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 электрической энергии ПС 110 кВ "Красная Гора" - АИИС КУЭ ПС 110 кВ "Красная Гора" Нет данных, ГРСИ 42228-09
Номер госреестра:
42228-09
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110 кВ "Красная Гора" - АИИС КУЭ ПС 110 кВ "Красная Гора"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Метростандарт", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ ЕМНК.466454.030-071
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников
ОРЭ (1 раз в сутки);
−
организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);
−
синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и ИВКЭ
(счетчик, шлюз Е-422, сервер АРМ ПС, УСПД) с помощью СОЕВ, соподчиненной
национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с погрешностью не
более ± 5 с;
−
автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-
технических средств ИК и ИВКЭ;
−
обеспечение защиты оборудования, программного обеспеченияи данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.).
АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Красная Гора» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса
точности 0,5; 10, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и
cчетчики электрической энергии электронные многофункциональные серии SL 7000 класса
точности 0,2S/0,5; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи
данных.
2-й уровень – ИВКЭ включает в себя:
−
шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), в состав
которого входит два шлюза E-422, WiFi модем AWK 1100, сетевой концентратор, блоки
резервного питания счетчиков, блок питания шкафа, коммутационное оборудование;
−
шкаф устройства центральной коммутации (далее – ЦКУ), в состав которого
входит WiFi модем AWK 1100, оптический конвертор, сетевой концентратор D-Link,
спутниковая станция «SkyEdge PRO», сервер АРМ ПС;
−
шкафУСПД,всоставкотороговходитУСПДЭКОМ-3000,блок
бесперебойного питания;
−
устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-
приемника (в составе УСПД ЭКОМ-3000).
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
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 электрической мощности,
которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая
мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической
мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от
средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков
ведутся профили нагрузки.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения
энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ, поскольку используется
цифровой метод передачи данных.
Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Красная Гора» в состав
ИВКЭ входит УССВ на базе GPS приемника. УССВ осуществляет прием сигналов точного
времени и синхронизацию времени в УСПД.
Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Красная Гора»
осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК
производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и УССВ на
2
3
значение более 2 с. Синхронизация времени в шлюзах Е-422 и сервере АРМ ПС
производится также УССВ при расхождении значений времени в этих устройствах и УССВ
на значение более 2 с.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Красная Гора» обеспечивает
измерение времени в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью
технических и организационных мероприятий.
4
Основная
погрешность
ИК,
± %
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
± %
Номер ИК, код точки
измерений
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
или свидетельства о поверке
Обозначение, тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование измеряемой величины
Вид электрической энергии
cos φ = 0,87
sin φ = 0,5
cos φ = 0,5
sin φ = 0,87
ТН
66000
1
Счетчик
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Канал
измерений
Состав измерительного канала
Метрологические
характеристики
Доверительные границы
относительной погрешности
результата измерений
количества активной и
реактивной электрической
энергии и мощности при
доверительной вероятности
Р=0,95:
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
678910
12 3
КТ=0,5
Ктт=60/5
ТТ
45
АТФМЗМ-110 № 583
ВТФМЗМ-110№ 992
СТФМЗМ-110№ 581
АНКФ-110№ 124
ВНКФ-110№ 329
СНКФ-110№ 211
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
ВЛ 110 кВ Красная Гора -
Кожаны
Ксч=1SL7000№ 36113766
21478-04
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
5
ТТ
ТН
66000
2
ВЛ 110 кВ Красная Гора -
Светиловичи
Счетчик
SL7000
№ 36109386
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
ТТ
ТН
7000
3
ВЛ-35кВ Красная Гора -
Заводская
Счетчик
SL7000
№ 36113985
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
не нормируется *
не нормируется *
ТТ
ТН
7000
4
ВЛ-35кВ Красная Гора -
Лотаки
Счетчик
SL7000
№ 36113975
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
Таблица 1. Продолжение
123
4
56
78
9
10
КТ=0,5
Ктт=300/5
А ТФМЗМ-110
ВТФМЗМ-110
СТФМЗМ-110
А НКФ-110
В НКФ-110
С НКФ-110
№ 43447
№ 43666
№ 43836
№ 40240
№ 40192
№ 40004
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
922-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
А ТВ-3510У2
В ТВ-3510У2
С ТВ-3510У2
А ЗНОМ-35-6
В ЗНОМ-35-6
С ЗНОМ-35-6
№ 10451
№ 10458
№ 11244
№ 1350694
№ 1359572
№ 1350625
КТ=10
Ктт=100/5
19720-00
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
А ТВ-3510У2
В ТВ-3510У2
С ТВ-3510У2
А ЗНОМ-35-6
В ЗНОМ-35-6
С ЗНОМ-35-6
№ 10463
№ 10462
№ 11381
№ 1350694
№ 1359572
№ 1350625
КТ=0,5
Ктт=100/5
19720-00
КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
6
ТТ
ТН
№ 6221
2000
5
ПС Кр.Гора ф.102
Счетчик
SL7000
№ 36108988
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 6221
2000
6
ПС Кр.Гора ф.103
Счетчик
SL7000
№ 36109260
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 6221
2000
7
ПС Кр.Гора ф.104
Счетчик
SL7000
№ 36113758
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473-69
А ТЛМ-10№ 7984
В--
СТЛМ-10№ 7992
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 7999
-
№ 7986
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 7997
-
№ 7983
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
7
ТТ
ТН
№ 6221
2000
8
ПС Кр.Гора ф.105
Счетчик
SL7000
№ 36112714
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 6221
3000
9
ПС Кр.Гора ф.106
Счетчик
SL7000
№ 36113748
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 6221
2000
10
ПС Кр.Гора ф.107
Счетчик
SL7000
№ 36113807
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473-69
А ТЛМ-10№ 6054
В--
СТЛМ-10№ 5582
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 2946
-
№ 2941
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 6054
-
№ 3272
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
8
ТТ
ТН
№ 5634
3000
11
ПС Кр.Гора ф.108
Счетчик
SL7000
№ 36113821
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 5634
4000
12
ПС Кр.Гора ф.109
Счетчик
SL7000
№ 36117551
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
ТТ
ТН
№ 5634
2000
13
ПС Кр.Гора ф.110
Счетчик
SL7000
№ 36113862
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Таблица 1. Продолжение
123
45678910
КТ=0,5
Ктт=150/5
2473-69
А ТЛМ-10№ 5609
В--
СТЛМ-10№ 6064
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 5185
-
№ 5521
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктт=200/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
№ 5386
-
№ 6585
А ТЛМ-10
В-
СТЛМ-10
А
ВНТМИ-10
С
КТ=0,5
Ктт=100/5
2473-69
КТ=0,5
Ктн=10000/100
831-69
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
21478-04
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
* Данный канал является информационным.
Примечания:
1. В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях
эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);
2.В Таблице 1 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности
9
Р=0,95, cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном Iном .
3. В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при
доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87) ) и токе ТТ, равном 10 % от Iном.
4.Нормальные условия эксплуатации:
−
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
−
параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 ÷ 1,01)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 ÷ 1,2)I
н
; диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
температура окружающего воздуха: ТТ - от +15˚С до +35˚С;ТН- от +10˚С до +35˚С; счетчиков: в части активной энергии - от +21˚С до +25˚С,
в части реактивной энергии - от +18˚С до +22˚С; УСПД - от +15˚С до +25˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
5.Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
−
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)U
н1
; диапазон силы первичного тока (0,01 ÷ 1,2)I
н1
; коэффициент мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷
0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
температура окружающего воздуха - от
−
30˚С до +35˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для электросчетчиков:
−
параметрысети:диапазонвторичногонапряжения-(0,9÷1,1)U
н2
;диапазонсилывторичноготока-тока(0,01÷1,2)I
н2
;
диапазон коэффициента мощности cos
ϕ
(sin
ϕ
) - 0,5 ÷ 1,0(0,6 ÷ 0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
−
магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
−
температура окружающего воздуха - от +15˚С до +30˚С;
−
относительная влажность воздуха - (40-60) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
−
параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
−
температура окружающего воздуха - от +15˚С до +30˚С;
−
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
−
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
6.Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием
типа АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Красная Гора» как его неотъемлемая часть.
10
Надежность применяемых в системе компонентов:
•
счетчик электрической энергии – средняя наработка на отказ не менее 120 000 ч, время
восстановления работоспособности не более 168 ч;
•
ИВКЭ – средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, время восстановления
работоспособности не более 168 ч;
•
шлюз Е-422 – средняя наработка на отказ не менее 50 000 ч;
•
УСПД - средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, среднее время восстановления
работоспособности 24 ч;
•
СОЕВ - коэффициент готовности Кг не менее 0,95, среднее время восстановления не
более 168 ч.
Установленный полный срок службы АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Красная Гора» - не менее 20
лет.
В АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Красная Гора» используются следующие виды резервирования:
- резервирование по двум интерфейсам опроса счетчиков;
- резервирование питания счетчиков, шлюзов Е-422, сервера АРМ ПС, УСПД;
-предусмотрена возможность автономного считывания измерительной информации со
счетчиков и визуальный контроль информации на счетчике;
- контроль достоверности и восстановление данных;
- наличие резервных баз данных;
- наличие перезапуска и средств контроля зависания;
- наличие ЗИП.
Регистрация событий:
•
журнал событий ИК:
-
отключение и включение питания;
-
корректировка времени;
-
удаленная и местная параметризация;
-
включение и выключение режима тестирования.
•
журнал событий ИВКЭ:
-
дата начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
-
потери и восстановления связи со счётчиками;
-
программные и аппаратные перезапуски;
-
корректировки времени в каждом счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
•
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
−
привод разъединителя трансформаторов напряжения;
−
корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора
напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
−
клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
−
промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
−
испытательная коробка (специализированный клеммник);
−
крышки клеммных отсеков счетчиков;
−
крышки клеммного отсека УСПД.
(возможность
•
защита информации на программном уровне:
−
установка двухуровневого пароля на счетчик;
−
установка пароля на УСПД;
−
защитарезультатовизмеренийприпередачеинформации
использования цифровой подписи).
11
Глубина хранения информации:
•
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал
событий – не менее 35 суток;
•
ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35
суток;
•
Сервер АРМ ПС – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не
менее 4 лет.
ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической
энергии ПС 110 кВ «Красная Гора» АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Красная Гора»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Красная Гора» определяется проектной
документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Красная Гора» проводится по документу МИ 3000-2006
«ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета
электрической энергии. Типовая методика поверки».
Перечень основных средств поверки:
−
трансформаторынапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-88
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»,
МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 … 330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
−
трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
−
cчетчики серии SL 7000 – в соответствии с документом «Счетчики электрической
энергии электронные многофункциональные серии SL 7000 (ACE 7000, ACE 8000). Методика
поверки», разработанной и утвержденной ВНИИМС в 2004 г.;
−
средства поверки УСПД в соответствии с разделом 8 «поверка» Руководства по
эксплуатации 106-АТХ-000 РЭ, согласованным с ФГУП «УНИИМ» в апреле 2005 г.;
−
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
−
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS).
Межповерочный интервал - 4 года.
НОРМАТИВНЫЕИТЕХНИЧЕСКИЕДОКУМЕНТЫ
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323–2005 (МЭК 62053-22:2003) «Статические счетчики активной энергии классов
точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425–2005 (МЭК 62053-23:2003) «Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 83016-21 | Система измерений количества воздуха КИП в составе узла учета воздуха КИП | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "Эмерсон" (ООО "Эмерсон"), г. Москва | 2 года. | Перейти |
| 37903-08 | Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) | ДЕКОНТ | ООО "Компания ДЭП", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 49031-12 | Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа от УПН Западно-Салымского месторождения (SPD) и сухого отбензиненного газа на выходе из установки УКПГ, подаваемого в газопровод на УПН Западно-Салымского месторождения (SPD) | Нет данных | ООО "Тюмень Прибор", г.Тюмень | 2 года | Перейти |
| 33522-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Энергомаш (Белгород)" | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис-Холдинг", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 72557-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть-Дальний Восток" по объекту НПС №1 | Нет данных | ООО "Транснефть - Дальний Восток", г.Хабаровск | 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