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 330 кВ Бологое Нет данных, ГРСИ 49428-12
Номер госреестра:
49428-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330 кВ Бологое
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Энсис Технологии", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 03117-59073365-05
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 45956
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии ПС 330 кВ Бологое
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ПС 330 кВ Бологое (далее – АИИС КУЭ ПС 330 кВ Бологое) предназна-
чена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов вре-
мени.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ ПС 330 кВ Бологое является двухуровневой системой с иерархической
распределенной обработкой информации:
– первый – уровень измерительных каналов (далее – ИК);
– второй – уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (да-
лее – ИВКЭ);
В состав АИИС КУЭ ПС 330 кВ Бологое входит система обеспечения единого време-
ни (далее – СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.
АИИС КУЭ ПС 330 кВ Бологое решает следующие задачи:
– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и
автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений
приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
– формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов
измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в элек-
тронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
– передача в организации – участники ОРЭ результатов измерений (1 раз в сутки);
– синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и с помощью
СОЕВ, соподчиненной национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени
с пределами погрешности ± 5 с;
– автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-
технических средств ИК и ИВКЭ;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).
АИИС КУЭ ПС 330 кВ Бологое включает следующие уровни:
1-й уровень ИК состоит из 14 измерительных каналов и включает в себя:
– измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S; 0,5; 10;
– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2; 0,5;
– cчетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа класса точности
0,2S/0,5; 0,5S/1;
– вторичные измерительные цепи.
2-й уровень ИВКЭ включает в себя:
– технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
– устройство сбора и передачи данных (УСПД).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигна-
лов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и
напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и пол-
Лист № 2
Всего листов 12
ной 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 вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием
результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал вре-
мени 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени усред-
нения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электрической энергии.
АИИС КУЭ ПС 330 кВ Бологое оснащена СОЕВ. Синхронизация времени производит-
ся с помощью устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS приемника,
принимающего сигналы глобальной системы позиционирования (GPS). От УССВ синхронизи-
руются внутренние часы УСПД, а от них – внутренние часы счетчиков, подключенных
к УСПД.
Регламентированный доступ к информации серверов данных АИИС КУЭ с автомати-
зированных рабочих мест (АРМ) операторов осуществляется через сегмент локальной вычис-
лительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбирова-
нием:
– испытательной коробки (специализированного клеммника);
– крышки клеммных отсеков счетчиков.
Программное обеспечение
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
– периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов
измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);
– автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
– хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в
специализированной базе данных;
– автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям по-
лучателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, гра-
фиков с возможностью получения печатной копии;
– использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов из-
мерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом
(ИАСУ КУ (КО));
– конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспе-
чения;
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного
доступа к данным;
– сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановле-
ния питания;
– передача данных по присоединениям в сервера ЦСОД МЭС Центра, ОАО «АТС» и
другим заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений;
– автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ ПС 330 кВ Бологое, событий в АИИС КУЭ ПС 330 кВ Бологое.
Лист № 3
Всего листов 12
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПС 330 кВ Бологое;
– обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
– автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование
программного
обеспечения
Идентификационное наимено-
вание программного обеспече-
ния
(наименование програмного
модуля , наименование файла)
Номер
версии
(иденти-
фика-
ционный
номер)
программ-
ного обес-
печения
Цифровой иден-
тификатор про-
граммного обес-
печения (кон-
трольная сумма
исполняемого ко-
да)
e357189aea0466e9
8b0221dee68d1e12
745dc940a67cfeb3
a1b6f5e4b17ab436
ed44f810b77a6782
abdaa6789b8c90b9
0939ce05295fbcbb
ba400eeae8d0572c
Комплексы из-
мерительно-
вычислительные
для учета элек-
трической энер-
гии «Альфа-
ЦЕНТР»
11.07.01.01
b8c331abb5e34444
170eee9317d635cd
MD5
Алгоритм
вычисле-
ния циф-
рового
иденти-
фикатора
про-
граммно-
го обес-
печения
0ad7e99fa26724e6
5102e215750c655a
ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Про-
грамма планировщик опроса и
передачи данных (стандартный
каталог для всех модулей, Am-
rserver.exe)
ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер
ручного опроса счетчиков,
Amrc.exe)
ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер
автоматического опроса счет-
чиков, Amra.exe)
ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер
работы с БД, Cdbora2.dll)
ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Библио-
тека шифрования пароля счет-
чиков, Encryptdll.dll)
ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Библио-
тека сообщений планировщика
опросов, Alphamess.dll)
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-
ний соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:
– установкой пароля на счетчик;
– установкой пароля на сервер;
– защитой результатов измерений при передаче информации (использованием элек-
тронной цифровой подписи).
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Канал
измерений
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
%
Номер ИК
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ в Госреестре СИ
cos φ = 0,87
sin φ = 0,5
cos φ = 0,5
sin φ = 0,87
440000
16666-97
EA02RAL-P3B4
Активная
Реактивная
± 0,6
± 1,0
± 1,4
± 1,3
Метрологические
характеристики
Доверительные границы отно-
сительной погрешности ре-
Состав измерительного каналазультата измерений количества
активной и реактивной элек-
трической энергии и мощности
при доверительной вероятно-
сти Р=0,95:
Наименование объекта
учета, диспетчерское
наименование
присоединения
Основная
погрешность
ИК,
Обозначение, тип%
Ктт ·Ктн ·Ксч
Вид электрической энергии
56
7
8
ТТ
ТН
4
АТАТ
В ТАТ
С ТАТ
АСРВ 123
ВСРВ 123
ССРВ 123
12 3
КТ=0,2S
Ктт=400/1
29838-05
КТ=0,2
Ктн=110000:√3/100:√3
15853-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
1
Арматурная 1
Счетчик
Лист № 4
Всего листов 12
ТТ
ТН
440000
2
Арматурная 2
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P3B4
ТТ
ТН
660000
3
Бочановка
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P3B4
ТТ
ТН
660000
4
В. Волочек
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P3B4
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6
7 8
АТАТ
ВТАТ
СТАТ
АСРВ 123
ВСРВ 123
ССРВ 123
КТ=0,2S
Ктт=400/1
29838-05
КТ=0,2
Ктн=110000:√3/100:√3
15853-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 0,6 ± 1,4
Реактивная ± 1,0 ± 1,3
АТАТ
ВТАТ
СТАТ
АСРВ 123
ВСРВ 123
ССРВ 123
КТ=0,2S
Ктт=600/1
29838-05
КТ=0,2
Ктн=110000:√3/100:√3
15853-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 0,6 ± 1,4
Реактивная ± 1,0 ± 1,3
АТАТ
ВТАТ
СТАТ
АСРВ 123
ВСРВ 123
ССРВ 123
КТ=0,2S
Ктт=600/1
29838-05
КТ=0,2
Ктн=110000:√3/100:√3
15853-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 0,6
± 1,4
Реактивная ± 1,0
± 1,3
Лист № 5
Trial листов 12
ТТ
ТН
440000
5
Выползово 1
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P3B4
ТТ
ТН
440000
6
Выползово 2
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B4
ТТ
ТН
660000
7
Поплавенец
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P3B4
Продолжение таблицы 2
1
2 3 4 5 6 7 8
АТАТ
ВТАТ
СТАТ
АСРВ 123
ВСРВ 123
ССРВ 123
КТ=0,2S
Ктт=400/1
29838-05
КТ=0,2
Ктн=110000:√3/100:√3
15853-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 0,6 ± 1,4
Реактивная ± 1,0 ± 1,3
АТАТ
ВТАТ
СТАТ
АСРВ 123
ВСРВ 123
ССРВ 123
КТ=0,2S
Ктт=400/1
29838-05
КТ=0,2
Ктн=110000:√3/100:√3
15853-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 0,6 ± 1,4
Реактивная ± 1,0 ± 1,3
АТАТ
ВТАТ
СТАТ
АСРВ 123
ВСРВ 123
ССРВ 123
КТ=0,2S
Ктт=600/1
29838-05
КТ=0,2
Ктн=110000:√3/100:√3
15853-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 0,6
± 1,4
Реактивная ± 1,0
± 1,3
Лист № 6
Всего листов 12
ТТ
ТН
440000
8
Т-1 Сторона 110 кВ
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P3B4
± 1,4
± 1,3
ТТ
ТН
440000
9
Т-2 Сторона 110 кВ
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P3B4
± 1,4
± 1,3
ТТ
ТН
440000
10
Удомля 1
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P3B4
± 1,4
± 1,3
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6
7 8
АТАТ
ВТАТ
СТАТ
АСРВ 123
ВСРВ 123
ССРВ 123
КТ=0,2S
Ктт=400/1
29838-05
КТ=0,2
Ктн=110000:√3/100:√3
15853-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 0,6
Реактивная ± 1,0
АТАТ
ВТАТ
СТАТ
АСРВ 123
ВСРВ 123
ССРВ 123
КТ=0,2S
Ктт=400/1
29838-05
КТ=0,2
Ктн=110000:√3/100:√3
15853-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 0,6
Реактивная ± 1,0
АТАТ
ВТАТ
СТАТ
АСРВ 123
ВСРВ 123
ССРВ 123
КТ=0,2S
Ктт=400/1
29838-05
КТ=0,2
Ктн=110000:√3/100:√3
15853-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 0,6
Реактивная ± 1,0
Лист № 7
Всего листов 12
ТТ
ТН
440000
11
Удомля 2
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P3B4
Активная
Реактивная
± 0,6
± 1,0
± 1,4
± 1,3
ТТ
ТН
660000
12
Хмелевка
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P3B4
Активная
Реактивная
± 0,6
± 1,0
± 1,4
± 1,3
ТТ
ТН
10500
13
Тимково
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B3
Активная
Реактивная
Не
нормируется
*
Не
нормируется *
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6
7 8
АТАТ
ВТАТ
СТАТ
АСРВ 123
ВСРВ 123
ССРВ 123
КТ=0,2S
Ктт=400/1
29838-05
КТ=0,2
Ктн=110000:√3/100:√3
15853-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
АТАТ
ВТАТ
СТАТ
АСРВ 123
ВСРВ 123
ССРВ 123
КТ=0,2S
Ктт=600/1
29838-05
КТ=0,2
Ктн=110000:√3/100:√3
15853-06
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
АТДВ-35
В-
СТДВ-35
АЗНОМ-35
ВЗНОМ-35
СЗНОМ-35
КТ=10
Ктт=150/5
-КТ=0,5
Ктн=35000:√3/100:√3
912-54
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Лист № 8
Всего листов 12
ТТ
ТН
нет ТН
40
14
Жилой дом
Счетчик
Продолжение таблицы 2
1
2 3 4 5
6 7 8
КТ=0,5
Ктт=200/5
21573-01
АТ-0,66 У3
ВТ-0,66 У3
СТ-0,66 У3
КТ=0,5S/1
Ксч=1
EA05RAL-P4B4
16666-97
Активная ± 1,0 ± 5,0
Реактивная ± 2,1 ± 3,0
* Данный канал является информационным.
Лист № 9
Всего листов 12
Лист № 10
Всего листов 12
Примечания:
1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, %» приведены границы погрешно-
сти измерений электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95;
cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном I
ном
.
2. В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, %» приве-
дены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности посредством ИК
при доверительной вероятности Р=0,95; cosφ=0,5 (sinφ=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от I
ном
.
3. Нормальные условия эксплуатации:
– параметры сети: диапазон напряжения (0,98 ÷ 1,02)U
ном
; диапазон силы тока
(1,0 ÷ 1,2)I
ном
; коэффициент мощности cos
j
=0,9 инд.
– температура окружающего воздуха для счетчиков электрической энергии: от минус
40˚С до 25˚С; УСПД – от минус 40˚С до 60˚С;
– магнитная индукция внешнего происхождения – 0 мТл;
– относительная влажность воздуха (70±5) %;
– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
– параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)U
ном1
; диапазон силы
первичного тока (0,01 ÷ 1,2)I
ном1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 ÷ 1,0 (0,6 ÷ 0,87); час-
тота (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 счетчиков электрической энергии:
– параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)U
ном2
; диапазон силы
вторичного тока (0,01 ÷ 1,2)I
ном2
; 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 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.
5. Надежность применяемых в системе компонентов:
– счётчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 80 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 48 ч;
– УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время вос-
становления работоспособности tв = 1 ч;
6. Глубина хранения информации:
– счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-
правлениях, не менее 70 суток; при отключении питания – не менее 30 лет.
– УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии
по каждому ИК – не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания – не
менее 3 лет.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на однотипные
с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена
Лист № 11
Всего листов 12
оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ
ПС 330 кВ Бологое как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени
± 5 с/сут.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится в левой верхней части титульных листов эксплуата-
ционной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную ком-
мерческого учета электрической энергии ПС 330 кВ Бологое.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ПС 330 кВ Бологое приведена в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ ПС 330 кВ Бологое
Наименование
Тип
Количество
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор напряжения
Измерительный трансформатор напряжения
Т-0,66 У3
ТАТ
ТДВ-35
ЗНОМ-35
СРВ 123
3 шт.
36 шт.
2 шт.
3 шт.
6 шт.
ЕвроАльфа14 шт.
RTU-3251 шт.
Счетчик электроэнергии многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных для автома-
тизации измерений и учета энергоресурсов
Руководство по эксплуатации
Методика поверки
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляетсяподокументу«Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 330 кВ Бологое – АИИС КУЭ
ПС 330 кВ Бологое. Методика поверки. 03117-59073365-05.МП».
Рекомендуемые средства поверки:
– переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь
для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы с
радиочасами РЧ-011;
– мультиметры Ресурс-ПЭ – 2 шт.;
– радиочасы РЧ-011/2.
Сведенияометодиках (методах) измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика изме-
рений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 330 кВ Бологое.
Свидетельство об аттестации № 01.00230/39-2011 от 29.12.2011 г.
Лист № 12
Всего листов 12
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной ин-
формационно-измерительнойкоммерческогоучётаэлектрическойэнергииПС 330 кВ Бологое
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
Рекомендации по областям применения в сферах государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «Энсис Технологии»
105066, г. Москва, ул. Новорязанская, д. 31/7, корп. 2.
Телефон: (495) 514-02-00; Факс (495) 514-02-00; Сайт:
Заявитель
ЗАО «Метростандарт»
117997, г. Москва, ул. Профсоюзная, д.65, стр. 1.
Телефон: (495) 745-21-70; Факс (495) 705-97-50; Сайт:
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20;
Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:
Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государ-
ственном реестре средств измерений под № trial-10.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ. Р. Петросян
М.п.«___» _____________ 2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 21906-01 | Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления | Пирамида | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 80489-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ПЭК" (ПС 110/6 кВ Луч) | Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоСнабСтройПроект" (ООО "ЭССП"), г. Владимир | 4 года | Перейти | |
| 63668-16 | Измерители удельной электрической проводимости воздуха | Электропроводность-2М | ФГБУ "Главная геофизическая обсерватория им.А.И.Воейкова" (ГГО), г.С.-Петербург | 2 года | Перейти |
| 52180-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РУСАЛ Братский алюминиевый завод" | Нет данных | ЗАО "Ирмет", г.Иркутск | 4 года | Перейти |
| 65211-16 | Система измерений количества и показателей качества природного газа на объекте КГПТО ОАО "ТАИФ-НК" | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 3 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