Untitled document

Приложение к свидетельству № 77311

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

коммерческого

ООО «Газпром

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго»

трансгаз Уфа» Полянское ЛПУ МГ КС-4 «Полянская»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Уфа» Полянское ЛПУ МГ

КС-4 «Полянская» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и

реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи

полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:

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 (счетчики),

вторичныеизмерительныецепиитехническиесредстваприема-передачиданных.

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ

приведены в таблицах 2-4.

2-й уровень – информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на

базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного

времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - центр сбора и

обработки информации ООО «Газпром энерго» (ЦСОИ), выполненный на основе серверного

оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного

обеспечения (ПО) из состава ИВК «АльфаЦЕНТР», регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту – Рег. №) 44595-

10. ЦСОИ включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и

автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром

энергосбыт».

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. Измерительная

информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за

период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов

времени 30 мин.

- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet, и далее через линию Ethernet на

УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление

электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и

передача полученных данных спутниковому каналу связи на сервер ООО «Газпром энерго», а

также отображение информации на подключенных к УСПД автоматических рабочих местах.

Лист № 2

Всего листов 9

В случае сбоя работы основного канала связи сервер ООО «Газпром энерго» производит

опрос УСПД по резервным ТЧ и GSM каналам.

На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, её

формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных

документов.

Передача информации в ПАК АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты

ОРЭ осуществляется с сервера по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-

файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент

предоставления результатов измерений, состояния 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,свозможностьюиспользованияэлектронно-цифровойподписичерез

автоматизированные рабочие места АО «Газпром энергосбыт» и ООО «Газпром энерго».

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в

себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени типа УСВ-3, 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. Время УСПД

синхронизировано со временем УССВ, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация

осуществляется при расхождении показаний УССВ и УСПД на ±1 с. Сличение времени часов

счетчиков с временем часов УСПД осуществляется во время сеанса связи, корректировка

времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов УСПД

±1 с. При нарушении в приеме сигналов точного времени УСПД, коррекцию времени в ИВКЭ

и (или) счетчиках может производить уровень ИВК (ЦСОИ).

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД, сервера БД отображают факты

коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины

коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

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.

Идентификационное наименование ПО

MD5

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦентр»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора ПО

Лист № 3

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и

технические характеристики приведены в таблицах 2-4.

ТН

Счетчик

УСПД/УССВ

ПС 110 кВ

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 1 СШ 10

кВ, яч.11

ТЛО-10

75/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

RTU-327

Рег. №

41907-09

УСВ-3

Рег. №

64242-16

ТТ

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ

Номер и

наименование ИК

ПС 110 кВ

ТЛО-10

Полянская, ЗРУ- 75/5

10 кВ, 1 СШ 10Кл.т. 0,5

кВ, яч.5

Рег. № 25433-08

VRQ3n/S2

(1)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № trial-12

ПС 110 кВ

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 1 СШ 10

кВ, яч.7

ПС 110 кВ

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 1 СШ 10

кВ, яч.9

ТЛО-10

75/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

ТЛО-10

75/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

VRQ3n/S2

(1)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

VRQ3n/S2

(1)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

VRQ3n/S2

(1)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

ПС 110 кВ

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 1 СШ 10

кВ, яч.13

ПС 110 кВ

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 1 СШ 10

кВ, яч.17

ПС 110 кВ

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 2 СШ 10

кВ, яч.6

ПС 110 кВ

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 2 СШ 10

кВ, яч.8

ПС 110 кВ

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 2 СШ 10

кВ, яч.10

ПС 110 кВ

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 2 СШ 10

кВ, яч.12

ТЛО-10

75/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

ТЛО-10

200/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

ТЛО-10

75/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

ТЛО-10

75/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

ТЛО-10

75/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

ТЛО-10

75/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

VRQ3n/S2

(1)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

VRQ3n/S2

(1)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

VRQ3n/S2

(2)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

VRQ3n/S2

(2)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

VRQ3n/S2

(2)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

VRQ3n/S2

(2)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

Лист № 4

Всего листов 9

RTU-327

Рег. №

41907-09

УСВ-3

Рег. №

64242-16

Продолжение таблицы 2

ПС 110 кВA

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 2 СШ 10

кВ, яч.14

ПС 110 кВA

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 2 СШ 10

кВ, яч.16

ПС 110 кВA

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 2 СШ 10

кВ, яч.18

ПС 110 кВA

Полянская, ЗРУ-

10 кВ, 2 СШ 10

кВ, яч.20

ТЛО-10

75/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

ТЛО-10

75/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

ТЛО-10

75/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

ТЛО-10

75/5

Кл.т. 0,5

Рег. № 25433-08

VRQ3n/S2

(2)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

VRQ3n/S2

(2)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

VRQ3n/S2

(2)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

VRQ3n/S2

(2)

10000/100

Кл.т. 0,5

Рег. № 21988-01

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

Алибаев Г.Х.,

Ввод 0,4 кВ

РУ-0,4 кВ, ИПA

15B-

AТШП-0,66Меркурий 234

400/5 ARTM-03 PB.G

Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 64182-16 Рег. № 48266-11

Примечания:

1 Допускается замена ТТ, ТН, 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 3,

метрологических характеристик.

2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС

КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

4 Допускается изменение наименования измерительных каналов без изменения объекта

измерений. Изменение оформляется техническим актом в установленном на предприятии-

владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с описанием типа АИИС

КУЭ как его неотъемлемая часть.

(1)

– Указанные трансформаторы напряжения подключены к шести счетчикам измерительных

каналов №№ 1-6.

(2)

–Указанныетрансформаторынапряженияподключеныквосьмисчетчикам

измерительных каналов №№ 7-14.

Таблица 3 — Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

cos

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении активной электрической энергии в нормальных условиях

эксплуатации АИИС КУЭ (±δ) %, при доверительной вероятности

равной 0,95

20%

100%

123

1-14 1,0-

0,9-

(ТТ 0,5, ТН 0,5

0,8-

Счетчик 0,5S)

0,5-

4 5 6

1,8 1,2 1,0

2,5 1,5 1,2

2,9 1,7 1,3

5,5 3,0 2,3

Лист № 5

Всего листов 9

(ТТ 0,5S, ТН -

Счетчик 0,5S)

Продолжение таблицы 3

Номер ИК

cos

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях

эксплуатации АИИС КУЭ (±δ) %, при доверительной вероятности

равной 0,95

20%

100%

1-14

(ТТ 0,5, ТН 0,5

Счетчик 1,0)

Номер ИК

2 3 4 5 6

0,9 - 5,6 3,1 2,4

0,8 - 4,6 2,6 2,1

0,5 - 2,7 1,8 1,5

cos

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении активной электрической энергии в рабочих условиях

эксплуатации АИИС КУЭ (±δ), %, при доверительной вероятности

равной 0,95

20%

100%

1-14

(ТТ 0,5, ТН 0,5

Счетчик 0,5S)

Номер ИК

1,0-2,31,71,6

0,9-2,92,01,8

0,8-3,22,21,9

0,5-5,73,42,7

cos

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях

эксплуатации АИИС КУЭ (±δ) %, при доверительной вероятности

равной 0,9

20%

100%

1-14

(ТТ 0,5, ТН 0,5

Счетчик 1,0)

Номер ИК

0,9-6,54,54,1

0,8-5,64,13,8

0,5-4,13,53,4

cos

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении активной электрической энергии в нормальных условиях

эксплуатации АИИС КУЭ (±δ) %, при доверительной вероятности

равной 0,95

20%

100%

Номер ИК

2 3 4 5 6

1,0 2,0 1,0 0,8 0,8

0,9 2,6 1,4 1,0 1,0

0,8 2,9 1,6 1,1 1,1

0,5 5,4 2,8 1,9 1,9

cos

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях

эксплуатации АИИС КУЭ (±δ) %, при доверительной вероятности

равной 0,95

20%

100%

15 0,9 5,5 3,1 2,1 2,1

(ТТ 0,5S, ТН -

0,8 4,5 2,6 1,8 1,8

Счетчик 1,0)

0,5 2,9 1,7 1,3 1,3

Лист № 6

Всего листов 9

(ТТ 0,5S, ТН -

Счетчик 0,5S)

Продолжение таблицы 3

Номер ИК

cos

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении активной электрической энергии в рабочих условиях

эксплуатации АИИС КУЭ (±δ) %, при доверительной вероятности

равной 0,95

20%

100%

Номер ИК

1,02,41,61,51,5

0,92,91,91,71,7

0,83,22,11,81,8

0,55,63,22,42,4

cos

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях

эксплуатации АИИС КУЭ (±δ) %, при доверительной вероятности

равной 0,95

20%

100%

150,96,44,53,93,9

(ТТ 0,5S, ТН -0,85,54,13,73,7

Счетчик 1,0)

0,54,23,53,43,4

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с ±5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности Р = 0,95.

от 90 до 110

от 1 (5) до 120

0,5

инд

до 0,8

емк

от -45 до +40

Значение

от 98 до 102

от 100 до 120

0,9

от +21 до +25

от +5 до +40

от +10 до +30

Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество ИК

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от Uном

- ток, % от Iном

- коэффициент мощности

- температура окружающей среды, °С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от Uном

- ток, % от Iном

- коэффициент мощности, cosφ

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, °С

- температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С

- температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

165000

Лист № 7

Всего листов 9

Продолжение таблицы 4

для счетчиков Меркурий 234:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее220000

среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 2

для RTU-327:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее35000

среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 24

для УСВ-3:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее45000

среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее50000

среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 1

Глубина хранения информации:

счетчики СЭТ-4ТМ.03М.01:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее113

при отключении питания, лет, не менее 10

счетчики Меркурий 234:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее 45

при отключении питания, лет, не менее 10

УСПД RTU-327:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее45

при отключении питания, лет, не менее 5

сервер:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее3,5

Надежность системных решений обеспечивается:

− резервированием питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

− резервированием каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

в журнале событий счетчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике.

журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчетчика;

промежуточные клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера БД.

защита информации на программном уровне:

результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой

подписи);

установка пароля на счетчик;

установка пароля на УСПД;

установка пароля на сервер БД.

Лист № 8

Всего листов 9

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

СЭТ-4ТМ.03М.01

Обозначение

ТЛО-10

ТШП-0,66

VRQ3n/S2

Количество, шт.

Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

многофункциональный

Счетчик электрической энергии статический

трехфазный

Устройство сбора и передачи данных

Устройство синхронизации системного времени

ИВК

ПО

Паспорт-формуляр

Методика поверки

Меркурий 234 ARTM-03

PB.G

RTU-327

УСВ-3

ЦСОИ ООО «Газпром

энерго»

АльфаЦентр

МРЕК.411711.117.ФО

МП КЦСМ-188-2020

Поверка

осуществляетсяподокументуМПКЦСМ-188-2020«Системаавтоматизированная

информационно-измерительная коммерческогоtrial электроэнергии(АИИСКУЭ)

ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Уфа» Полянское ЛПУ МГ КС-4 «Полянская».

Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 21.02.2020 г.

Основные средства поверки:

ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

ТН по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения

6√3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-88 «ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

Счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01 – по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по

эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ

ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

Счетчик «Меркурий 234» – по документу: «Счетчики электрической энергии

статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г.

Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в

2011 г.;

УСПД RTU-327 – по документу «Устройства сбора и передачи данных серии

RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва»

от 01.07.2016 г.;

УСВ-3 – по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации

времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 27008-04).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Лист № 9

Всего листов 9

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС

КУЭ ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Уфа» Полянское ЛПУ МГ КС-4

«Полянская»», аттестованном ООО «Альфа-Энерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311785

от 15.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. 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

Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр

стандартизации, метрологии и испытаний в Курской области» (ФБУ «Курский ЦСМ»)

Адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а

Телефон: +7 (4712) 53-67-74

E-mail:

kcsms@sovtest.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Курский ЦСМ» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа RA.RU.311913 от 24.10.2016 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииА.В. Кулешов

М.п.« ___ » _______________ 2020 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru