ГРСИ 45195-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Томскнефть" ВНК с Изменением №1 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
45195-10

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Томскнефть" ВНК с Изменением №1 Нет данных, ГРСИ 45195-13

Смотреть ГРСИ
45194-10

Номер госреестра:

45195-13

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Томскнефть" ВНК с Изменением №1

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "НПО "Мир", г.Омск

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 001

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

Приложение к свидетельству № 52785

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Томскнефть» ВНК с Изменением № 1

Назначение средства измерений

Настоящееописаниетипасистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Томскнефть» ВНК с

Изменением № 1 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной инфор-

мационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Томск-

нефть» ВНК, Свидетельство об утверждении типа RU.Е.34.004.А № 40823, регистрационный №

45195-10 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствую-

щих точкам измерений № 80, 81, 83, 84, 85, 86, 87, 88, 89, 90, 91.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Томскнефть» ВНК с Изменением № 1 (далее – АИИС

КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и

потребленной (переданной) отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обра-

ботки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для

коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую территориально-распределенную ин-

формационно-измерительную систему с централизованным управлением.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реак-

тивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический

сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях элек-

троэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе

данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резерви-

рование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные ра-

бочие места (АРМы);

предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии

объектов и средств измерений со стороны сервера организаций–участников оптового рынка

электроэнергии;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от не-

санкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и

т.п.);

диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Лист № 2

Всего листов 8

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, напряжения (ТН) по

ГОСТ 1983-2001 и счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения ак-

тивной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

2-й уровень – устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОМЬ-40 и МИР УСПД-01.00.

3-й уровень – информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя ка-

налообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, радиочасы МИР РЧ-01, ав-

томатизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в

аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соот-

ветствующие 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 пе-

риод 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 значе-

ние мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы

УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, осуществляется ее

хранение, накопление и передача накопленных данных по основному каналу связи с помощью

следующих каналов связи:

- RS-485;

- радиоканал с использованием радиомодема INTEGRA-TR;

- спутниковый канал, с использованием терминалов GSP-1620;

- выделенная оптоволоконная линия связи на основе ЦВОЛТ «Гвоздь»;

- резервный канал связи с помощью сотового канала связи Siemens МС35.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение посту-

пающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в

организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД (авто-

матически и по запросу) через выделенный канал Internet (основной канал) и с помощью моде-ма

ZyXEL U336 через телефонную сеть общего пользования.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), состоящей из ра-

диочасов МИР РЧ-01, внутренних часов счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. Время сервера

БД синхронизировано со временем радиочасов МИР РЧ-01, сличение ежесекундное. Время

УСПД синхронизировано со временем сервера БД, корректировка осуществляется каждые 60

мин. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени

счетчиков производится при расхождении со временем УСПД ± 2 с. Погрешность СОЕВ не

превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, мину-

ты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого

и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Лист № 3

Всего листов 8

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ, в

состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в со-

ответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование

данных, обеспечиваемое программными средствами ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню

«С» (по МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния

нет.

3.0.1.1

3143e66976d1d9376f499

4381ad2eba4

md5

ЦЕНТР СБОРА

ДАННЫХ

CENTERSBOR.exe

1.0.3.30

8e7929531cea524380dbc

f500d35ab40

md5

РАСЧЕТНЫЙ

ЦЕНТР. Re-

ports2.exe

2.10.0.605

1060af5c6540071ee0152

82a54defe0b

md5

«Программный

комплекс УЧЕТ

ЭНЕРГОРЕСУР-

СОВ»

ЦЕНТР

КОНТРОЛЯ. Ac-

count.exe

1.0.2.60

278d176a0b9252bc3881c

5f21492b6f0

md5

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Наименование про-

граммного обеспе-

чения

Идентификаци-

онное наимено-

вание программ-

ного обеспечения

Номер версии Цифровой идентифика-

(идентифика- тор программного обес-

ционный но- печения (контрольная

мер) про-сумма исполняемого

граммного кода)

обеспечения

Алгоритм

вычисле-

ния циф-

рового

идентифи-

катора

программ-

ного обес-

печения

Библиотека

модулей Импорт-

Экспорт

AtsImpExp.exe

Лист № 4

Всего листов 8

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Состав измерительного канала

Номер точки

измерений

и наименование

объекта

ПС 110/35/6кВ

«Григорьевская»

ОРУ-110кВ 1Т

(СС-3)

ПС 110/35/6кВ

«Григорьевская»

ОРУ-110кВ 2Т

(СС-4)

МИР УСПД-01.00;

HP ProLiant DL380 G3

ТПОЛ-10

1500/5

Кл. т. 0,5

ТПЛ-10

200/5

Кл. т. 0,5

ТПОЛ-10

1000/5

Кл. т. 0,5

ТПЛ-10

200/5

Кл. т. 0,5

ОМЬ-40;

HP ProLiant DL380 G3

Метрологич.

характерист.

ТТТНСчетчик

Вид

элек-

троэнер

УСПД/

гии

сервер

Основная

погрешн., %

Погрешн. в

раб. усл., %

12345678

200/5

110000/

М.03М

ТВГ-110-0,2

НКФ-110-57-У1

4Т

СЭТ-

.01

100Кл. т.

Кл. т. 0,2

Кл. т. 0,50,5S/1,0

200/5

110000/

М.03М

ТВ

-110-0,2

НКФ-110-57-У1

4Т

СЭТ-

.01

100Кл. т.

Кл. т. 0,2

Кл. т. 0,50,5S/1,0

Актив-

ная,± 1,0 ± 2,1

Реак-± 2,0 ± 4,1

тивная

ПС 220/110/35/6 кВ

«Советско-

83Соснинская»,

яч. №11 ЗРУ-6 кВ,

резерв

6000/100

НТМИ-6-66 УЗ

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.

т.

0,5

Кл. т. 0,5S/0,5

ПС 220/110/35/6 кВ

«Советско-

84 Соснинская»,

яч. №6 ЗРУ-6 кВ,

резерв

6000/100

НТМИ-6-66 УЗ

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.

т.

0,5

Кл. т. 0,5S/0,5

ПС 220/110/35/6 кВ

«Советско-

85Соснинская»,

яч. №41 ЗРУ-6 кВ,

резерв

ПС 220/110/35/6 кВ

«Советско-

86Соснинская»,

яч. №31 ЗРУ-6 кВ,

резерв

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т.

НТМИ-6-66 УЗ

0,5S/0,5

6000/100

Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5

Актив-

ная,± 1,2 ± 3,3

Реак-± 2,7 ± 4,7

тивная

Лист № 5

Всего листов 8

ТПЛ-10

200/5

Кл. т. 0,5

ТВ-35/25

600/5

Кл. т. 0,5

НАМИ-35

УХЛ1

35000/100

Кл. т. 0,5

ТВ-35/25

600/5

Кл. т. 0,5

НАМИ-35

УХЛ1

35000/100

Кл. т. 0,5

ОМЬ-40;

HP ProLiant DL380 G3

ТВЛМ-10

600/5

Кл. т. 0,5

НТМИ-10-

66УЗ

10000/100

Кл. т. 0,5

ТВЛМ-10

1000/5

Кл. т. 0,5

НТМИ-10-

66УЗ

10000/100

Кл. т. 0,5

ОМЬ-40;

HP ProLiant DL380 G3

Окончание таблицы 2

12345678

ПС 220/110/35/6 кВ

«Советско-

87Соснинская»,

яч. №30 ЗРУ-6 кВ,

резерв

6000/100

НТМИ-6-66 УЗ

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл.

т.

0,5

Кл. т. 0,5S/0,5

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5

ПС 220/110/35/6 кВ

«Советско-

88 Соснинская»,

Ввод-35кВ №1

ОРУ-35 кВ, резерв

ПС 220/110/35/6 кВ

«Советско-

89 Соснинская»,

Ввод-35кВ №2

ОРУ-35 кВ, резерв

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5

ПС 220/10 кВ

90 «Раскино», яч. №14

ЗРУ-10 кВ, резерв

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5

ПС 220/10 кВ

91 «Раскино», яч. №4

ЗРУ-10 кВ

СЭТ-4ТМ.02.2

Кл. т. 0,5S/0,5

Актив-

ная,± 1,2 ± 3,3

Реак-± 2,7 ± 4,7

тивная

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности

(получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответ-

ствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

– параметры сети: напряжение (0,95 – 1,05) U

НОМ

; ток (1 – 1,2) I

НОМ

, cos

= 0,9 инд.;

– температура окружающей среды (20

С.

4. Рабочие условия:

– параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) U

НОМ

; ток (0,01–1,2) I

НОМ

; 0,5 инд.

cos

j£

0,8 емк.

– допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от

минус 60 до плюс 50 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 60 С; для сервера от

плюс10 до плюс 35 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 Iном, cos

= 0,8 инд и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001,

счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005

в режиме измерения активной элек-

троэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6

Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пере-

численных в Таблице 2.

8. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измере-

ний.

Лист № 6

Всего листов 8

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчики – среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч, среднее время восста-

новления работоспособности tв = 24 ч;

- сервер (параметры надежности: коэффициент готовности 0,99, среднее время восстановления

работоспособности tв = 1 ч).

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного пи-

тания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в

организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной

почты и сотовой связи;

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

-УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика,

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 су-

ток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому

каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 45 сут (функция автоматизирована);

сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет

(функция автоматизирована).

Лист № 7

Всего листов 8

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта на систему автоматизи-

рованную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ОАО «Томскнефть» ВНК.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество, шт.

Счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01

Счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.02.2

Трансформатор тока ТВГ-110

Трансформатор тока ТПЛ-10

Трансформатор тока ТПОЛ-10

Трансформатор тока ТВ-35/25

Трансформатор тока ТВЛМ-10

Трансформатор напряжения НКФ-110-57-У1

Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 УЗ

Трансформатор напряжения НАМИ-35 УХЛ1

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66УЗ

МИР УСПД-01.00

ОМЬ-40

МИР РЧ-01

HP ProLiant DL380 G3

Методика поверки

Формуляр

Руководство по эксплуатации

Номер в Федеральном

информационном фонде

36697-12

20175-01

22440-07

1276-59

1261-59

4462-74

1856-63

14205-94

2611-70

19813-05

831-69

27420-08

19815-05

27008-04

----

Поверка

осуществляется по документу МП 45195-13 «Система автоматизированная информационно–

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Томскнефть» ВНК с

Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИ-

ИМС» 01.09.2013 г.

Средства поверки измерительных компонентов:

– средства поверки ТТ по ГОСТ 8.217-2003;

– средства поверки ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

– счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу «Счетчики электрической энергии много-

функциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Мето-

дика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижего-

родский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

– счетчиков СЭТ-4ТМ.02 – в соответствии с документом

ИЛГШ.411152.087 РЭ1, раздел

«Методика поверки», согласованным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

;

– МИР УСПД-01 – в соответствии с методикой, изложенной в разделе 10 документа

«Устройства сбора и передачи данных МИР УСПД-01. Руководство по эксплуатации», согласо-

ванной с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2008 г.;

– ОМЬ-40 – в соответствии с методикой, изложенной в разделе 11 документа

«М99.073.00.000 РЭ. Контроллер ОМЬ-40. Руководство по эксплуатации», согласованной с

ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июне 2005 г.;

– радиочасы МИР РЧ-01 – в соответствии с разделом 8 «Методика поверки» руково-

дства по эксплуатации М01.063.00.000 РЭ, согласованным ФГУП «ВНИИФТРИ» 19.03.2004 г.

Лист № 8

Всего листов 8

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационно-

измерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Томскнефть»

ВНК. Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005«Аппаратура для измерения

электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 22.

Статические счетчики активной энергии

классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005«Аппаратура для измерения

электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энер-

гии».

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных

систем. Основные

положения.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

– осуществление торговли и товарообменных операций.

Заявитель

ООО «Энсис Технологии»

Юридический адрес: 105082, г. Москва, Спартаковская пл., д. 14, стр. 1

Почтовый адрес: 105082, г. Москва, улица Большая Почтовая, дом 18/20, строение 2Б

Тел: 8 (495) 797 97 66

Изготовитель

ООО «НПО «МИР»

Адрес: 644105, г. Омск, ул. Успешная, 51

Тел./факс: +7 (3812) 354-710, 354-700

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;

E-mail:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в це-

лях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

______________

Ф.В. Булыгин

«___»___________2013 г.

М.п.

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
65440-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Ракитная	Нет данных	ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва	4 года	Перейти
79876-20	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО ПКФ "Луидор"		Общество с ограниченной ответственностью ПКФ "Луидор" (ООО ПКФ "Луидор"), г. Балахна, Нижегородская обл.	4 года	Перейти
79058-20	Система контроля уровня и температуры для определения массы нефтепродуктов в резервуарном парке ППС "Второво"		АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Нижний Новгород	1 год	Перейти
45915-10	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП Водоканал г.Волжский	Нет данных	ООО "Энергоресурс-Холдинг", г.Волгоград	4 года	Перейти
39077-08	Система телемеханики и связи Филиала "Кубанская генерация" ОАО ЮГК ТГК-8 (Майкопская ГЭС)	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