Приложение к свидетельству № 75900
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой»
УГП-5
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-5 (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, многоуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из трех уровней:
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 электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации
системного времени, автоматизированные рабочие места оператора, программное обеспечение
(ПО) и технические средства приема-передачи данных;
3-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
автоматизированные рабочие места ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, ИВКЭ, 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.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
-
один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов
измерений;
-
хранение результатов измерений в базе данных;
-
передачу результатов измерений в ИВК.
-
синхронизацию (коррекцию) времени в УСПД и коррекцию времени в счетчиках;
Лист № 2
Всего листов 9
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;
-
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 и УСПД;
-
аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения
параметров и любого изменения данных;
-
самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический 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 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 УСПД;
-
посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов
ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от УСПД
до уровня ИВК;
-
посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи
данных с сервера баз данных на АРМ;
-
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).
Лист № 3
Всего листов 9
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени
(СОЕВ), включающая в себя часы ЦСОИ, УСПД и счетчиков. ЦСОИ получает шкалу времени
UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа.
Синхронизация часов ЦСОИ с сервером синхронизации времени происходит при расхождении
более чем на ±1 с. УССВ-2 осуществляет прием и обработку сигналов GPS/ГЛОНАСС по которым
осуществляет постоянную синхронизацию собственных часов со шкалой времени UTC(SU) и часов
УСПД с периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. Синхронизация часов УСПД с УССВ-2
происходит при расхождении более чем на ±1 с. При каждом опросе счетчиков УСПД определяет
поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по ±2 с (параметр
настраиваемый), то формирует команду синхронизации. Журналы событий счетчиков, УСПД и
сервера ЦСОИ отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и
после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано
устройство. При нарушении в приеме сигналов точного времени УСПД, коррекцию времени в
ИВКЭ и (или) счетчиках может производить уровень ИВК (ЦСОИ). В случае выхода из строя
сервера синхронизации времени утвержденного типа источником точного времени могут
выступать сервера NTP ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава государственного первичного эталона
времени (ntp1.vniiftri.ru, ntp2.vniiftri.ru, ntp3.vniiftri.ru).
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяПО«АльфаЦЕНТР».УровеньзащитыПОот
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.
не ниже 12.1
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
обеспечения
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование программного
ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер)
программного обеспечения
Цифровой идентификатор программного
обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
ТТ
ТН
Счетчик
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
AS1440-512-
RAL-P3W-B
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48535-17
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
AS1440-512-
RAL-P3W-B
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48535-17
УСПД RTU-327
Рег № 41907-09;
УССВ-2
Рег № 54074-13;
ЦСОИ
Таблица 2 – Состав ИК
4
5
УСПД/УССВ/
Сервер
6
№Наименование
ИК ИК
12
ПС 110 кВ
УГП-5,
1 ЗРУ 6 кВ,
1СШ 6 кВ,
яч.3
ПС 110 кВ
УГП-5,
2ЗРУ 6 кВ,
1СШ 6 кВ,
яч.11
3
ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 100/5
Рег. №
25433-03
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег. №
2473-00
Лист № 4
Всего листов 9
3
ПС 110 кВ
УГП-5, ЗРУ 6
кВ, 1СШ 6 кВ,
яч.13
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
AS1440-512-
RAL-P3W-B
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48535-17
4
ПС 110 кВ
УГП-5, ЗРУ 6
кВ, 1СШ 6 кВ,
яч.17
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
AS1440-512-
RAL-P3W-B
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48535-17
5
ПС 110 кВ
УГП-5, ЗРУ 6
кВ, 1СШ 6 кВ,
яч.19
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
A1802RL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
6
ПС 110 кВ
УГП-5, ЗРУ 6
кВ, 2СШ 6 кВ,
яч.12
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
AS1440-512-
RAL-P3W-B
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48535-17
7
ПС 110 кВ
УГП-5, ЗРУ 6
кВ, 2СШ 6 кВ,
яч.14
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
A1802RL-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
8
ПС 110 кВ
УГП-5, ЗРУ 6
кВ, 2СШ 6 кВ,
яч.16
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
AS1440-512-
RAL-P3W-B
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 48535-17
9
ПС 110 кВ
УГП-5, ЗРУ 6
кВ, 2СШ 6 кВ,
яч.18
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
A1802RAL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
10
ПС 110 кВ
УГП-5, ЗРУ 6
кВ, 1СШ 6 кВ,
яч.10
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
EA05RL-P1-B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97
УСПД RTU-327
Рег № 41907-09;
УССВ-2
Рег № 54074-13;
ЦСОИ
Продолжение таблицы 2
1
2
4
5
6
3
ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег. №
1856-63
ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. №
1856-63
ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 400/5
Рег. №
25433-03
ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 150/5
Рег. №
1856-63
ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 100/5
Рег. №
1856-63
ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 300/5
Рег. №
1856-63
ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 400/5
Рег. №
25433-03
ТЛО-10
Кл.т. 0,2S
Ктт = 150/5
Рег. №
25433-03
Лист № 5
Всего листов 9
11
ПС 110 кВ
УГП-5, ЗРУ 6
кВ, 1СШ 6 кВ,
яч.15
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
Ктн = 6000/100
Рег. № 2611-70
EA05RL-P1-B-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 16666-97
Окончание таблицы 2
1
2
4
5
3
ТВЛМ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег. №
1856-63
6
УСПД RTU-327
Рег № 41907-09;
УССВ-2
Рег № 54074-13;
ЦСОИ
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.
2Допускается замена УСПД и 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
cos
j
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
0,50
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
±2,1±1,6
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
±1,7±1,4
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
±1,4±1,0
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
±1,4±1,0
ИК
№№
5, 9
0,80±1,3±2,0
0,87±1,3±2,3
1,00±1,0-
1, 100,50±2,3±2,0
0,80±1,7±2,4
0,87±1,6±2,6
1,00±1,4-
70,50--
0,80--
0,87--
1,00--
2, 3, 4, 0,50 -
-6, 8, 11
0,80 -
-
0,87 - -
1,00--
±1,1±1,7±0,9
±1,0±1,9±0,8
±0,8-±0,7
±1,9±1,9±1,5
±1,4±2,1±1,1
±1,4±2,3±1,0
±0,9-±0,9
±5,4±2,7±2,9
±2,9±4,4±1,6
±2,5±5,5±1,4
±1,8-±1,1
±5,5±3,0±3,0
±3,0±4,6±1,7
±2,7±5,6±1,5
±1,8-±1,2
±1,3±0,9±1,3
±1,5±0,8±1,5
-±0,7-
±1,3±1,5±1,3
±1,6±1,1±1,6
±1,8±1,0±1,8
-±0,9-
±1,5±2,2±1,2
±2,4±1,2±1,9
±3,0±1,1±2,2
-±0,9-
±1,8±2,3±1,5
±2,6±1,4±2,1
±3,1±1,2±2,4
-±1,0-
Лист № 6
Всего листов 9
cos
j
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
0,50
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
W
A
%δ
W
P
%
±2,2±2,1
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
W
A
%δ
W
P
%
±1,7±1,9
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
W
A
%δ
W
P
%
±1,5±1,7
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
W
A
% δ
W
P
%
±1,5±1,7
ИК
№№
5, 9
0,80±1,5
0,87±1,4
1,00±1,2
1, 100,50±2,7
0,80±2,1
0,87±2,1
1,00±2,0
70,50-
0,80-
0,87-
1,00-
2, 3, 4, 0,50 -
6, 8, 11
0,80 -
0,87 -
1,00-
±2,4±1,2
±2,7±1,2
-±0,8
±3,2±2,3
±3,5±2,0
±3,7±1,9
-±1,2
-±5,4
-±2,9
-±2,6
-±1,8
-±5,7
-±3,3
-±3,0
-±2,0
±2,2±1,1±1,9
±2,3±1,0±2,1
-±0,8-
±3,2±2,1±3,0
±3,4±1,7±3,1
±3,5±1,7±3,2
-±1,2-
±3,0±3,0±2,0
±4,6±1,7±2,8
±5,6±1,5±3,3
-±1,1-
±4,0±3,3±3,2
±5,3±2,2±3,7
±6,2±2,0±4,1
-±1,4-
±1,1±1,9
±1,0±2,1
±0,8-
±2,1±3,0
±1,7±3,1
±1,7±3,2
±1,2-
±2,3±1,8
±1,4±2,3
±1,2±2,6
±0,9-
±2,6±3,1
±1,9±3,4
±1,8±3,6
±1,3-
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 (2)5 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25
Значение
2
11
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
j
температура окружающего воздуха для счетчиков,
°
С:
Лист № 7
Всего листов 9
от (2)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
100
3,5
2
30
30
Автоматическое
Автоматическое
Окончание таблицы 5
1
Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
-
ток, % от I
ном
-
напряжение, % от U
ном
-
коэффициент мощности cos
j
температура окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков и УСПД
-
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
Глубина хранения информации
Счетчики:
-
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
Сервер ИВК:
-
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
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 ИВКЭ 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:
Лист № 8
Всего листов 9
-
результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи);
-
установка пароля на счетчик;
-
установка пароля на УСПД;
-
установка пароля на ЦСОИ.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра $project ФО «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-5. Формуляр».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность средств измерений
Обозначение
ТЛМ-10
ТЛО-10
ТВЛМ-10
НТМИ-6-66
A1802RL-P4GB-DW-4
EA05RL-P1-B-4
AS1440-512-RAL-P3W-B
A1802RL-P4G-DW-4
A1802RAL-P4G-DW-4
RTU-327
АльфаЦЕНТР
УССВ-2
МРЕК.411711.053.4.ФО
Количество, шт.
2
10
12
2
1
2
6
1
1
1
1
1
1
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики
Счетчики
Счетчики
Счетчики
Счетчики
УСПД
ИВК
СОЕВ
Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета
электроэнергии ООО "Газпром
энерго" ООО "Газпром добыча
Уренгой" УГП-5. Формуляр
Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета
электроэнергии ООО "Газпром
энерго" ООО "Газпром добыча
Уренгой" УГП-5. Методика
поверки
МП-218-RA.RU.310556-2019
1
Поверка
осуществляется по документу МП-218-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
ООО«ГазпромдобычаУренгой»УГП-5.Методикаповерки»,утвержденному
ФГУП «СНИИМ» 12.08.2019 г.
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);
Лист № 9
Всего листов 9
- 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.
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» ООО «Газпром добыча Уренгой»
УГП-5» Свидетельство об аттестации методики измерений № 482-RA.RU.311735-2019от
12.08.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром
энерго» ООО «Газпром добыча Уренгой» УГП-5
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: 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
Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный
ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии»
(ФГУП «СНИИМ»)
Адрес: 630004, 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 ФГУП «Trial» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru