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 подстанции 500/220/10 кВ "Фроловская" с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ "Фроловская" с Изменением № 1 Нет данных, ГРСИ 49345-13
Номер госреестра:
49345-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ "Фроловская" с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ "Фроловская" с Изменением № 1
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Прогресс Энерго", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 0338
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 50368
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» c Изменением № 1 - АИИС
КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1
Назначение средства измерений
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 –
АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 является обязательным
дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10кВ «Фроловская» - АИИС КУЭ ПС
500/220/10 кВ «Фроловская», свидетельство об утверждении типа RU.Е.34.004.А № 45835 от
23.03.2012 г., регистрационный № 49345-12 , и включает в себя описание дополнительного
измерительного канала, соответствующего точке измерения №16.
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением №1 - АИИС КУЭ ПС
500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для
измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора,
обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть
использованы для коммерческих расчётов.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,3х-уровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень, включающий в себя, измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) класса
точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН)
класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001
и
счетчик
активной и
реактивной электроэнергии типа
EA02RAL-P4B-4, класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и
класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и
технические средства приема – передачи данных.
2-йуровень,включающийвсебя,информационно-вычислительныйкомплекс
электроустановки (далее – ИВКЭ) АИИС
КУЭ, созданный на базе устройства сбора и передачи
данных (далее – УСПД) типа RTU-325H (Госреестр СИ РФ № 44626-10, зав. № 005657) и
технических средств приема-передачи данных.
3-й уровень, включающий в себя, информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК)
АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), Госреестр СИ РФ № 45048-10. Сервер баз данных (далее – БД)
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) расположен в ОАО «ФСК ЕЭС».
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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
Лист № 2
Всего листов 9
мощности на интервалах времени, длительность которых задается программно и может составлять 1,
2, 3, 5, 10, 15, 30 минут (параметр П
А14
). В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки
(параметр П
А26
) и графики параметров сети.
Каждые 30 минут УСПД RTU-325Н производит опрос всех подключенных к нему
цифровых счетчиков ИК (параметр П
А15
). Полученная информация обрабатывается (с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН), записывается в энергонезависимую память УСПД и, по
запросу с сервера БД ИВК, с периодичностью 1 раз в 30 минут предоставляется в БД ИВК.
Вышеописанныепроцедурывыполняютсяавтоматически,авремяичастотаопроса
устанавливаются на этапе пуско-наладки системы.
Раз в сутки с уровня ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формируются и отсылаются
файлы в формате XML, содержащие информацию о получасовой потребленной и выданной
электроэнергии по
каждому из направлений, всем заинтересованным субъектам
оптового рынка
электроэнергии (далее – ОРЭ) (параметры П
А18
, П
А21
).
Возможность приема данных смежными системами с уровня ИВКЭ может быть обеспечена
установкой программного обеспечения (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР» на автоматизированных
рабочих местах (далее – АРМ) пользователей смежных субъектов ОРЭ.
В АИИС КУЭ синхронизация времени производится от GPS-приемника (глобальная
система позиционирования). В качестве приёмника сигналов GPS о точном календарном времени
используется устройство синхронизации системного времени (далее – УССВ), подключаемое к
УСПД RTU-325Н. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД RTU-325Н, а от них – и
часы счетчика ЕвроАЛЬФА, подключенного к УСПД RTU-325Н. В АИИС КУЭ автоматически
поддерживается единое время во всех ее компонентах и погрешность часов компонентов АИИС
КУЭ не превышает ±5
с. Сравнение
часов
УСПД RTU-325Н с временем УССВ осуществляется
каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УССВ на
величину ± 2 с. Сравнение часов счетчика с часами УСПД RTU-325Н осуществляется каждые 30
минут, корректировка часов осуществляется при расхождении с часами УСПД RTU-325Н на
величину ± 2 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиком на длительный
срок, часы счетчиков корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии данных с
помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится
автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи
и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и
организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и
корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
Уровень ИВКЭ содержит программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», и решает задачи
автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Наименование
ПО
Идентификационное
наименование ПО
"АльфаЦЕНТР"
"Amrserver. exe"
4.05.01.05
MD5
"АльфаЦЕНТР"
"Аmrc.exe"
4.05.01.05
MD5
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
1
2
Номер версии
(идентификацио
нный номер)
ПО
3
Алгоритм
цифрового
идентификат
ора ПО
5
Цифровой
идентификатор ПО
(контрольная сумма
исполняемого кода)
4
350fea312941b2c2e00
a590fb617ae45
529af5cc49b0c00dc58
d808da82bd8a6
Окончание таблицы 1
Лист № 3
Всего листов 9
"АльфаЦЕНТР"
"Arma.exe"
4.05.01.05
MD5
"АльфаЦЕНТР"
"Cdbora2.dll"
4.05.01.05
MD5
"АльфаЦЕНТР"
"encryptdll.dll"
4.05.01.05
MD5
"АльфаЦЕНТР"
"alphamess.dll"
4.05.01.05
MD5
1
2
3
5
4
2a2c0968fe99124a2f9
813cbd285a6f7
5f7bed5660c061fc898
523478273176c
0939ce05295fbcbbba4
00eeae8d0572c
b8c331abb5e3444417
0eee9317d635cd
·
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с
учетом ПО.
·
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С»
по МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Номер
ИК
Наименование
объекта
учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Вид
СИ,
класс
точности
,
коэффициент
трансформации,
№
Госреестра
СИ
или
свидетельства
о
поверке
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
Наименование
измеряемой
величины
Вид
энергии
Основная
относительная
погрешность
ИК,
(±δ)
%
ТТ
Кт = 0,5
Ктт = 1000/5
№ 2473-05
ТН
Кт = 0,5
Ктн = 10000/√3/100/√3
№ 831-69
16
ВЛ-10 кВ №7
(КРУН-10кВ (существующий),
секция 1, яч.1)
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 16666-97
EA02RAL-P4B-4
01054318
20000
Энергия
активная,
W
P
Энергия
реактивная,
W
Q
Состав 1-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 – Состав 1-го уровня ИК и метрологические характеристики ИК
Канал измеренийСостав 1-го уровня измерительного каналаМетрологические характеристики
Обозначение, типЗаводской номер
Относительная
погрешность
ИК
в
рабочих
условиях
эксплуатации,
(±δ)
%
123
678910
4
А
ТЛМ-10
В
-
С
ТЛМ-10
А
НТМИ-10-66
В
НТМИ-10-66
С
НТМИ-10-66
5
4475
-
3555
6669
6669
6669
Активная
± 1,1 %± 5,5 %
Реактивная
± 2,3 %± 2,7 %
Лист № 5
Всего листов 9
Примечания:
1.
В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации,
(±δ) %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при
доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 5 % от Iном и
температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 ˚С до 30
˚С .
2.
Нормальные условия эксплуатации:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
-
параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 – 1,02)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 – 1,2)I
н
;
диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 ˚С до 50 ˚С;ТН- от минус 40 ˚С до
50 ˚С; счетчиков: (23±2) ˚С ; УСПД - от 15 ˚С до 25 ˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
3.
Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1)U
н1
; диапазон силы
первичного тока - (0,05
–
1,2)I
н1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5
–
1,0(0,6
–
0,87); частота -
(50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 30 ˚С до 35 ˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
Для электросчетчика:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9
–
1,1)U
н2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosφ=1)
–
1,2)I
н2
; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) -0,5
–
1,0(0,6
–
0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
-
температура окружающего воздуха - от минус 40 ˚С до 65˚С;
-
относительная влажность воздуха - (40-60) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
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. ((100±4) кПа)
4.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные,
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в
установленном на объекте филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС ЦентраПС 500/220/10 кВ
«Фроловская» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
Лист № 6
Всего листов 9
Надежность применяемых в системе компонентов:
·
электросчетчик – среднее время наработки на отказ не
менее
Т
0
= 50 000 ч., время
восстановления работоспособности T
в
=168 ч.;
·
компоненты ИВКЭ – УСПД - среднее время наработки на отказ не менее
Т
0
=55 000 ч., среднее время восстановления работоспособности T
в
= 24 ч.
·
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
К
Г_АИИС
= 0,9159 – коэффициент готовности;
Т
О_АИИС
= 1627,8 ч. – среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
·
Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих
требованиям IEC - Стандартов;
·
Стойкость к электромагнитным воздействиям;
·
Ремонтопригодность;
·
Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
·
Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;
·
Резервирование элементов системы;
·
Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;
·
Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
·
журнал событий счетчика:
-
попытки несанкционированного доступа;
-
связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;
-
изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
-
отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-
перерывы питания.
·
журнал событий ИВКЭ:
-
ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации
измерительных трансформаторов тока и напряжения);
-
ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта
агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость
формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии
проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;
-
установка текущих значений времени и даты;
-
попытки несанкционированного доступа;
-
связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;
-
перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);
-
изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
-
отключение питания.
·
журнал событий ИВК:
−даты начала регистрации измерений;
−перерывов электропитания;
−программных и аппаратных перезапусков;
− установка и корректировка времени;
−нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего
интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
·
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
привод разъединителя трансформаторов напряжения;
-
клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;
Лист № 7
Всего листов 9
-
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:
-
результатов измерений при передаче информации( возможность использования
цифровой подписи);
-
установка пароля на счетчик;
-
установка пароля на промконтроллер (УСПД);
-
установка пароля на сервер БД ИВК.
Глубина хранения информации:
·
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее
30 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
·
ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней;
при отключении питания – не менее 35 суток;
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений –
не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ
ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В
комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства
измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформаторы тока ТЛМ-10
Количество
2
2 шт.
Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66
Счетчики электроэнергии многофункциональные типа ЕвроАЛЬФА
Устройства сбора и передачи данных RTU-325Н
ИВК ЦСОД МЭС Центра
АРМ оператора с ПО Windows XP и AC_РE_30
Переносной инженерный пульт на базе Notebook
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
Методика поверки
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 экземпляр.
1 экземпляр
1 экземпляр
Лист № 8
Всего листов 9
Поверка
осуществляется по документу МП 49345-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с
Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1. Методика
поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в марте 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«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,
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»,
-
по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений»,
-
по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»,
-
счетчика ЕвроАльфа – в соответствии с документом «Многофункциональный
микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАльфа (ЕА). Методика поверки»,
-
УСПД RTU-300 – по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и
RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП,
-
переносной компьютер с ПОи оптический преобразовательдля 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)), номер в Государственном реестре средств
измерений 27008-04,
-
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от
-20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до
100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе 21168598.422231.0338.ИС1.М. Инструкция по
эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ
ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.
Основные положения».
2. ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3. ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
5. 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».
6. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Лист № 9
Всего листов 9
эксплуатации системы
коммерческого учета
7. «21168598.422231.0338.ИС1.М.Инструкцияпо
автоматизированнойинформационно-измерительной
электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Прогресс Энерго»
(ООО «Прогресс Энерго»)
Юридический адрес:
121374, г. Москва,
ул. Красных Зорь, д. 21 стр. 1
Почтовый адрес:
107023, г. Москва,
ул. Электрозаводская, д. 14, стр.4.
Тел./Факс: (495) 229-09-40, 228-08-59
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»
(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Аттестат аккредитации № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Юридический адрес:
119361, г. Москва
ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495) 437-55-77
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 50115-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "АтомЭнергоСбыт" (ФГУП ФНПЦ "ПО Старт") | Нет данных | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 57615-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Чирюрт" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 70175-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Ставролен" - II очередь | Нет данных | ООО "Энергометрология", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 59990-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Восточно-Сибирской железной дороги, филиала ОАО "РЖД" в границах ОАО "Иркутская электросетевая компания" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 43783-10 | Система измерений количества и показателей качества нефти УПН-1 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения | Нет данных | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва | 1 год | 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