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) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0 -, ГРСИ 82443-21
Номер госреестра:
82443-21
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" 2.0
Обозначение типа:
-
Производитель:
Публичное акционерное общество "ТНС энерго Ростов-на-Дону" (ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону"), г. Ростов-на-Дону
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
011
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «4» августа 2021 г. № 1609
Лист № 1
Регистрационный № 82443-21Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» 2.0
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» 2.0 (далее – АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного
сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи
полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую
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 (ИВК), включающий в себя
сервер базы данных на базе закрытой облачной системы VMware (сервер) с программным
обеспечением(ПО)«АльфаЦЕНТР»,устройствосинхронизациивремени(УСВ),
автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, 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 сервер, где осуществляется обработка измерительной
информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление
отчетных документов.
Лист № 2
Всего листов 11
Дополнительно 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 (ОРЭ).
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с
электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в
себячасысчетчиков,часысервераиУСВ.УСВобеспечиваетпередачу шкалы
времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем
ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже одного раза в час.
Корректировка часов сервера производится при наличии расхождения.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время
сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков
производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более
±
1 с.
Журналы событий счетчиков 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (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.
ПО
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 15.07.03
Цифровой идентификатор ПО3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
MD5
Лист № 3
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Измерительные компоненты
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
мерСервер
Но-
Наименование
ИК
точки измерений
ТТТНСчетчикУСВ
А1802RAL-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
Метрологические
характеристики ИК
Границы Границы
Вид допуска- допускае-
элек- емой ос- мой отно-
тро- новной сительной
энер- относи- погреш-
гии тельной ности в
погреш-рабочих
ности условиях
(±δ), %(±δ), %
89 10
Актив-
ная1,02,9
Реак-2,04,5
тивная
А1802RAL-P4GB-
DW-3
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,6
тивная
1234567
ПС 110 кВ
ТВЛМ-10 НАМИ-10
Богородская,
Кл.т. 0,5Кл.т. 0,2
1РУ-10 кВ, с.ш. 150/5 10000/100
10
кВ
, Вв
о
д 10
к
В
Рег. № 1856-63Рег. № 11094-87
Т-1
Фазы: А; В; С Фазы: АВС
ПС 110 кВ
ТЛМ-10НАЛИ-СЭЩ-10
Б. Ремонтное,
К
л
.
т.
0,
5
К
л
.
т. 0
,
5
УСВ-2
2 РУ-10 кВ, 1 с.ш.600/510000/100Рег. №VMware
10
кВ
, Вв
о
д
10 кВ
Рег. № 2473-69 Рег. № 51621-12
41681-10
Т-1
Фазы: А; СФазы: АВС
ПС 110 кВ
ТЛМ-10НАМИ-10-95УХЛ2
Б. Р
ем
онтно
е
,
Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5
3РУ-10 кВ, 2 с.ш.200/510000/100
10
кВ
, Вв
о
д
10 кВ
Рег. № 2473-69Рег. № 20186-05
Т-2
Фазы: А; С Фазы: АВС
А1802RAL-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,6
тивная
Лист № 4
Всего листов 11
НКФ-110-83
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С
А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
УСВ-2
Рег. №
41681-10
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-70
Фазы: А; В; С
А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
А1802RAL-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-07
Фазы: А; В; С
А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
НАМИТ-10
Кл.т. 0,5
10000/100
Рег. № 16687-02
Фазы: АВС
А1802RAL-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № trial-06
Продолжение таблицы 2
123
4
5
6
78910
ПС 110 кВ
Кл.т. 0,5
4300/5
Рег. № 2793-71
Фазы: А; В; С
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,6
тивная
ТФН-35М
Кл.т. 0,5
5100/5
Рег. № 3690-73
Фазы: А; С
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,6
тивная
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3/100/√3
Рег. № 912-70
Фазы: А; В; С
Актив-
ная1,13,0
VMware
Реак-2,34,6
тивная
лет ВЛКСМ;
ТОЛ-35 III
Кл.т. 0,2S
7100/5
Рег. № 21256-07
Сандатовская,
ТФНД-110М
ОРУ-110 кВ, 1 СШ
110 кВ, ВЛ 110 кВ
Сандатовская –
Виноградовская
ПС 110 кВ Санда-
товская, ОРУ-35
кВ, 1 СШ 35 кВ,
ВЛ-35 кВ Санда-
товская - Городо-
виковская
ПС 35 кВ Перво-
Т
ФЗМ-35А
-
У1
майская, ОРУ-35
Кл
.
т.
0,
5
6кВ, 1 СШ 35 кВ, ВЛ100/5
35 кВ Первомай-
Рег. №
3690-73
ская - Воробьевская
Фа
зы
: А;
В; С
ПС 35 кВ Красно-
партизанская, ОРУ-
35 кВ, СШ 35 кВ,
ВЛ 35 кВ Красно-
партизанская - 40
Фазы:
А; В;
С
Актив-
ная0,91,6
Реак-1,53,2
тивная
ПС 35 кВ Красно-
партизанская,
Т
ОЛ
-
СЭЩ
-
10
КРУН-10 кВ, СШ
К
л
.
т. 0
,
5
8 10 кВ, ВЛ 10 кВ50/5
Краснопартизан-
Рег. №
32139-06
ская - 40 лет
Фазы: А;
С
ВЛКСМ
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,6
тивная
Лист № 5
Всего листов 11
9
ПС 35 кВ Чапаев-
ская, РУ-35 кВ, ВЛ
35 кВ Чапаевская -
Яшалта - 1 с отпай-
кой на ПС Яшал-
тинская
НАМИ-35 УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Рег. № 19813-00
Фазы: АВС
А1802RAL-P4G-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-06
А1805RAL-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
А1805RAL-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 2
12
345678910
ТФНД-35М
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 3689-73
Фаза: А
ТФН-35М
Кл.т. 0,5
100/5
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,6
тивная
ПС 110 кВ Джан-
10гар, ОРУ 110 кВ,
ввод 110 кВ Т-1
УСВ-2
Рег. №VMware
41681-10
Актив-
ная1,33,4
Реак-2,55,7
тивная
ПС 110 кВ Джан-
11гар, ОРУ 110 кВ,
ввод 110 кВ Т-2
Рег. № 3690-73
Фаза: С
ТВГ-УЭТМ
®
-110
Кл.т. 0,5S
300/5
Рег. № 52619-13
Фазы: А; В; С
ТВГ-УЭТМ
®
-110
Кл.т. 0,5S
300/5
Рег. № 52619-13
Фазы: А; В; С
НДКМ-110
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 60542-15
Фазы: А; В; С
НДКМ-110
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 60542-15
Фазы: А; В; С
Актив-
ная1,33,4
Реак-2,55,7
тивная
Лист № 6
Всего листов 11
12
ПС 110 кВ Элиста
Западная, ОРУ-110
кВ, ВЛ 110 кВ
Б.Ремонтное – Эли-
ста Западная с от-
пайкой на ПС Бо-
городская
ТВГ-110
Кл.т. 0,2
600/5
Рег. № 22440-07
Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-08
УСВ-2
Рег. №
41681-10
13
ПС 110 кВ Элиста
Западная, ОРУ 110
кВ, ШОВ 110 кВ
ТГМ-110
Кл.т. 0,5S
600/5
Рег. № 59982-15
Фазы: А; В; С
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12
14
ТГМ-110
Кл.т. 0,5S
300/5
Рег. № 59982-15
Фазы: А; В; С
НКФ-110-83
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С
А1802RAL-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 2
123
45678910
НКФ-110-83
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С
Актив-
ная1,02,2
Реак-1,84,1
тивная
НКФ-110-83
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С
НКФ-110-83
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С
НКФ-110-83
Кл.т. 0,5
110000/√3/100/√3
Рег. № 1188-84
Фазы: А; В; С
VMware
Актив-
ная1,33,4
Реак-2,55,7
тивная
ПС 110 кВ Ремонт-
ненская, ОРУ-110
кВ, 1 СШ 110 кВ,
ВЛ 110 кВ
Ремонтненская –
Б.Ремонтное с
отпайкой на
ПС Джангар
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,7
тивная
Лист № 7
Всего листов 11
78910
41681-10
Актив-
ная1,13,0
Реак-2,34,6
тивная
110 кВ, СШ 110 кВ,
ВЛ 110 кВ Ремонт-
ненская -
Б.Ремонтное с от-
А1805RAL-P4GB-
DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-20
VMware
Актив-
ная1,13,3
Реак-2,25,6
тивная
Продолжение таблицы 2
123456
ПС 110 кВ За
в
ет
и
н-
ТФЗМ-110Б-I У1 НКФ-110-83
ская,
ОРУ
-
110
кВ, 2
Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5А1802RAL-P4G-DW-4
15 СШ 110 кВ, ВЛ 110 300/5 110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,2S/0,5
к
В Заветинс
ка
я -
Рег. № 2793-71Рег. № 1188-84Рег. № 31857-06
Советская
Фазы: А; В; СФазы: А; В; С
ПС 110 кВ
УСВ-2
Б.Ремонтное, ОРУ-
ТГМ-110НАМИ-110
Рег. №
Кл.т. 0,5S Кл.т. 0,2
16600/5110000/√3/100/√3
Рег. № 59982-15 Рег. № 60353-15
пайкой на ПС
Фазы: А; В; СФазы: А; В; С
Джангар
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях
±5 с
Лист № 8
Всего листов 11
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 для ИК №№ 7, 10, 11, 13, 14, 16 указана для
тока 2 % от I
ном
, для остальных ИК – указана для тока 5 % от I
ном
; cos
= 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 УСВ на аналогичное утвержденного типа,
а также 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.
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
120000
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 +40
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 7, 10, 11, 13, 14, 16
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 7, 10, 11, 13, 14, 16
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,
°С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа Альфа А1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
35000
2
Лист № 9
Всего листов 11
Продолжение таблицы 3
12
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее70000
среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Глубина хранения информации:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее113
при отключении питания, лет, не менее 40
для счетчиков типа Альфа А1800:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее180
при отключении питания, лет, не менее 30
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
2
Надежность системных решений:
защита откратковременных сбоевпитаниясервераспомощьюисточника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация орезультатах измеренийможет
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (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).
Лист № 10
Всего листов 11
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
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
НаименованиеОбозначение
Количест
в
о,
шт./экз.
группы
Трансформаторы токаТВЛМ-103
Трансформаторы тока ТЛМ-104
Трансформаторы тока измерительные ТФНД-110М3
Трансформаторы токаТФН-35М3
Трансформаторы тока ТФЗМ-35А-У13
Трансформаторы тока ТОЛ-35 III3
Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-102
Трансформаторы тока ТФНД-35М1
Трансформаторы тока встроенные ТВГ-УЭТМ
®
-1106
Трансформаторы тока встроенные ТВГ-1103
Трансформаторы тока ТГМ-1109
Трансформаторы тока измерительные ТФЗМ-110Б-I У13
Трансформаторы напряжения НАМИ-101
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной
НАЛИ
-
СЭЩ
-
101
циональные
Трансформаторы напряженияНАМИ-10-95УХЛ21
Трансформаторы напряжения НАМИТ-101
Трансформаторы напряжения НКФ-110-83 15
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-659
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные НАМИ-35 УХЛ11
Трансформаторы напряжения емкостные НДКМ-1103
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные НАМИ-1103
Счетчики электрической энергии трехфазные многофунк-
А
льфа
А
1800 14
Счетчики электрической энергии многофункциональныеСЭТ-4ТМ.03М2
Устройства синхронизации времени УСВ-21
Сервер базы данных на базе закрытой облачной системы VMware1
Методика поверки МП ЭПР-339-20211
Формуляр ТНСЭ.366305.011.ФО1
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИСКУЭПАО«ТНСэнергоРостов-на-Дону»2.0»,аттестованном
ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Лист № 11
Всего листов 11
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» 2.0
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 31845-06 | Система коммерческого учета электроэнергии автоматизированная | ОАО \"КЗПВ | ООО "НПФ "Прософт-Е", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 68754-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 330 кВ "Машук" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 41032-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Производство №2 ЗБ ОАО "ТАИФ-НК" | Нет данных | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 34262-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им.Д.А.Черняева". Измерительно-информационный комплекс ЛПДС "Улу-Теляк" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 33155-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Матвеев Курган" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 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