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 филиала "Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса" АО "Интер РАО - Электрогенерация" -, ГРСИ 81305-21
Номер госреестра:
81305-21
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса" АО "Интер РАО - Электрогенерация"
Обозначение типа:
-
Производитель:
Общество с ограниченной ответственностью Управляющая компания "Рус-ЭнергоМир" (ООО УК "РусЭнерго-Мир"), г. Новосибирск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
1
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «29» марта 2021 г. №425
Лист № 1
Регистрационный № 81305-21Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
коммерческого
Г. Бориса» АО
Система автоматизированная информационно-измерительная
учета электроэнергии филиала «Северо-Западная ТЭЦ им. А.
«Интер РАО-Электрогенерация»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии филиала «Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса» АО «Интер РАО-
Электрогенерация» (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.
АИИС КУЭ состоит из двух 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 (ИВК), выполненный на
основесерверногооборудованияпромышленногоисполненияиработающегопод
управлением программного обеспечения из состава ПК «Энергосфера». ИВК включает в себя
каналообразующую аппаратуру, серверы (основной и резервный) и автоматизированные
рабочие места.
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 осуществляет:
один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов
измерений;
Лист № 2
Всего листов 9
хранение результатов измерений в базе данных;
передачу результатов измерений в ИВК.
синхронизацию (коррекцию) времени в серверах и коррекцию времени в счетчиках;
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;
перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, 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;
аппаратнуюипрограммнуюзащитуотнесанкционированногоизменения
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
информационнымисистемамисубъектовоптовогорынкаиинфраструктурными
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, ВОЛС и преобразователя интерфейса RS-485 в
Ethernet (основной и резервный канал) для передачи данных от счетчиков до ИВК;
посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи
данных с сервера баз данных на АРМ;
посредством наземного канала связи Ethernet для передачи данных от уровня ИВК
во внешние системы (основной канал);
посредством наземного канала связи Ethernet для передачи данных от уровня ИВК
во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого
времени (СОЕВ), включающая в себя часы серверов и счетчиков. Сервера получают шкалу
времени UTC(SU) в постоянном режиме от у
с
т
р
о
й
с
т
ва
с
ин
х
р
о
ни
з
ации
ч
а
с
т
о
т
ы
и
вр
еме
ни
Метроном версии 300 (УССВ). Синхронизация часов серверов с УССВ происходит
при расхождении времени более чем на ±1 с. При каждом опросе счетчиков сервер определяет
поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по ±2 с
(параметр настраиваемый), то формирует команду синхронизации. Журналы событий
счетчиков и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией
времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было
скорректировано устройство.
Лист № 3
Всего листов 9
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в
виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр.
Программное обеспечение
В ИВК используется программное обеспечение ПК «Энергосфера». Программное
обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в
соответствии с Р 50.2.077-2014 – «средний». Идентификационные признаки метрологически
значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
обеспечения
Таблица 1 – Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационноенаименование программного
pso_metr.dll
1.1.1.1
(рассчитыв емый по алгори му MD5)
Номер версии (идентификационный номер) програм-
много обеспечения
Цифровой
а
идентификатор
т
программного обеспечения
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
1
ОРУ-110 кВ, В Лхт-7
IMB 145
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег. № 47845-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
Метроном версии 300, Рег. №
74018
-19;
Сервера ПК «Энергосфера»
2
ОРУ-110 кВ, В Лхт-4
IMB 145
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег. № 47845-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
3
ОРУ-110 кВ, В 110 кВ
ТСНР-1
IMB 145
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег. № 47845-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
4
ОРУ-330 кВ, В Л-
473/Т-3
ВСТ
Кл.т. 0,2
Ктт = 1500/1
Рег. № 17869-98
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
5
ОРУ-330 кВ, В Л-
417/Т-2
ВСТ
Кл.т. 0,2
Ктт = 1500/1
Рег. № 17869-05
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Таблица 2 – Состав ИК
№
ИК
1
2
3
5
УССВ,
ИВК
6
4
CPB 123
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000/
3/100/
3
Рег. № 47844-11
CPB 123
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000/
3/100/
3
Рег. № 47844-11
CPB 123
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000/
3/100/
3
Рег. № 47844-11
НКФ-М
Кл.т. 0,5
Ктн =
330000/
3/100/
3
Рег. № 26454-04
НКФ-М
Кл.т. 0,5
Ктн =
330000/
3/100/
3
Рег. № 26454-04
Лист № 4
Всего листов 9
6
ОРУ-330 кВ, В Л-
473/Т-5
ВСТ
Кл.т. 0,2
Ктт = 1500/1
Рег. № 17869-05
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
Метроном версии 300, Рег. №
74018
-
19
;
Сервера ПК «Энергосфера»
7
ОРУ-330 кВ, В Л-
417/Т-4
ВСТ
Кл.т. 0,2
Ктт = 1500/1
Рег. № 17869-98
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
8
ОРУ-330 кВ, В Л-
477/Т-6
ВСТ
Кл.т. 0,2
Ктт = 2000/1
Рег. № 17869-05
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
9
ОРУ-330 кВ, В Л-
477/Л-476
ВСТ
Кл.т. 0,2
Ктт = 2000/1
Рег. № 17869-98
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
10
ОРУ-330 кВ, В Л-
476/Т-8
ВСТ
Кл.т. 0,2
Ктт = 1500/1
Рег. № 17869-98
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
11
15,75 кВ, В Г-1
GSR
Кл.т. 0,2
Ктт = 10000/5
Рег. № 25477-08
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
12
15,75 кВ, В Г-2
GSR
Кл.т. 0,2
Ктт = 10000/5
Рег. № 25477-08
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
13
15,75 кВ, В Г-3
GSR
Кл.т. 0,2
Ктт = 10000/5
Рег. № 25477-08
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
14
15,75 кВ, В Г-4
GSR
Кл.т. 0,2S
Ктт = 10000/5
Рег. № 25477-03
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 2
1
2
3
56
4
НКФ-М
Кл.т. 0,5
Ктн =
330000/
3/100/
3
Рег. № 26454-04
НКФ-М
Кл.т. 0,5
Ктн =
330000/
3/100/
3
Рег. № 26454-04
НКФ-330
Кл.т. 0,5
Ктн =
330000/
3/100/
3
Рег. № 2939-72
НКФ-330
Кл.т. 0,5
Ктн =
330000/
3/100/
3
Рег. № 2939-72
НКФ-330
Кл.т. 0,5
Ктн =
330000/
3/100/
3
Рег. № 2939-72
UGE
Кл.т. 0,2
Ктн =
15750/
3/100/
3
Рег. № 25475-11
UGE
Кл.т. 0,2
Ктн =
15750/
3/100/
3
Рег. № 25475-11
UGE
Кл.т. 0,2
Ктн =
15750/
3/100/
3
Рег. № 25475-11
UGE
Кл.т. 0,2
Ктн =
15750/
3/100/
3
Рег. № 25475-11
Лист № 5
Всего листов 9
GSR
Кл.т. 0,2S
Ктт = 10000/5
Рег. № 25477-03
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Метроном версии 300, Рег. №
74018
-19;
Сервера ПК «Энергосфера»
GSR
Кл.т. 0,2S
Ктт = 10000/5
Рег. № 25477-03
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
ТОЛ
Кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
Рег. № 47959-11
A1805RAL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 31857-06
ТОЛ
Кл.т. 0,5S
Ктт = 400/5
Рег. № 47959-11
A1805RAL-P4G-
DW-4
Кл.т. 0,5S/1
Рег. № 31857-11
Окончание таблицы 2
12
3
56
1515,75 кВ, В Г-5
1615,75 кВ, В Г-6
17РУ-6 кВ, яч. 10ВВВ20
18РУ-6 кВ, яч. 20ВВА11
4
UGE
Кл.т. 0,2
Ктн =
15750/
3/100/
3
Рег. № 25475-11
UGE
Кл.т. 0,2
Ктн =
15750/
3/100/
3
Рег. № 25475-11
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
6000/
3/100/
3
Рег. № 3344-04
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
6000/
3/100/
3
Рег. № 3344-04
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.
cos
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
ИК
№№
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
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
%
1234
11, 12, 0,50 - -
13
0,80--
0,87--
1,00--
4, 5, 6,0,50--
7, 8, 9,
0,80--
10
0,87--
567
±2,0 ±1,5 ±1,2
±1,3 ±2,0 ±0,8
±1,2 ±2,2 ±0,7
±0,9 - ±0,6
±2,3 ±1,6 ±1,6
±1,5 ±2,1 ±1,0
±1,3 ±2,5 ±0,9
8910
±0,9 ±0,9 ±0,8
±1,1 ±0,6 ±1,0
±1,3 ±0,6 ±1,1
- ±0,5 -
±1,1±1,4±1,0
±1,4±0,9±1,3
±1,7±0,8±1,5
1,00
1, 2, 3,0,50
14, 15,
0,80
16
0,87
1,00
--
±1,8±1,5
±1,2±1,8
±1,1±2,1
±0,9-
±1,1-±0,8
±1,3±1,3±0,9
±0,9±1,4±0,6
±0,8±1,6±0,6
±0,6-±0,5
-±0,7-
±0,8±0,9±0,8
±1,0±0,6±1,0
±1,1±0,6±1,1
-±0,5-
Лист № 6
Всего листов 9
Окончание таблицы 3
12
17, 18 0,50
0,80
0,87
1,00
34
±4,9 ±2,7
±2,7 ±4,1
±2,4 ±5,0
±1,9 -
567
±3,1 ±2,1 ±2,3
±1,9 ±2,9 ±1,4
±1,8 ±3,3 ±1,2
±1,2 - ±1,0
8910
±1,5 ±2,3 ±1,5
±2,1 ±1,4 ±2,1
±2,4 ±1,2 ±2,4
- ±1,0 -
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
cos
ИК
№№
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
W
A
%δ
W
P
%
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
W
A
%δ
W
P
%
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
W
A
% δ
W
P
%
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
W
A
% δ
W
P
%
11, 12, 0,50
13
0,80
0,87
1,00
4, 5, 6,0,50
7, 8, 9,
0,80
10
0,87
1,00
1, 2, 3,0,50
14, 15,
0,80
16
0,87
1,00
17, 180,50
0,80
0,87
1,00
--±2,1±2,0
--±1,4±2,4
--±1,3±2,6
--±1,0-
--±2,4±2,1
--±1,6±2,5
--±1,5±2,8
--±1,1-
±1,9±2,0±1,4±1,9
±1,3±2,3±1,0±2,0
±1,2±2,5±1,0±2,1
±1,1-±0,6-
±5,1±3,7±3,4±3,4
±3,0±4,9±2,3±3,9
±2,8±5,6±2,2±4,3
±2,3-±1,4-
±1,3±1,6
±0,9±1,8
±0,9±1,9
±0,6-
±1,7±1,7
±1,1±2,0
±1,1±2,2
±0,8-
±1,1±1,6
±0,8±1,7
±0,8±1,7
±0,6-
±2,6±3,1
±1,9±3,4
±1,8±3,6
±1,3-
±1,1±1,6
±0,8±1,7
±0,8±1,7
±0,6-
±1,5±1,7
±1,1±1,9
±1,0±2,1
±0,8-
±1,1±1,6
±0,8±1,7
±0,8±1,7
±0,6-
±2,6±3,1
±1,9±3,4
±1,8±3,6
±1,3-
Пределы допускаемого значения поправки 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.
Лист № 7
Всего листов 9
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
от (2)5 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25
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
Значение
18
30
30
Автоматическое
Автоматическое
Наименование характеристики
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
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 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;
Лист № 8
Всего листов 9
− 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 сервера.
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныйлистформуляраРЭМ.0999-АИИС.СЗТЭЦ.ФО«Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
филиала «Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса» АО «Интер РАО-Электрогенерация».
Формуляр».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики
Обозначение
IMB 145
ВСТ
GSR
ТОЛ
UGE
НКФ-М
CPB 123
ЗНОЛ.06
НКФ-330
A1805RAL-P4G-DW-4
Количество, шт.
9
21
18
6
18
12
6
6
6
2
Счетчики
A1802RALQ-P4GB-DW-4
16
Энергосфера
Метроном 300
РЭМ.0999-
АИИС.СЗТЭЦ.ФО
1
1
1
ИВК
УССВ
Системаавтоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии
филиала "Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г.
Бориса" АО "Интер РАО-Электрогенерация".
Формуляр
ГСИ.Системаавтоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии
филиала "Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г.
Бориса" АО "Интер РАО-Электрогенерация".
Методика поверки
МП-324-RA.RU.310556-2020
1
Лист № 9
Всего листов 9
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической
энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии филиала «Северо-Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса» АО
«Интер РАО-Электрогенерация»» Методика измерений аттестована Западно-Сибирским
филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП
«ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе №
RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала «Северо-
Западная ТЭЦ им. А. Г. Бориса» АО «Интер РАО-Электрогенерация»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 81294-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ "Северная" | - | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 75151-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Находкинский МТП" | Нет данных | ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 74330-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Рязаньэнерго" ПАО МРСК "Центра и Приволжья" | Нет данных | Филиал "Рязаньэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", г.Рязань | 4 года | Перейти |
| 52225-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Владимирской области (ГТП Меленки) | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 59940-15 | Комплексы измерительно-вычислительные блока технологического учета массового расхода и массы нефти сырой | БУКН | АО "Эталон ТКС", г.Казань | 1 год | 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