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) ООО "Владимирский стандарт" , ГРСИ 80479-20
Номер госреестра:
80479-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Владимирский стандарт"
Обозначение типа:
Производитель:
Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
811
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение № 14
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «31» декабря 2020 г. № 2333
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Владимирский стандарт»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Владимирский стандарт» (далее - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), включающие
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 2, 3.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий
в себя сервер баз данных (далее – БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее –
АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее – УССВ), программное
обеспечение (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
хранение измерительной информации.
2
Наверхнем–второмуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка
измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации,
оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по
каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате
XML на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее – ОРЭМ).
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз
в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу
TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС»
РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая
охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, принимающим сигналы точного
времени от глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS. УССВ
обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД
проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция
часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты,
секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают время (дата, часы, минуты, секунды)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и
корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули,
указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и
измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными
средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Идентификационные признаки
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО «АльфаЦЕНТР»
Библиотека ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
1
2
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,
указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
3
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Номер ИК
Наименование ИК
Измерительные компоненты
Вид
электро-
энергии
Метрологические
характеристики ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД/
УССВ
Основ-
ная
погреш-
ность, %
Погреш-
ность в
рабочих
усло-
виях, %
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
-/
УССВ-2
Рег.
№ 54074-13
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±2,8
±4,2
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±2,8
±4,2
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±2,8
±4,2
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
активная
реактивная
±1,1
±2,7
±2,8
±4,2
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
12
3
4
5
6
7
8
9
ТП-10 кВ №13-11,
1РУ-10 кВ,
1 СШ 10 кВ, Яч.1
ЗНТОЛП-НТЗ-10
УХЛ2
Кл. т. 0,5S
Ктт 250/5
Рег. № 55601-13
ЗНТОЛП-НТЗ-10
УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/√3:100/√3
Рег. № 55601-13
ТП-10 кВ №13-11,
2РУ-10 кВ,
2 СШ 10 кВ, Яч.7
ЗНТОЛП-НТЗ-10
УХЛ2
Кл. т. 0,5S
Ктт 250/5
Рег. № 55601-13
ЗНТОЛП-НТЗ-10
УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/√3:100/√3
Рег. № 55601-13
ТП-10 кВ №13-12,
3РУ-10 кВ,
1 СШ 10 кВ, Яч.2
ЗНТОЛП-НТЗ-10
УХЛ2
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 55601-13
ЗНТОЛП-НТЗ-10
УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/√3:100/√3
Рег. № 55601-13
ТП-10 кВ №13-12,
4РУ-10 кВ,
2 СШ 10 кВ, Яч.6
ЗНТОЛП-НТЗ-10
УХЛ2
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 55601-13
ЗНТОЛП-НТЗ-10
УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/√3:100/√3
Рег. № 55601-13
4
5
ТП-10 кВ №16-11,
РУ-10 кВ,
1 СШ 10 кВ,
Яч. Ввод №1 10 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
-/
УССВ-2
Рег.
№ 54074-13
6
ТП-10 кВ №16-11,
РУ-10 кВ,
2 СШ 10 кВ,
Яч. Ввод №2 10 кВ
ЗНТОЛП-НТЗ-10
УХЛ2
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 55601-13
ЗНТОЛП-НТЗ-10
УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/√3:100/√3
Рег. № 55601-13
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
7
ТП-10 кВ №13-10,
РУ-0,4 кВ,
1 СШ 0,4 кВ, Яч.6
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
8
ТП-10 кВ №13-10,
РУ-0,4 кВ,
2 СШ 0,4 кВ, Яч.17
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
9
ТП-10 кВ №13-10,
РУ-0,4 кВ,
1 СШ 0,4 кВ, Яч.1
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
10
ТП-10 кВ №13-10,
РУ-0,4 кВ,
2 СШ 0,4 кВ, Яч.21
-
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16
Продолжение таблицы 2
123456789
ЗНТОЛП-НТЗ-10
УХЛ2
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 55601-13
ЗНТОЛП-НТЗ-10
УХЛ2
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/√3:100/√3
Рег. № 55601-13
активная±1,1±2,8
реактивная±2,7±4,2
активная±1,1±2,8
реактивная±2,7±4,2
Т-0,66 У3
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5
Рег. № 52667-13
активная±1,0±3,9
реактивная±2,4±6,6
активная±1,0±3,9
реактивная±2,4±6,6
Т-0,66 М У3
Кл. т. 0,5S
Ктт 500/5
Рег. № 52667-13
Т-0,66 М У3
Кл. т. 0,5S
Ктт 1500/5
Рег. № 52667-13
активная±1,0±3,9
реактивная±2,4±6,6
Т-0,66 М У3
Кл. т. 0,5S
Ктт 1500/5
Рег. № 52667-13
активная±1,0±3,9
реактивная±2,4±6,6
11
КТП-29 10 кВ,
РУ-0,4 кВ,
1 с.ш. 0,4 кВ,
Ввод 0,4 кВ Т-1
ТТ-В100
Кл. т. 0,5
Ктт 2000/5
Рег. № 60939-15
-
Меркурий 234
ARTM-03 PB.R
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
активная±1,0±3,8
реактивная±2,4±6,6
5
Продолжение таблицы 2
123456789
12
КТП-29 10 кВ,
РУ-0,4 кВ,
2 с.ш. 0,4 кВ,
Ввод 0,4 кВ Т-2
ТТ-В100
Кл. т. 0,5
Ктт 2000/5
Рег. № 60939-15
-
Меркурий 234
ARTM-03 PB.R
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
-/
УССВ-2
Рег.
№ 54074-13
активная±1,0±3,8
реактивная±2,4±6,6
13
КТП-29 10 кВ,
РУ-0,4 кВ,
3 с.ш. 0,4 кВ,
Ввод 0,4 кВ Т-3
ТТ-В100
Кл. т. 0,5
Ктт 2000/5
Рег. № 60939-15
-
Меркурий 234
ARTM-03 PBR.R
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 75755-19
активная±1,0±3,8
реактивная±2,4±6,6
14
КТП-29 10 кВ,
РУ-0,4 кВ,
4 с.ш. 0,4 кВ,
Ввод 0,4 кВ Т-4
-
активная±1,0±3,8
реактивная±2,4±6,6
15
КТП-29 10 кВ,
РУ-0,4 кВ,
2 с.ш. 0,4 кВ, яч.12
ТТ-В100
Кл. т. 0,5
Ктт 2000/5
Рег. № 60939-15
ТТИ-30
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5
Рег. № 28139-12
-
Меркурий 234
ARTM-03 PB.R
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
Меркурий 234
ARTM-03 PBR.R
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 75755-19
активная±1,0±3,9
реактивная±2,4±6,6
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с±5
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана: ИК №№ 1-10, 15 – для cos
= 0,8инд, I=0,02·I
ном
; ИК №№ 11-14 – для cos
= 0,8инд, I=0,05·I
ном
и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-15 от минус 30°C до плюс 40°C.
4. Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн – коэффициент трансформации трансформаторов
напряжения, Рег. № – регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. 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 таблице 2
метрологических характеристик.
6. Допускается замена УССВ-2 на аналогичное утвержденного типа.
7. 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.
6
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Наименование характеристики
Значение
1
2
Количество измерительных каналов
15
от 90 до 110
от 2 до 120
от 5 до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
от 49,5 до 50,5
от -60 до +55
от -45 до +40
от -40 до +60
от -10 до +55
от +10 до +30
165000
165000
220000
320000
2
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
- 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
:
для ИК №№ 1-10, 15
для ИК №№ 11-14
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТН,
о
С
- температура окружающей среды для ТТ,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
УССВ-2,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера БД,
о
С
74500
2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики электроэнергии:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12)
для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 (рег. № 64450-16)
для счетчиков Меркурий 234 ARTM-03 PB.R (рег. № 48266-11)
для счетчиков Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R (рег. № 75755-19)
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УССВ-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
70000
1
7
Продолжение таблицы 3
1
2
Глубина хранения информации
Счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее 45
- при отключении питания, лет, не менее 30
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера БД 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 счетчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал сервера БД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и сервере БД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счетчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера БД;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– счетчика;
– сервера БД.
Возможность коррекции времени:
– счетчиков (функция автоматизирована);
– сервера БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 минут (функция автоматизирована);
– сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
8
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Наименование
Тип/Обозначение
Количество,
шт./экз.
ЗНТОЛП-НТЗ-10 УХЛ2
18
Трансформатор тока
Т-0,66 У3
3
Трансформатор тока
Т-0,66 М У3
9
Трансформатор тока
ТТ-В100
12
Трансформатор тока
ТТИ-30
3
СЭТ-4ТМ.03М
6
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
4
3
2
УССВ-2
1
Программное обеспечение
«АльфаЦЕНТР»
1
Методика поверки
МП СМО-2809-2020
1
Паспорт-Формуляр
РЭСС.411711.АИИС.811 ПФ
1
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
2
3
1
Трансформатор тока и напряжения
комбинированный
Меркурий 234
ARTM-03 PB.R
Меркурий 234
ARTM-03 PBR.R
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
статический трехфазный
Счётчик электрической энергии
статический трехфазный
Устройство синхронизации системного
времени
Поверка
осуществляетсяподокументуМПСМО-2809-2020«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
ООО «Владимирский стандарт». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп»
30.09.2020 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»;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) – по документу «Счетчики электрической
энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации.
Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
9
- счетчикиПСЧ-4ТМ.05МК.04(Рег.№trial-16)–подокументу
ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счётчикэлектрической энергиимногофункциональныйПСЧ-
4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ
«Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчики Меркурий 234 ARTM-03 PB.R (Рег. № 48266-11) – по методике поверки
«Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по
эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденной
руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;
- счетчики Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R (Рег. № 75755-19) – по документу РЭ1
26.51.63.130-061-89558048-2018 «Счетчики электрической энергии статические «Меркурий
204», «Меркурий 208», «Mercury 204», «Mercury 208», «Меркурий 234», «Меркурий 238»,
«Mercury 234», «Mercury 238». Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 31.05.2019
г.;
- устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (Рег. № 54074-13) – по
документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного
времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-
Москва» 17 мая 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
- термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. №257-49.
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
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Владимирский стандарт», аттестованном ФБУ
«Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО
«Владимирский стандарт»
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
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
10
Испытательный центр
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
ИНН 3328489050
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: 8 (4922) 22-21-62
Факс: 8 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
Аттестат об аккредитации АО «РЭС Групп» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312736 от 17.07.2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 74808-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "У-УАЗ" в части ГПП 110 кВ "Машзавод 2" | Нет данных | АО "Улан-Удэнский авиационный завод", г.Улан-Удэ | 4 года | Перейти |
| 59319-14 | Система измерительная с датчиками довзрывоопасных концентраций горючих газов и паров | ProSafe-RS (cистема) S4100C и IR400 (датчики) | Фирма "Yokogawa Electric Corporation", Япония | 1 год | Перейти |
| 69095-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Сыктывкарский фанерный завод" | Нет данных | ООО "Спецэнергопроект", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 45367-10 | Система измерительная автоматизированная управления технологическим процессом расходного склада жидкого хлора с установкой испарения на "АВИСМА" филиал ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА" | Нет данных | ООО НПП "ВИУС", г.Пермь | 2 года | Перейти |
| 73375-18 | Система измерительная объемного расхода (объема) природного газа поз. 0052А цеха № 01 НПЗ ОАО "ТАИФ-НК" | Нет данных | ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск | 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