ГРСИ 43073-09: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/6 кВ "Шебекино" - АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ "Шебекино" Нет данных. Поверка

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

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
43074-09

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/6 кВ "Шебекино" - АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ "Шебекино" Нет данных, ГРСИ 43073-09

Смотреть ГРСИ
43072-09

Номер госреестра:

43073-09

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/6 кВ "Шебекино" - АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ "Шебекино"

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ЗАО "Метростандарт", г.Москва

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ ЕМНК.466454.030-557

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

электроэнергии;

−

расчетов за транспортируемую электрической энергии и приобретаемую на ОРЭ

электрической энергии для компенсации потерь;

−

формирования отчетных документов и передачи информации на верхние уровни

(центральный сервер БД ИВК АИИС ЕНЭС, расположенный в ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД

(Центр Сборо и Обработки Данных) МСК филиала ОАО «ФСК ЕЭС» Нижегородское

ПМЭС) АИИС КУЭ ЕНЭС.

АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» является многоуровневой, с иерархической

распределённой обработкой информации.

Система состоит из следующих уровней:

1-й уровень - ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса

точности 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и

cчетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфакласса точности

0,2S/0,5; 0,5S/1; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи

данных.;

2-й уровень (сбор и обработка результатов измерений, диагностика средств измерений

–счетчиковиУСПД)включаетинформационно-вычислительныйкомплекс

электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино»;

−

система обеспечения единого времени (СОЕВ).

ИИК обеспечивают автоматическое проведение измерений в точке измерений. В их

состав входят:

−

счетчики электрической энергии;

−

измерительные трансформаторы тока и напряжения;

−

вторичные измерительные цепи.

ИВКЭ обеспечивает:

−

интерфейс доступа к информации по учету электроэнергии ИИК;

−

автоматический сбор, обработку и хранение информации результатов измерений

от ИИК;

−

автоматический сбор, обработку и хранение информации о состоянии средств

измерений;

−

ведение «Журнала событий».

В состав ИВКЭ входят:

−

специализированный контроллер (УСПД) RTU-325, обеспечивающий интерфейс

доступа к ИИК и ИВК;

−

технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

В СОЕВ входят все средства измерений времени (входящие в состав сервера БД,

УСПД, счетчиков), влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, которые

используются при синхронизации времени.

СОЕВ привязана к единому календарному времени.

Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» обеспечивает

измерение времени в системе с погрешностью не хуже ± 4 с.

Объектами сбора первичной учетной информации являются cчетчики электрической

энергии многофункциональные ЕвроАльфа.

Все счетчики подключаются к УСПД RTU-325 по интерфейсу RS-485.

Связь УСПД RTU-325c сервером БД АИИС КУЭ ЕНЭС, установленным в ЗАО

«Метростандарт» г. Москва обеспечивается по спутниковому каналу связи.

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.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,

передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью

технических и организационных мероприятий.

Канал

измерений

Состав измерительного канала

Доверительные границы

относительной погрешности

результата измерений

количества активной и

реактивной электрической

энергии и мощности при

доверительной вероятности

Р=0,95:

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

3300000

Счетчик

EA02RAL-P3B4

№ 01117833

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1

Таблица 1 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Метрологические

характеристики

Наименование объекта учета,

диспетчерское наименование

присоединения

678910

ТТ

12 3

КТ=0,5

Ктт=1000/1

26444-04

КТ=0,5

Ктн=330000:√3/100:√3

ТН

АТФРМ-330Б-IIУ1

ВТФРМ-330Б-IIУ1

СТФРМ-330Б-IIУ1

АНКФ-330-73У1

ВНКФ-330-73У1

СНКФ-330-73У1

№ 3616

№ 3618

№ 3620

№ 9407

№ 9510

№ 9503

ВЛ-330 Белгород-Шебекино

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

16666-97

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,4%

ТТ

ТН

3300000

ВЛ-330 ВЛ Лосево-

Шебекино

Счетчик

EA02RAL-P3B4

№ 01117832

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

ТТ

ТН

220000

Ввод-110 АТ-1

Счетчик

EA02RAL-P3B4

№ 01117831

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 Лизины-1

Счетчик

EA02RAL-P3B4

№ 01117828

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Таблица 1. Продолжение

123

78910

КТ=0,5

Ктт=1000/1

trial-04

КТ=0,5

Ктн=330000:√3/100:√3

А ТФРМ-330Б-IIУ1

ВТФРМ-330Б-IIУ1

СТФРМ-330Б-IIУ1

А НКФ-330-73У1

ВНКФ-330-73У1

СНКФ-330-73У1

№ 3175

№ 3178

№ 3171

№ 9532

№ 9529

№ 9548

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,4%

А ТФЗМ-110Б-1У1

ВТФЗМ-110Б-1У1

СТФЗМ-110Б-1У1

А НКФ110-83-У1

ВНКФ110-83-У1

СНКФ110-83-У1

№ 7491

№ 7482

№ 7337

№ 48903

№ 51367

№ 51424

КТ=0,5

Ктт=1000/5

2793-88

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,4%

А ТФЗМ-110Б-1У1

ВТФЗМ-110Б-1У1

СТФЗМ-110Б-1У1

А НКФ110-83-У1

ВНКФ110-83-У1

СНКФ110-83-У1

№ 30865

№ 13331

№ 339

№ 48903

№ 51367

№ 51424

КТ=0,5

Ктт=600/5

2793-71

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,4%

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 Лизины-2

Счетчик

EA02RAL-P3B4

№ 01117835

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

ТТ

ТН

220000

ВЛ-110 ОМВ

Счетчик

EA02RAL-P3B4

№ 01117830

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 Солнечная

Счетчик

EA02RAL-P3B4

№ 01117836

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Таблица 1. Продолжение

123

78910

А ТФЗМ-110Б-IУ1

ВТФЗМ-110Б-IУ1

СТФЗМ-110Б-IУ1

А НКФ110-83-У1

ВНКФ110-83-У1

СНКФ110-83-У1

№ 45449

№ 45483

№ 45811

№ 51041

№ 51288

№ 51416

КТ=0,5

Ктт=600/5

26422-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,4%

А ТФЗМ-110-III У1

ВТФЗМ-110-III У1

СТФЗМ-110-III У1

А НКФ110-83-У1

ВНКФ110-83-У1

СНКФ110-83-У1

№ 7480

№ 7427

№ 7497

№ 48903

№ 51367

№ 51424

КТ=0,5

Ктт=1000/5

2793-71

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,4%

А ТФЗМ-110Б-IV-У1

ВТФЗМ-110Б-IV-У1

СТФЗМ-110Б-IV-У1

А НКФ110-83-У1

В НКФ110-83-У1

С НКФ110-83-У1

№ 7718

№ 7743

№ 7706

№ 51041

№ 51288

№ 51416

КТ=0,5

Ктт=600/5

26422-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,1% ± 5,0%

Реактивная ± 2,2% ± 2,4%

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 Химзавод

Счетчик

EA02RAL-P3B4

№ 01117829

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Активная

Реактивная

± 1,1%

± 2,2%

± 5,0%

± 2,4%

ТТ

ТН

132000

ВЛ-110 Южная

Счетчик

EA02RAL-P3B4

№ 01117834

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Активная

Реактивная

не нормируется *

ТТ

ТН

нет ТН

200

ВЛ 6кВ ТСН 6кВ резерв от

ПС 110 Лизины

Счетчик

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Таблица 1. Продолжение

123

А ТФЗМ-110Б-IV-У1

ВТФЗМ-110Б-IV-У1

СТФЗМ-110Б-IV-У1

А НКФ110-83-У1

В НКФ110-83-У1

С НКФ110-83-У1

№ 2356

№ 2579

№ 52271

№ 48903

№ 51367

№ 51424

КТ=0,5

Ктт=600/5

26422-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

16666-97

А ТФЗМ-110Б-IУ1

ВТФЗМ-110Б-IУ1

СТФЗМ-110Б-IУ1

А НКФ110-83-У1

ВНКФ110-83-У1

СНКФ110-83-У1

№ 30870

№ 45820

№ 45473

№ 51041

№ 51288

№ 51416

КТ=н/д

Ктт=600/5

26422-04

КТ=0,5

Ктн=110000:√3/100:√3

26452-04

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

16666-97

КТ=0,5

Ктт=1000/5

22657-02

А ТШ-0,66 У3

В ТШ-0,66 У3

СТШ-0,66 У3

№ 35988

№ 35664

№ 35743

КТ=0,5S/1

Ксч=1EA05RL-P1 B-4№ 01117838

16666-97

Активная ± 1,0% ± 5,0%

Реактивная ± 2,1% ± 3,0%

ТТ

ТН

нет ТН

200

ТСН-1 0,4кВ

Счетчик

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Таблица 1. Продолжение

123

45678910

КТ=0,5

Ктт=1000/5

22657-02

А ТШ-0,66 У3 № 35774

В ТШ-0,66 У3 № 35987

СТШ-0,66 У3№ 35609

КТ=0,5S/1

Ксч=1EA05RL-P1B-4№ 01117837

16666-97

Активная ± 1,0% ± 5,0%

Реактивная ± 2,1% ± 3,0%

* 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

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

; диапазон силы тока - (1,0 ÷ 1,2)I

; диапазон коэффициента мощности cos

(sin

) – 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

(sin

) - 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

(sin

) - 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 330/110/6 кВ «Шебекино» как его неотъемлемая часть.

Значения показателей надежности ИВКЭ рекомендуется иметь не ниже заданных:

−

средняя наработка на отказ - не менее 35000 ч;

−

среднее время восстановления - не более 24 ч (при наличии этих показателей в паспорте

или справке производителя).

НадежностьИИК,определяетсякаксовокупностьнадежностиизмерительных

трансформаторов и счетчиков электрической энергии.

−

средняя наработка на отказ счетчиков электрической энергии не менее 35000 ч;

−

среднее время восстановления счетчиков электрической энергии не более 7 сут (при

наличии этих показателей в паспорте или справке производителя).

Значения показателей надежности СОЕВ рекомендуется иметь не ниже заданных:

−

коэффициент готовности – не менее 0,95;

−

среднее время восстановления – не более 168 ч (при наличии этих показателей в

паспорте или справке производителя).

Установленный полный срок службы АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» - не менее

20 лет.

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.

•

защита информации на программном уровне:

−

установка двухуровневого пароля на счетчик;

−

установка пароля на УСПД;

−

защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования

цифровой подписи).

Глубина хранения информации:

•

электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал

событий – не менее 35 сут;

•

ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35

сут;

•

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 330/110/6 кВ «Шебекино» АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино»

КОМПЛЕКТНОСТЬ

Комплектность АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» определяется проектной

документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на

комплектующие средства измерений.

ПОВЕРКА

Поверка АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» 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 ЕвроАльфа – в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической

энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУП

«Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;

−

средства поверки УСПД в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-

программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика

поверки.», утвержденному ГЦи СИ ВНИИМС в 2003 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.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
43325-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Чайковский" Можгинское ЛПУ МГ КС "Агрызская"	Нет данных	ООО "ЕСН Энерго", г.Москва	4 года	Перейти
84006-21	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТК Энергосбыт" (ООО "ЦХД" (ЦОД Екатеринбург))	Обозначение отсутствует	Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоПромРесурс" (ООО "ЭнергоПромРесурс"), Московская обл., г. Красногорск	4 года	Перейти
54637-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Красноярскому краю (ГТП Ужур, Ораки, Малый Имыш)	Нет данных	ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва	4 года	Перейти
31911-06	Системы измерительные автоматизированные контроля и учета водопотребления	Аквунит	ООО "Уникальные инновационные технологии", г.Москва	4 года	Перейти
50886-12	Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Комсомольская филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги	Нет данных	ООО "Р.В.С.", г.Москва	4 года	Перейти

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

Поверка средств измерений