УХЛ2
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 20186-00
А1802RALXQ-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
10
ТОЛ 10-1
Кл.т. 0,5
Ктт = 600/5
Рег. № 15128-96
НАМИ-10-
95УХЛ2
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 20186-00
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
11
Т-0,66У3
Кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег. № 15764-96
Не используется
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
12
ТОЛ 10-1
Кл.т. 0,5
Ктт = 600/5
Рег. № 15128-96
НАМИ-10-
95УХЛ2
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 20186-00
А1802RALXQ-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
13
ТОЛ 10-1
Кл.т. 0,5
Ктт = 300/5
Рег. № 15128-96
СЭТ-4ТМ 03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
14
15
4
Продолжение таблицы 2
123456
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ЗРУ-6
кВ Конденсат-2, 2
СШ 6 кВ, яч.216, КЛ
6 кВ ф.Сургут
перевалка-1
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ЗРУ-6
кВ Конденсат-2, 2
СШ 6 кВ, яч.206
ТСН-2
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ЗРУ-6
кВ Конденсат-2, 3
СШ 6 кВ, яч.302, КЛ
6 кВ ф.МУП СРЭС
МО СР
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ЗРУ-6
кВ Конденсат-2, 3
СШ 6 кВ, яч.316, КЛ
6 кВ ф.Сургут
перевалка-2
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ЗРУ-6
кВ Конденсат-2, 3
СШ 6 кВ, яч.309
ТСН-3
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ЗРУ-6
кВ Конденсат-2, 4
СШ 6 кВ, яч.409, КЛ
6 кВ ф.МУП СРЭС
МО СР
ПС 110 кВ
Конденсат-2, ЗРУ-6
кВ Конденсат-2, 4
СШ 6 кВ, яч.415
ЛПУ ЭХЗ
ПС 110 кВ
Бензиновая, ЗРУ-6
кВ Бензиновая, 1
СШ 6 кВ, яч.1.6
ПС 110 кВ
Бензиновая, ЗРУ-6
кВ Бензиновая, 2
СШ 6 кВ, яч.2.6
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 1500/5
Рег. № 2473-69
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 1500/5
Рег. № 2473-69
НАМИ-10-
95УХЛ2
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 20186-00
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № trial-06
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
16
ССВ-1Г, Рег. № 58301-14
ЦСОИ
17
18
ПС 110 кВ
Бензиновая, ввод 0,4
кВ ТСН-1
Не используется
19
ПС 110 кВ
Бензиновая, ввод 0,4
кВ ТСН-2
Не используется
5
Продолжение таблицы 2
123456
ПС 110 кВ
Бензиновая, ЗРУ-6
кВ Бензиновая, 3
СШ 6 кВ, яч.3.6
ПС 110 кВ
Бензиновая, ЗРУ-6
кВ Бензиновая, 4
СШ 6 кВ, яч.4.6
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 1500/5
Рег. № 2473-69
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 1500/5
Рег. № 2473-69
Т-0,66 У3
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 17551-98
Т-0,66 У3
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. № 17551-98
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
А1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
А1802RALXQ-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
А1802RALXQ-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
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 таблицах 3 и 4
метрологических характеристик.
2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов.
Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС
КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится
совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
ИК №№cos
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
1, 3, 6, 7, 9, 10, 12, 13, 0,50
14, 15, 16, 17
0,80
0,87
1,00
2, 4, 5, 8, 11, 18, 190,50
0,80
0,87
1,00
±5,4±2,7
±2,9±4,4
±2,5±5,5
±1,8-
±5,3±2,6
±2,8±4,3
±2,4±5,3
±1,7-
±2,9±1,5
±1,6±2,4
±1,4±3,0
±1,1-
±2,6±1,3
±1,4±2,2
±1,2±2,7
±0,9-
±2,2±1,2
±1,2±1,9
±1,1±2,2
±0,9-
±1,8±1,0
±1,0±1,5
±0,8±1,9
±0,6-
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК №№cos
12
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
W
A
%δ
W
P
%
34
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
W
A
% δ
W
P
%
5 6
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
W
A
% δ
W
P
%
7 8
1, 3, 6, 7, 9, 10, 12, 13, 0,50
14, 15, 16, 17
0,80
0,87
1,00
±5,4±3,0±3,0
±2,9±4,6±1,7
±2,6±5,6±1,5
±1,8-±1,1
±2,0±2,3±1,8
±2,8±1,4±2,3
±3,3±1,2±2,6
-±0,9-
6
Продолжение таблицы 4
12345678
2, 4, 5, 8, 11, 18, 190,50
0,80
0,87
1,00
±5,3±2,9±2,7
±2,8±4,5±1,5
±2,5±5,5±1,3
±1,7-±0,9
±1,9±1,9±1,7
±2,6±1,1±2,1
±3,0±1,0±2,3
-±0,7-
Пределы поправок часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Примечание:
I
2
– сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I
5
– сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I
20
–
сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I
100
– сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I
120
– сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
I
изм
–силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно
номинального тока ТТ;
δ
Wо
A
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
δ
Wо
Р
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
δ
W
A
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
δ
W
P
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
от 5 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25
от 5 до 120
от 90 до 110
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от -40 до +40
от 0 до +40
от +15 до +25
Значение
2
19
30
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
ток, % от I
ном
напряжение, % от U
ном
коэффициент мощности cos
температура окружающего воздуха для счетчиков,
С:
Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
ток, % от I
ном
напряжение, % от U
ном
коэффициент мощности cos
температура окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
-
для сервера
Период измерений активной и реактивной средней мощности и
приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам
Формирование базы данных с указанием времени измерений и
времени поступления результатов
30
Автоматическое
Автоматическое
7
Окончание таблицы 5
12
Глубина хранения информации
Счетчики:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
100
Сервер ИВК:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
–резервный сервер с установленным специализированным ПО;
–резервирование каналов связи между уровнями ИИК и ИВК, и между ИВК и
внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
–счётчика, с фиксированием событий:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике.
– ИВК, с фиксированием событий:
даты начала регистрации измерений;
перерывы электропитания;
программные и аппаратные перезапуски;
установка и корректировка времени;
переход на летнее/зимнее время;
нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и
соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера;
– защита информации на программном уровне:
результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи);
установка пароля на счетчик;
установка пароля на ЦСОИ.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра МПЕК.411711.038.ФО «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
Сургутский завод стабилизации конденсата. Формуляр».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
8
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
ТЛМ-10
Т-0,66У3
ТШЛ-10У3
ТОЛ-10-1
Т-0,66 У3
TG 145-420
ТОЛ 10-1
НТМИ-6-66
НКФ-110
НАМИ-10-95УХЛ2
А1802RALXQ-P4G-DW-4
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ 03М
А1802RALXQ-P4GB-DW-4
АльфаЦЕНТР
ССВ-1Г
МПЕК.411711.038.ФО
Количество,
шт.
8
15
3
2
6
6
8
4
6
3
4
2
3
10
1
1
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики
Счетчики
Счетчики
Счетчики
ИВК
Сервер синхронизации времени
Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии ООО
"Газпром энерго" Сургутский завод
стабилизации конденсата. Формуляр
Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии ООО
"Газпром энерго" Сургутский завод
стабилизации конденсата. Методика поверки
МП-213-RA.RU.310556-2019
1
Поверка
осуществляется по документу МП-213-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
Сургутский завод стабилизации конденсата. Методика поверки», утвержденному ФГУП
«СНИИМ» 30.07.2019.
Основные средства поверки:
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей
измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ»
24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-
14);
- для поверки измерительных компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ
применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при
утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
9
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической
энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» Сургутский завод стабилизации
конденсата». Свидетельство об аттестации методики измерений № 476-RA.RU.311735-2019 от
30.07.2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром
энерго» Сургутский завод стабилизации конденсата
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
Изготовитель
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью «Газпром
энерго» (Инженерно-технический центр ООО «Газпром энерго»)
ИНН 7736186950
Адрес: Российская Федерация, 460000, г. Оренбург, ул. Терешковой, д. 295
Телефон: +7 (3532) 687-126
Факс: +7 (3532) 687-127
Е-mail: info@of.energo.gazprom.ru.
Испытательный центр
Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия
«Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических
измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)
Адрес: 630004, Российская Федерация, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60
E-mail: director@sniim.ru
Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по
проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от
14.01.2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 70567-18 | Система измерительная АСУТП установки закачки солесодержащих стоков тит. 203 АО "ТАНЕКО" | Нет данных | АО "ТАНЕКО", г.Нижнекамск | 2 года | Перейти |
| 39976-08 | Система измерений количества и показателей качества нефти ООО "Янгпур" | Нет данных | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 2852-72 | Компенсаторы автоматические ферродинамические | КСФ-3 | Завод "Теплоприбор", г.Челябинск | Нет данных | Перейти |
| 31715-06 | Преобразователи измерительные цифровые реактивной мощности трехфазного тока | Е 860ЭС-Ц | ООО "Энерго-Союз", Беларусь, г.Витебск | 1 год | Перейти |
| 24760-08 | Амперметры и вольтметры цифровые | Ф1762-АД | ОАО "Приборостроительный завод "Вибратор", г.С.-Петербург | 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