Приложение к свидетельству № 77009
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Харампурнефтегаз»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Харампурнефтегаз» (далее – АИИС КУЭ) предназначена
для измерений активной и реактивной электроэнергии, 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 сбора и хранения данных (сервер) с программным комплексом (ПК) «УЧЕТ
ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»,радиочасы,каналообразующуюаппаратуру,автоматизированное
рабочее место (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и
разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровойсигналсвыходовсчетчиковприпомощитехническихсредств
приема-передачи данных поступает на соответствующие УСПД, где осуществляется обработка
измерительной информации, формирование, хранение и передача полученных данных, а также
отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД передается при помощи технических
средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка
измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей
информации, оформление отчетных документов.
Лист № 2
Всего листов 11
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов
установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном
информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Один раз в сутки сервер автоматически формирует файл отчета с результатами
измерений в виде xml-файлов установленных форматов. Файл с результатами измерений по
электронной почте автоматически направляется от сервера на АРМ ООО «РН-Энерго».
Передача информации от АРМ ООО «РН-Энерго» в программно-аппаратный комплекс
АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, 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 установленных форматов в соответствии с приложением
11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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, радиочасы.
Сравнение показаний часов сервера с единым координированным временем UTC
(обеспечивается подключенными к нему радиочасами) осуществляется не реже 1 раза в сутки,
корректировка часов сервера производится при расхождении с радиочасами на величину более
±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется не реже 1 раза в су-
тки, корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД и ча-
сов сервера на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется не реже 1 раза в
сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов
счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в
соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является
кодированиеданных,обеспечиваемоепрограммнымисредствамиПК«УЧЕТ
ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Уровень
защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений –
«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 11
Reports2.exe
2
Значение
Account.exe
3.01.91.9
Цифровой идентификатор
ПО
07E588A4636
97A9229B4A
4E02385BD54
Таблица 1 – Идентификационные данные ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»
Идентификационные дан-
ные (признаки)
Идентификационное на-AtsImpServiceDataCa
именование ПО Exp.exe pture.exe
Номер версии (идентифи-
кационный номер) ПО
441FAA98D1A690894B54AB42BD86D02A
24CA27E2F6E 29D9B29D711 EEACE89A7A0
6EF74DE310F A1E0A1C931 14D2982E26
Алгоритм вычисления циф-
рового идентификатора ПО
md5
Лист № 4
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Измерительные компоненты
Вид
электри-
ческой
энергии
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
мер
Но-
НаименованиеСервер/
ИК
точки измерений
ТТ ТН Счетчик УСПД
Радиочасы
Метрологические характе-
ристики ИК
ГраницыГраницы до-
допускае- пускаемой
мой основ-относитель-
ной относи- ной погреш-
тельной по- ности в рабо-
грешности чих условиях
(±δ), %(±δ), %
910
8
Актив-
ная
1,13,0
2,34,7
Реак-
тивная
Актив-
ная
1,13,0
2,34,7
Харампурская,
1СШ 6 кВ, яч.4
Кл.т. 0,5
1500/5
НОМ-6
Рег. № 159-49
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
Реак-
тивная
Актив-
ная
1,13,0
2,34,7
Харампурская,
ввод 6 кВ ТСН-1
ОЛ 10ХЛ
300/5
НОМ-6
Рег. № 159-49
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
Рег. №
1234567
ПС 110 кВ Южно- ТОЛ-35 III-IV ЗНОМ-36-65
Харампурская,Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.03МОмь-40
1 ОРУ-35 кВ 1СШ 35 400/5 35000/√3/100/√3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №
кВ, ВЛ-35 кВ Юж- Рег. № 34016-07Рег. № 912-70Рег. № 36697-12 19815-00
ная-1Фазы: А; СФазы: А; В; С
ПС 110 кВ Южно-ТОЛ-35 III-IVЗНОМ-36-65
Харампурская,Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.03МОмь-40
2 ОРУ-35 кВ 1СШ 35400/535000/√3/100/√3Кл.т. 0,2S/0,5Рег. №HP ProLiant
кВ, ВЛ-35 кВ Та- Рег. № 34016-07 Рег. № 912-70 Рег. № 36697-12 19815-00 DL380 G5
ежная-1Фазы: А; СФазы: А; В; С
ПС 110 кВ Южно-
ТОЛ 10ХЛЗ
Кл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М
Омь-40
МИР РЧ-01
3
ЗРУ-6 кВ КНС-18,
Рег. № 7069-82
6000/√3/100/√3
Рег. № 36697-17
19815-00
27008-04
Фазы: А; В; СФазы: А; С
ПС 110 кВ Южно-
Т
Кл.т. 0,5
З
Кл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М
Омь-40
4
ЗРУ-6 кВ КНС-18,
Рег. № 7069-82
6000/√3/100/√3
Рег. № 36697-17
19815-00
Фазы: А; СФазы: А; С
Реак-
тивная
Актив-
ная
Реак-
тивная
1,13,0
2,34,7
Лист № 5
Всего листов 11
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
Омь-40
Рег. №
19815-00
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
Омь-40
Рег. №
19815-00
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
Омь-40
Рег. №
19815-00
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
Омь-40
Рег. №
19815-00
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
Омь-40
Рег. №
19815-00
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
Омь-40
Рег. №
19815-00
5
6
78910
Trial-
ная1,13,0
Реак-2,34,7
тивная
Актив-
ная1,13,0
7
2СШ 6 кВ, яч.13
Кл.т. 0,5
1500/5
8
Кл.т. 0,5
300/5
Рег. № 7069-82
Продолжение таблицы 2
123
ПС 110 кВ Южно- ТОЛ-35 III-IV
Харампурская, Кл.т. 0,5S
5ОРУ-35 кВ 2СШ400/5
35 кВ, ВЛ-35 кВРег. № 34016-07
Южная-2 Фазы: А; С
ПС 110 кВ Южно- ТОЛ-35 III-IV
Харампурская, Кл.т. 0,5S
6ОРУ-35 кВ 2СШ300/5
35 кВ, ВЛ-35 кВ Рег. № 34016-07
Таежная-2 Фазы: А; С
ПС 110 кВ Южно-
ТОЛ 10ХЛЗ
Харампурская,
ЗРУ-6 кВ КНС-18
Рег. № 7069-82
Фазы: А; В; С
ПС 110 кВ Южно-
ТОЛ 10ХЛЗ
Харампурская,
ЗРУ-6 кВ КНС-18,
ввод 6 кВ ТСН-2
Фазы: А; С
ПС 110 кВ Харам- ТОЛ-35
пурская,Кл.т. 0,5S
9ОРУ-35 кВ 1СШ 300/5
35 кВ, ВЛ-35 кВРег. № 21256-07
Пионерская-1 Фазы: А; С
ПС 110 кВ Харам-ТОЛ-35
пурская, Кл.т. 0,5S
10ОРУ-35 кВ 1СШ400/5
35 кВ, ВЛ-35 кВ Рег. № 21256-07
Волжская 1 Фазы: А; С
4
ЗНОМ-36-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-70
Фазы: А; В; С
ЗНОМ-36-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-70
Фазы: А; В; С
НОМ-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 159-49
Фазы: А; С
НОМ-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 159-49
Фазы: А; С
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-05
Фазы: АВС
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-05
Фазы: АВС
Реак-2,34,7
тивная
Актив-
ная1,13,0
HP ProLiant
DL380 G5 Реак-2,34,7
тивная
МИР РЧ-01
Актив-
Рег. №ная1,13,0
27008-04
Реак-2,34,7
тивная
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,7
тивная
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,7
тивная
Лист № 6
Всего листов 11
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
Омь-40
Рег. №
19815-00
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
Омь-40
Рег. №
19815-00
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
Омь-40
Рег. №
19815-00
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
Омь-40
Рег. №
19815-00
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
6000/100
Рег. № 11094-87
Фазы: АВС
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
Омь-40
Рег. №
19815-00
HP ProLiant
DL380 G5
МИР РЧ-01
Рег. №
27008-04
5
6
7
11
яч.13
Кл.т. 0,5
1500/5
8910
Актив-
ная1,02,9
12
ТСН-1
Кл.т. 0,5
300/5
Реак-2,04,6
тивная
Актив-
ная1,02,9
Реак-2,04,6
тивная
Актив-
ная1,13,0
4
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
6000/100
Рег. № 11094-87
Фазы: АВС
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
6000/100
Рег. № 11094-87
Фазы: АВС
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-05
Фазы: АВС
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-05
Фазы: АВС
Реак-2,34,7
тивная
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,7
тивная
15
яч.4
Фазы: А
Продолжение таблицы 2
123
ПС 110 кВ Харам-
ТОЛ 10ХЛЗ
пурская, ЗРУ-6 кВ
КНС-16 1СШ 6 кВ,
Рег. № 7069-82
Фазы: А; С
ПС 110 кВ Харам-
ТОЛ 10ХЛЗ
пурская, ЗРУ-6 кВ
КНС-16, ввод 6 кВ
Рег. № 7069-82
Фазы: А; С
ПС 110 кВ Харам-ТФЗМ-35А-У1
пурская, Кл.т. 0,5
13ОРУ-35 кВ 2СШ300/5
35 кВ, ВЛ-35 кВРег. № 3690-73
Пионерская-2 Фазы: А; С
ПС 110 кВ Харам-ТОЛ-35
пурская, Кл.т. 0,5S
14ОРУ-35 кВ 2СШ400/5
35 кВ, ВЛ-35 кВ Рег. № 21256-07
Волжская 2 Фазы: А; С
ТОЛ 10ХЛЗ
Кл.т. 0,5
1500/5
ПС 110 кВ Харам-
Рег. № 7069-82
пурская, ЗРУ-6 кВ
КНС-16 2СШ 6 кВ,
ТВЛ-10
Кл.т. 0,5
1500/5
Рег. № 1856-63
Фазы: С
Актив-
ная1,02,9
Реак-2,04,6
тивная
Лист № 7
Всего листов 11
16
ТСН-2
300/5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Омь-40
Рег. №
DL380 G5
Рег. №
Кл.т. 0,5ная
1,0
Кл.т. 0,22,9
Продолжение таблицы 2
12345678910
ПС 110 кВ Хара
м
-
ТОЛ 10ХЛЗ НАМИ-10
HP ProLiant
Актив-
пурская, ЗРУ-6 кВ
КНС-16, ввод 6 кВ
Рег. № 7069-82 Рег. № 11094-87 Рег. № 36697-17 19815-00
МИР РЧ-01
Реак-2,04,6
Фазы: А; СФазы: АВС
27008-04
тивная
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
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 указана для ИК №№ 1, 2, 5, 6, 9, 10, 14 для тока 2 % от I
ном
, для остальных ИК для тока
5 % от I
ном
, cos
j
= 0,8инд.
4Допускается 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, радиочасов на аналогичные утвержденных типов. Допускается замена сервера
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.
Лист № 8
Всего листов 11
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
165000
2
220000
2
55000
2
55000
2
Значение
2
16
от 1 до 120
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25
от 0 до +30
от +10 до +30
70536
1
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 1, 2, 5, 6, 9, 10, 14
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 1, 2, 5, 6, 9, 10, 14
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и
УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 36697-12):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 36697-17):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для радиочасов:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
при отключении питания, лет, не менее
113
10
Лист № 9
Всего листов 11
Продолжение таблицы 3
12
для УСПД:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее45
при отключении питания, лет, не менее 5
для сервера:
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: информацияорезультатахизмеренийможет
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
-
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
-
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (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.
Лист № 10
Всего листов 11
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока измерительные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Контроллеры
Радиочасы
Сервер
Методика поверки
Формуляр
ТОЛ-35 III-IV
ТОЛ 10ХЛЗ
ТФЗМ-35А-У1
ТОЛ-35
ТВЛ-10
ЗНОМ-36-65
НОМ-6
НАМИ-35 УХЛ1
НАМИ-10
СЭТ-4ТМ.03М
Омь-40
МИР РЧ-01
HP ProLiant DL380 G5
МП ЭПР-233-2020
РН.770652.001.ФО
Количество,
шт./экз.
8
15
2
6
1
6
4
2
2
16
2
1
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМПЭПР-233-2020«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
ООО «Харампурнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»
05.02.2020 г.
Основные средства поверки:
-
в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИ-
ИС КУЭ;
-
радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде 46656-11);
-
анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
-
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.
с использованием
об аттестации
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии
АИИСКУЭООО«Харампурнефтегаз»,свидетельство
№ 266/RA.RU.312078/2020.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Харампурнефтегаз»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
Лист № 11
Всего листов 11
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «РН-Энерго» (ООО «РН-Энерго»)
ИНН 7706525041
Адрес: 143402, Московская обл., г. Красногорск, ул. Международная, д. 14, секция 5-001
Телефон: (495) 777-47-42
Факс: (499) 576-65-96
Web-сайт:
E-mail:
Испытательный центр
Обществосограниченнойответственностью«ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская,
д. 57, офис 19
Телефон: (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.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.