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 ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород" Волжское ЛПУ МГ КС-22 "Помары" -, ГРСИ 82340-21
Номер госреестра:
82340-21
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород" Волжское ЛПУ МГ КС-22 "Помары"
Обозначение типа:
-
Производитель:
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
11.001-2021
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «23» июля 2021 г. № 1468
Регистрационный № 82340-21
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Нижний
Новгород» Волжское ЛПУ МГ КС-22 «Помары»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Волжское
ЛПУ МГ КС-22 «Помары» (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
основе серверного оборудования промышленного исполнения. ИВК включает в себя
специализированноепрограммноеобеспечение«АльфаЦЕНТР»,каналообразующую
аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ)
ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».
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 активная и реактивная электрическая
мощность.
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;
аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения
параметров и любого изменения данных;
самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
дистанционный доступ к компонентам АИИС
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
междуИВК,АРМ,информационнымисистемамисубъектовоптовогорынкаи
инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате
80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате
80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы;
- информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде
электронного документа XML в формате 80030.
Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ
и/или сервере БД
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для
передачи данных от счетчиков до ИВК;
посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов
ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от уровня
ИИК 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);
Лист № 3
Всего листов 9
посредством спутникового канала 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 Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу
времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа
ССВ-1Г. Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации времени происходит при
расхождении более чем на ±2 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов Сервера
БД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов
счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов Сервера БД ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в
виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от
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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО
указана в таблице 1.
обеспечения
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование программного
ac_metrology.dll
не ниже 12.1
(рассчитываемый по алгоритму MD5)
Номер версии (идентификационный номер)
программного обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
ССВ-1Г
Рег. №
58301-
14;
Сервер
БД
Таблица 2 – Состав ИК
ТТ
ТН
Счетчик
ИВК
6
№Наименование ИК
ИК
12
1ПС 220 кВ Восток,
ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-1,
1 СШ 10 кВ, яч. 1.8,
ввод 1 10 кВ Т-1
3
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
2ПС 220 кВ Восток,
ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-1,
2 СШ 10 кВ, яч. 2.5,
ввод 2 10 кВ Т-2
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
3ПС 220 кВ Восток,
ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-1,
3 СШ 10 кВ, яч. 3.4,
ввод 3 10 кВ Т-1
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
4ПС 220 кВ Восток,
ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-1,
4 СШ 10 кВ, яч. 4.3,
ввод 4 10 кВ Т-2
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
5ПС 220 кВ Восток,
ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-2,
1 СШ 10 кВ, яч. 1.8,
ввод 1 10 кВ Т-3
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
6ПС 220 кВ Восток,
ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-2,
2 СШ 10 кВ, яч. 2.3,
ввод 2 10 кВ Т-4
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
7ПС 220 кВ Восток,
ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-2,
3 СШ 10 кВ, яч. 3.4,
ввод 3 10 кВ Т-3
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
4
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
Лист № 5
Всего листов 9
Продолжение таблицы 2
12
8ПС 220 кВ Восток,
ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-2,
4 СШ 10 кВ, яч. 4.3,
ввод 4 10 кВ Т-4
3
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
56
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
9ПС 220 кВ Заря,
ЗРУ-10 кВ Елец-1 КС-22,
1 СШ 10 кВ, яч. 1.8,
ввод 1 10 кВ Т-5
ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 6811-78
4
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
10 ПС 220 кВ Заря, ТЛШ-10
ЗРУ-10 кВ Елец-1 КС-22, Кл.т. 0,5
2 СШ 10 кВ, яч. 2.4,Ктт = 3000/5
ввод 2 10 кВ Т-6 Рег. № 6811-78
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
11 ПС 220 кВ Заря, ТЛШ-10
ЗРУ-10 кВ Елец-1 КС-22, Кл.т. 0,5
3 СШ 10 кВ, яч. 3.4, ввод 3Ктт = 3000/5
10 кВ Т-5 Рег. № 6811-78
12 ПС 220 кВ Заря, ТЛШ-10
ЗРУ-10 кВ Елец-1 КС-22, Кл.т. 0,5
4 СШ 10 кВ, яч. 4.3,Ктт = 3000/5
ввод 4 10 кВ Т-6 Рег. № 6811-78
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 ССВ-1Г
Рег. №
58301-
СЭТ-4ТМ.03М14;
Кл.т. 0,2S/0,5Сервер
Рег. № 36697-12 БД
13ПС 220 кВ Заря,ТЛП-10
ЗРУ-10 кВ Елец-2 КС-22, Кл.т. 0,5
1 СШ 10 кВ, яч. 2,Ктт = 3000/5
ввод 1 10 кВ Т-3 Рег. № 30709-06
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
ЗНОЛ.06
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 3344-72
VRQ 3n/S2
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 21988-01
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
14ПС 220 кВ Заря,
ЗРУ-10 кВ Елец-2 КС-22,
2 СШ 10 кВ, яч. 13,
ввод 2 10 кВ Т-4
ТЛП-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 30709-06
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
15ПС 220 кВ Заря,
ЗРУ-10 кВ Елец-2 КС-22,
3 СШ 10 кВ, яч. 29,
ввод 3 10 кВ Т-3
ТЛП-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 3000/5
Рег. № 30709-06
VRQ 3n/S2
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 21988-01
VRQ 3n/S2
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3:100/√3
Рег. № 21988-01
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
Лист № 6
Всего листов 9
Окончание таблицы 2
123456
16 ПС 220 кВ Заря, ТЛП-10 VRQ 3n/S2 СЭТ-4ТМ.03М ССВ-1Г
ЗРУ-10 кВ Елец-2 КС-22,Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5Кл.т. 0,2S/0,5Рег. №
4 СШ 10 кВ, яч. 17, Ктт = 3000/5 Ктн = Рег. № 36697-12 58301-14;
ввод 4 10 кВ Т-4Рег. № 30709-06 10000/√3:100/√3Сервер
Рег. № 21988-01 БД
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 сервера БД АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии
сохранения цифрового идентификатора ПО) и сервера синхронизации времени на аналогичные
утвержденных типов.
3. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС
КУЭ порядке.
5. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их
неотъемлемая часть.
cos
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
ИКI
2
≤ I
изм
<I
5
I
5
≤ I
изм
<I
20
I
20
≤ I
изм
<I
100
I
100
≤ I
изм
≤I
120
№№ δ
Wо
A
%δ
Wо
P
% δ
Wо
A
%δ
Wо
P
% δ
Wо
A
%δ
Wо
P
% δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
1 - 160,50--±5,4±2,7±2,9±1,5±2,2±1,2
0,80--±2,9±4,4±1,6±2,4±1,2±1,9
0,87--±2,5±5,5±1,4±3,0±1,1±2,2
1,00--±1,8-±1,1-±0,9-
cos
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК I
2
≤ I
изм
<I
5
I
5
≤ I
изм
<I
20
I
20
≤ I
изм
<I
100
I
100
≤ I
изм
≤I
120
№№ δ
W
A
% δ
W
P
% δ
W
A
% δ
W
P
% δ
W
A
% δ
W
P
% δ
W
A
% δ
W
P
%
1 - 160,50--±5,4±3,0±3,0±2,0±2,3±1,8
0,80--±2,9±4,6±1,7±2,8±1,4±2,3
0,87--±2,6±5,6±1,5±3,3±1,2±2,6
1,00--±1,8-±1,1-±0,9-
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
от 5 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25
от 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
16
30
30
Автоматическое
Автоматическое
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
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 ИИК 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.
Лист № 8
Всего листов 9
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 Сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра МРЕК.411711.097 .ФО «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Волжское ЛПУ МГ КС-22 «Помары». Формуляр».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Обозначение
ТЛШ-10
ТЛП-10
VRQ 3n/S2
ЗНОЛ.06
СЭТ-4ТМ.03М
АльфаЦЕНТР
ССВ-1Г
Stratus FT Server 4700 Trial-2S
МРЕК.411711.097.ФО
Количество, шт.
24
12
12
36
16
1
1
1
1
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики
ПО ИВК
Сервер синхронизации времени
Сервер БД
Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии ООО
"Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз
Нижний Новгород" Волжское ЛПУ МГ
КС-22 "Помары". Формуляр
ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии ООО
"Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз
Нижний Новгород" Волжское ЛПУ МГ
КС-22 "Помары". Методика поверки
МП-335-RA.RU.310556-2021
1
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 трансгаз Нижний
Новгород» Волжское ЛПУ МГ КС-22 «Помары»» 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.
Лист № 9
Всего листов 9
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром
энерго» ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Волжское ЛПУ МГ КС-22 «Помары»
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 |
| 74694-19 | Система измерительная объемного расхода и объема природного газа поз. QN20F001F ПАО "Нижнекамскнефтехим" | Нет данных | ПАО "Нижнекамскнефтехим", г.Нижнекамск | 2 года | Перейти |
| 40011-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Нефтеюганские ЭС" 2 очередь ОАО "Тюменьэнерго" | Нет данных | ОАО "Тюменьэнерго", г.Сургут | 4 года | Перейти |
| 38025-08 | Система автоматизированная налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны | АСН-Т | ООО "Терминал", г.Бор | 1 год | Перейти |
| 84021-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Сладкая Слобода" | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "ЕЭС-Гарант" (ООО "ЕЭС-Гарант"), Московская область, Красногорский р-н, 26 км автодороги "Балтия" | 4 года | Перейти |
| 60601-15 | Система измерительная объемного расхода и объема воздуха технологического на базе расходомера-счетчика вихревого объемного YEWFLO DY и комплекса измерительно-вычислительного CENTUM CS3000R3 на ЗБ ОАО "ТАИФ-НК" | Нет данных | ЗБ 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