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 АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО "Энерготраст" Нет данных, ГРСИ 50040-12
Номер госреестра:
50040-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО "Энерготраст"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Московское городское энергосбытовое предприятие" (Мосгорэнерго), г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 46705
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО
«Энерготраст»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта
электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Энерготраст
»
(далее –
АИИС КУЭ), предназначена для измерения электроэнергии (мощности), потребляемой ОАО
«Мосгорэнерго» (г. Москва), а также регистрации и хранения параметров электропотребления,
формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка
электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут
быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
·
измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
·
периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин);
·
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз
данных) и от несанкционированного доступа;
·
передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
·
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних
пользователей);
·
обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
·
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
·
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
·
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему.
АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ОАО
«Мосгорэнерго»
-
1-й уровень информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК
ТИ);
-
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ уровень включает в себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-
2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ПСЧ-4ТМ.05
и
Меркурий 230 ART-
00 PQRSIN по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005
(в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства
каналов передачи данных. Состав 1-го уровня приведен в таблице 2.
(ИВК) включает в себя сервер базы данных (далее – сервер БД) типа HP ProLiant
ML370 G5; 6 сотовых модема стандарта GSM 900/1800 Siemens MC35, систему обеспечения
лист № 2
всего листов 10
единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройство синхронизации времени УСВ-1,
программное обеспечение ПО Альфа Центр Многопользовательская версия, коммуникационное
оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, GSM-модемы
Siemens MC-35i), устройство бесперебойного питания сервера (UPS);
Измерительные каналы (далее – ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни
АИИС КУЭ.
Первичныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью проводных линий связи поступает
на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий
диск. Оба сервера подключаются к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы
выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и
мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение
поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача
информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в
соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе устройства синхронизации времени УСВ-1, установленного на уровне ИВК. УСВ-1
включает в себя GPS – приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников
глобальной системы позиционирования (GPS). Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со
временем GPS – приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при
расхождении часов сервера и GPS – приемника на ±1 с. Сверка показаний часов счетчиков
АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов
счетчиков с часами сервера на ±2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Организация защиты от несанкционированного доступа: в АИИС КУЭ предусмотрена
многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО,
пломбирование счетчиков и информационных цепей.
Организация защиты от несанкционированного доступа: в АИИС КУЭ предусмотрена
многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО,
пломбирование счетчиков и информационных цепей.
Программное обеспечение
В состав прикладного программного обеспечения (ПО) сервера БД АИИС КУЭ ОАО
«Мосгорэнерго» наобъектеЗАО«Калужскийсельскохозяйственныйцентр» входит
многопользовательский программный комплекс «Альфа ЦЕНТР» с возможностью опроса до
5000 (пяти тысяч) точек счетчиков электрической энергии.
ПО «Альфа ЦЕНТР» базируется на принципах клиент-серверной архитектуры и
обеспечивает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД
используется ORACLE Personal Edition 11. В ПО предусмотрено разграничение доступа к
функциям для различных категорий пользователей, а также фиксации действий персонала в
системном журнале.
лист № 3
всего листов 10
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов
организации измерительных каналов ПО «Альфа ЦЕНТР» и определяются классом
применяемых электросчетчиков и трансформаторов.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО
«Альфа ЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации,
поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного)
значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного АИИС КУЭ
приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Наимено-
вание
програм-
много
обеспече-
ния
Наименова-
ние файла
Номер
версии
програм-
много
обеспечения
Amrserver.exe
3.32.0.0
Amrс.exe
3.32.0.0
Amra.exe
3.32.0.0
B7DC2F29537555
3578237FFC2676
B153
драйвер работы с
БД
Cdbora2.dll
3.31.0.0
encryptdll.dll
2.0.0.0
ПО
«Альфа
ЦЕНТР»
alphamess.dll
Номер
версии
отсутствует
B8C331ABB5E34
444170EEE9317D
635CD
MD5
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифи-
катора
програм-
много
обеспечения
Цифровой
идентификатор
программного
обеспечения
(контрольная
сумма
исполняемого
кода)
94B754E7DD0A5
7655C4F6B8252A
FD7A6
8278B954B23E73
646072317FFD09
BAAB
Наименование
программного
модуля
(идентификацион
ное
наименование
программного
обеспечения)
Планировщик
опроса и
передачи данных
драйвер ручного
опроса счетчиков
и УСПД
Драйвер
автоматического
опроса счетчиков и
УСПД
5E9A48ED75A27
D10C135A87E77
051806
0939CE05295FB
CBBBA400EEAE
8D0572C
Библиотека
шифрования
пароля счетчиков
библиотека
сообщений
планировщика
опросов
В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень «С» защиты программного обеспечения от
непреднамеренных и преднамеренных изменений.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) приведен в табл. 2. Значение характеристик
погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены в таблицах 3,4. Основные
технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 5.
лист № 4
всего листов 10
Блок-схема АИИС КУЭ приведена на рис. 1
Рис. 1
лист № 5
всего листов 10
№ ИК
Наименование
объекта
Класс
точности
Номинальное
напряжение
Заводской
номер
Вид
электроэ-
нергии
акт./реакт
.
акт./реакт
.
ПСЧ-4ТМ.05
акт./реакт
.
ПСЧ-4ТМ.05
акт./реакт
.
Таблица 2 Состав 1-го уровня ИК
Класс
Тип ТТ К тт точноЗаводской номер
сти
Класс Завод-
Тип ТНК ттточноскойТип счетчика
сти номер
Номинальный
ток
А/АABC
кВ/кВ
ВА
12345678
9101112
13
1415161718
10
ТПЛ-
400/50,5
240567721277НТМИ-6
6/0,1
0,54257
0,5S/1,0
100
5
11088251
-10
ТПФМ
300/50,5
39583-28058НТМИ-6
6/0,1
0,54257
Меркурий 230
ART-00
PQRSIDN
Меркурий 230
ART-00
PQRSIDN
0,5S/1,0
100
5
10181607
10
ТПФ-
200/50,5
29817-11570НТМК-6
6/0,1
0,51442
0,5S/1,0
100
5
0303072232
ячейка МВ-6 Т-4
1 ПС "Новые
Горки" (35/6 кВ)
ячейка МВ-6 Т-3
2 ПС "Новые
Горки" (35/6 кВ)
ячейка МВ-6 Т-2
3 ПС"Новые
Горки" (35/6 кВ)
ячейка МВ-6 Т-1
4 ПС "Trial Горки"
(35/6 кВ)
-10
ТПФМ
200/50,5
25963-33937НТМК-6
6/0,1
0,51442
0,5S/1,0
100
5
0303072107
лист № 6
всего листов 10
Таблица 3
Характеристики погрешностей ИК
при измерении активной электроэнергии
№ ИК
1 - 4
Предел
допускаемой относительной погрешности ИК
Диапазон значенийТиппри измерении реактивной электроэнергии при значении
cos φнагрузки рабочего тока в % от номинального первичного тока ТТ, %
1≤ I
раб
<22≤ I
раб
<55≤ I
раб
<20
20≤ I
раб
100≤ I
раб
<100<120
1
2345678
0,5 ≤ cos φ < 0,8 инд.
0,8 ≤ cos φ < 0,866 инд.
0,866 ≤ cos φ < 0,9 инд.
0,9 ≤ cos φ < 0,95 инд.
0,95 ≤ cos φ < 0,99 инд.
0,99 ≤ cos φ < 1 инд.
cos φ = 1
0,8 ≤ cos φ < 1емк.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.5,53,02,3
не норм.3,01,71,4
не норм.2,61,51,3
не норм.2,41,51,2
не норм.2,11,31,2
не норм.1,91,21,1
не норм.1,91,21,1
не норм.3,11,81,5
Таблица 4
Характеристики погрешностей ИК
при измерении реактивной электроэнергии
№ ИК
0,5 ≤ cos φ ≤ 0,8
не норм.
не норм.
4,7
2,7
2,1
не норм.
не норм.
5,8
3,2
2,5
0,866 < cos φ ≤ 1
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
не норм.
Предел
допускаемой относительной погрешности ИК
Диапазон значений при измерении реактивной электроэнергии при значении рабочего
cos φтока в % от номинального первичного тока ТТ, %
1≤ I
раб
<22≤ I
раб
<55≤ I
раб
<20 20≤ I
раб
<100
100≤ I
раб
<120
1
234567
1 - 40,8 < cos φ ≤ 0,866
Примечания к таблицам 3 и 4:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2 Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) U
ном
; ток (0,05 - 1,2) Iном, cos
j
= 0,9 инд; температура окружающей
среды (20
±
5)
°
С.
3 Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uном; ток (0,05 - 1,2) Iном при трансформаторе тока с классом точности
0,5, cos
j
= 0,8 инд.;
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70° С, для
счетчиков от минус 40 до плюс 70°С; для сервера от плюс 10 до плюс 40°С;
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, многофункциональные
счетчики типа Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN и ПСЧ-4ТМ.05 активной и реактивной энергии класса точности
0,5S/1,0 в соответствии с ГОСТ 52323-2005 при измерении активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 при
измерении реактивной электроэнергии;
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в
установленном в ОАО "Мосгорэнерго" порядке.
лист № 7
всего листов 10
Номинальный ток:
Диапазон тока:
Номинальное напряжение:
6000 В
100 В
От 5700 до 6300 В
От 95 до 105 В
От 0,8 до 1,0
Номинальный ток:
Диапазон тока:
Номинальное напряжение:
Номинальный ток:
Диапазон тока:
Номинальное напряжение:
От 0,8 до 1,0
Таблица 5
Основные технические характеристики АИИС КУЭ
№
ИК
Наименование характеристикиЗначение
400 А
5 А
первичный (Iн
1
)
вторичный (Iн
2
)
первичного (I
1
)
вторичного (I
2
)
От 20 до 480 А
От 0,05 до 6 А
первичное (Uн
1
)
вторичное
(Uн
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное
(Uн
2
)
Коэффициент мощности cos
j
Номинальная нагрузка ТТ
От 0,5 до 1,0
10 ВА
Допустимый диапазон нагрузки ТТ
От 2,5 до 10 ВА
1
Диапазон напряжения:
во вторичной цепи
Допустимое значение сos
j
2
нагрузки ТТ
первичный (Iн
1
)
вторичный (Iн
2
)
первичного (I
1
)
вторичного (I
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное (Uн
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное (Uн
2
)
300 А
5 А
От 15 до 360 А
От 0,05 до 6 А
6000 В
100 В
От 5700 до 6300 В
От 95 до 105 В
От 0,5 до 1,0
10 ВА
2
Диапазон напряжения:
Коэффициент мощности cos
j
Номинальная нагрузка ТТ
Допустимый диапазон нагрузки ТТ
От 2,5 до 10 ВА
Допустимое значение сos
j
2
во вторичной цепи
нагрузки ТТ
От 0,8 до 1,0
первичный (Iн
1
)
вторичный (Iн
2
)
первичного (I
1
)
вторичного (I
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное (Uн
2
)
первичное (Uн
1
)
вторичное (Uн
2
)
200 А
5 А
От 10 до 240 А
От 0,05 до 6 А
6000 В
100 В
От 5700 до 6300 В
От 95 до 105 В
Коэффициент мощности cos
j
Номинальная нагрузка ТТ
Допустимый диапазон нагрузки ТТ
От 0,5 до 1,0
10 ВА
От 2,5 до 10 ВА
3, 4
Диапазон напряжения:
Допустимое значение сos
j
2
во вторичной цепи
нагрузки ТТ
Надежность применяемых в системе компонентов:
лист № 8
всего листов 10
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т
ср
= 120 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности не более t
в
= 2 ч;
- Трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Т
ср
= 400 000 ч, среднее
время восстановления работоспособности не более t
в
= 2 ч;
- сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т
ср
= 15843 ч, среднее время
восстановления работоспособности не более t
в
= 2 ч;
Надежность системных решений:
·
резервирование питания с помощью устройства АВР;
·
резервированиеканаловсвязи:информацияорезультатахизмеренийможет
передаваться в организации – участники оптового рынка электроэнергии с помощью
электронной почты и сотовой связи;
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени;
·
журнал ИВК:
- параметрирование;
- попытка не санкционируемого доступа;
- коррекция времени;
Защищённость применяемых компонентов:
·
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
·
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на сервер;
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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
2730 часов.
Сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств
измерений на срок не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной
документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средств измерения
лист № 9
всего листов 10
Таблица 6 Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента системы
Количество (шт)
2
2
3
2
2
1
1
1
1 комплект
1 комплект
Счетчик электрической энергии Меркурий 230 ART-00 PQRSIN,
КТ 0,5S/1,0
Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05, КТ 0,5S/1,0
Трансформатор тока ТПЛ-10, К тт 400/5
Трансформатор тока ТПФМ-10, К тт 300/5
Трансформатор тока ТПФМ-10, К тт 200/5
Инструкция по эксплуатации МГЭР.411713.004.010 - ИЭ.М
Методика поверки КПНГ.411713.122 МП
Формуляр МГЭР.411713.004.010– ФО.М
Сервер HP ProLiant ML370 G5; 6 сотовых модема стандарта GSM 900/1800 Siemens
MC35.900/1800 IRZ MC52iT.
ПО Альфа Центр Многопользовательская версия
20.02/2010/С-6144
Устройство синхронизации системного времени УСВ-1, № 1611
1
Поверка
осуществляется в соответствии с документом КПНГ.411713.122 МП Методика поверки
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучёта
электроэнергииАИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Энерготраст»,
утверждённым ГЦИ СИ ООО "ИЦ "Энерготестконтроль" 02.04.2012 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
1) Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
2) Средства поверки счётчиков электрической энергии в соответствии с утвержденным
документом "Счётчики электрической энергии трёхфазные статические Меркурий 230.
Методика поверки АВЛГ.411152.021 МП";
3) ПереноснойкомпьютерсПО"КонфигураторМеркурий230"иоптическим
преобразователем для работы со счетчиками системы;
4) средстваповеркисчетчиковэлектрическойэнергиимногофункциональныхПСЧ-
4ТМ.05М.17, согласно методики поверки ИЛГШ.411152.l46РЭ1;
5) Средства поверки УСВ-1 в соответствии с утвержденным документом "Устройства
синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001 И1", утверждённым
ФГУП "ВНИИФТРИ" 12.05.2010 г. оборудование для поверки УСВ-1 в соответствии с
методикой поверки (ВЛСТ 221.00.000 МП), утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004
году;
6) Радиоприемник станций радиовещания, принимающий сигналы службы точного времени.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методы измерений, которые используются в АИИС КУЭприведены в документе
КПНГ.411713.122МИ–Методика(метод)измерений электроэнергииСистема
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии
АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Энерготраст»;
Методика (метод) измерений - КПНГ.411713.122 МИ аттестована ГЦИ СИ – ООО
"Испытательный центр "Энерготестконтроль" поГОСТ Р 8.563-2009 .Свидетельство об
аттестации № 77/01.00066-2010/2012 от 30.03.2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ:
1) ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия;
2) ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения;
3) ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия;
лист № 10
всего листов 10
4) ГОСТ 1983-2001.Трансформаторы напряжения, Общие технические условия;
5) ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерений электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики
активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S";
6) ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии".
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество "Мосгорэнерго"
125581, г. Москва, ул. Лавочкина, д.34
Тел/факс: 8(495) 730-53-12/747-07-61
E-mail:
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ООО
"Испытательный центр "Энерготестконтроль" (ГЦИ СИ - ООО "ИЦ "Энерготестконтроль")
Адрес: 11543, г. Москва, ул. Первомайская, д.35/18,стр.1,
аттестат аккредитации № 30067-10.
Почтовый адрес : 115419, г. Москва, ул. 2-й Рощинский проезд, дом 8
Тел/факс: (495) 737 61 17
E-mail:
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
М.П."_____"_________2012г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 27578-04 | Система измерительная Товарно-сырьевое производство, Насосная №93 | Нет данных | ОАО "ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез", г.Кстово | 3 года | Перейти |
| 56380-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Районная" для энергоснабжения ООО "Континенталь" | Нет данных | ЗАО "Росэнергосервис", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 67891-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) (АИИС КУЭ) филиала АО "Татэнерго" - Казанская ТЭЦ-2 | Нет данных | ООО "Татарстан Автоматизация и Связь Энерго", г.Казань | 4 года | Перейти |
| 83246-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Чульманская ТЭЦ" филиала "Нерюнгринская ГРЭС" АО "ДГК" | Обозначение отсутствует | Акционерное общество "РЭС Групп", г. Владимир | 4 года | Перейти |
| 52526-13 | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на ФВД ЦПС Лор-Еганского месторождения ОАО "ТНК-Нижневартовск" | Нет данных | Дочернее ЗАО "Обьэнергосбережение", г.Нижневартовск | 2 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