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 ОАО "ВНИИТрансмаш" Нет данных, ГРСИ 50741-12
Номер госреестра:
50741-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ВНИИТрансмаш"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ПО "Энергоресурс", г.С.-Петербург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 47589
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-
та электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш» (далее АИИС) предназначена для измерения
активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электри-
ческой мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).
Описание средства измерений
АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС выполняет следующие функции:
-
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привя-
занных к шкале времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин);
-
хранение результатов измерений в специализированной базе данных в течении
3,5 лет;
-
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фик-
сация всех действий пользователей с базами данных;
-
подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте
внешним организациям;
-
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений,
данным о состоянии средств измерений со внешних систем;
-
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей
и т.п.);
-
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств АИИС;
-
конфигурирование и настройка параметров АИИС;
-
измерение времени.
АИИС имеет двухуровневую структуру:
-
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений
(ИИК ТИ);
-
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ состоит из:
-
трансформаторов тока (ТТ);
-
трансформаторов напряжения (ТН);
-
счётчиков электроэнергии типов СЭТ-4ТМ.03М
ИВК состоит из комплекса программно-технического измерительного «Е-ресурс» ES.01
(далее ПТК, Госреестр СИ №46554-11) в составе:
-
устройства сбора и передачи данных (УСПД) в составе комплекса программно-
технического «Е-ресурс» ES.01;
-
сервера баз данных (СБД);
Лист № 2
всего листов 9
-
GPS-приемника меток точного времени Global Sat MR-350;
-
автоматизированных рабочих мест.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобра-
зования тока и напряжения для каждого присоединения, в которых они используются.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются
счетчиками электрической энергии АИИС в цифровой код. По мгновенным значениям си-
лы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгно-
венные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисля-
ется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадрати-
ческие значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значе-
ний активной и полной мощности. Вычисленные значения активной и реактивной мощно-
сти каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних
регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому
виду и направлению передачи электроэнергии. Количество накопленных в регистрах им-
пульсов за 30-минутный интервал времени пропорционально энергии каждого вида и на-
правления.
По окончании 30-минутного интервала накопленное количество импульсов из ка-
ждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием
времени измерений в координированной шкале времени UTC. Результаты измерений
электроэнергии за 30-минутный интервал передаются по цифровому интерфейсу RS-485 в
GSM модем и далее в УСПД по сети сотовой связи GSM.
УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики электрической энергии и соби-
рает результаты измерений, осуществляет обработку, заключающуюся в пересчете коли-
чества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины, хранит ре-
зультаты измерений в регистрах собственной памяти и передает их в СБД. СБД осуществ-
ляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении
на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение в базе данных АИИС.
На уровне ИВК обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из
базы данных и автоматическая передача результатов измерений во внешние системы по
протоколу SMTP в формате XML 1.0, в том числе в ПАК ОАО «АТС».
Связь между ИИК ТИ и УСПД осуществляется по каналу мобильной связи стан-
дарта GSM посредством коммуникатора типа С-1.01.
Передача данных от СБД во внешние по отношению к АИИС системы осуществля-
ется по глобальной сети передачи данных Интернет.
ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Перечень ИК и состав ИИК ТИ приведен в таблице 1.
АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC. Синхронизация часов ПТК со
шкалой UTC производится от GPS-приемника в постоянном режиме. Передача шкалы
времени от ПТК часам счетчиков электрической энергии осуществляется каждый раз при
их опросе. ПТК вычисляет разницу между показаниями своих часов и счетчика, и если
поправка часов счетчика превышает ±2 с, производит коррекцию часов счетчика. Коррек-
ция часов счетчика производится не чаще одного раза в сутки на величину не более 119 с.
Структура АИИС допускает изменение количества измерительных каналов с ИИК
ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ отличными по составу от
указанных в таблице 1, но совместимыми с компонентами ИК по электрическим, инфор-
мационным и конструктивным параметрам.
В АИИС допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на ана-
логичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у
перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-
2011.
Лист № 3
всего листов 9
Таблица 1 – Перечень ИК и состав ИИК ТИ
№ИК Наименование ИК
Тип ТТКоэфф.
тр. ТТ
Кл.т. ТТ
Тип ТН
Коэфф.
тр. ТН
Кл.т. ТН
Тип счетчика
Кл.т. счетчика
1Ввод 1 с ПС 222-
110/35/6кв ф.308
ТОЛ-10600/5
0,5
НТМИ-6-66
6000/100
0,5
СЭТ-4ТМ03М
0,5S/1
2Ввод с ПС 222-
110/35/6кв ф.310
ТПОЛ-10600/5
0,5
НТМИ-6
6000/100
0,5
СЭТ-4ТМ03М
0,5S/1
3Ввод с ПС 222-
110/35/6кв ф.403
ТПЛ-10400/5
0,5
НТМИ-6
6000/100
0,5
СЭТ-4ТМ03М
0,5S/1
4Ввод с ПС 222-
110/35/6кв ф.408
ТПОЛ-10600/5
0,5
НТМИ-6-66
6000/100
0,5
СЭТ-4ТМ03М
0,5S/1
5Ввод с ПС 222-
110/35/6кв ф.512
ТПОЛ-10600/5
0,5
НТМИ-6
6000/100
0,5
СЭТ-4ТМ03М
0,5S/1
6Ввод с ПС 222-
110/35/6кв ф.613
ТПОЛ-10600/5
0,5
НТМИ-6
6000/100
0,5
СЭТ-4ТМ03М
0,5S/1
7Ввод 2 с ПС 222-
110/35/6кв ф.308
ТОЛ-10300/5
0,5
НТМИ-6-66
6000/100
0,5
СЭТ-4ТМ03М
0,5S/1
8РП-56/0,4кВф.9 ТПЛМ-10 150/50,5НТМИ-66000/1000,5СЭТ-4ТМ03М 0,5S/1
СТ "Трансмаш"
9РП-5 6/0,4кВ ф.27 ТПЛ-1050/50,5НТМИ-66000/1000,5СЭТ-4ТМ03М 0,5S/1
СТ "Трансмаш"
Лист № 4
всего листов 9
Программное обеспечение
Программное обеспечение АИИС состоит из подсистемзапуска и контроля
работы программных модулей (модуль «en_daemon»); обеспечения единого времени
(служба NTP); сбора данных (модуль «server»); коммутации каналов связи (модуль
«communicator»); планирования заданий (модуль «sheduler»); поддержки каналов связей
(модули «ip_server» и «ip_client»); поддержки центральной БД и обеспечения доступа к
данным, аппаратно размещаемых на СБД и УСПД.
Подсистема запуска и контроля работы программных модулей функционирует на
УСПД и включает в себя модули обнаружения отказа работы других подсистем, модули
запуска и перезапуска подсистем.
Подсистема обеспечения единого времени функционирует на СБД и УСПД,
включает в себя программную службу NTP и драйвер приёмника сигнала точного
времени.
Подсистема сбора данных функционирует на УСПД и включает в себя
программные модули драйвера счётчиков электрической энергии, драйвера внутреннего
протокола обмена информацией между модулями, драйвера взаимодействия с СУБД.
Подсистема периодически, по командам подсистемы планирования заданий, опрашивает
счётчики электрической энергии, поддерживающие протокол обмена «СЭТ4ТМ»,
выполняет сбор результатов измерений и данных служебных журналов счётчиков
электрической энергии, синхронизацию шкалы времени встроенных часов счётчиков
электрической энергии.
Подсистема коммутации каналов связи функционирует на УСПД и включает в
себя программные модули обеспечения связи счётчиков электрической энергии с
подсистемой сбора данных.
Подсистема планирования заданий функционирует на УСПД и включает в себя
программные модули для периодического формирования заданий на опрос счётчиков
электрической энергии и сбор с них требуемой информации.
Подсистема поддержки центральной БД состоит из одного программного модуля
и функционирует на СБД. Подсистема, помимо прочих функций,выполняет
периодическую отправку информации с квитированием по заранее заданным адресам с
использованием протоколов электронной почты (POP3, SMTP).
Подсистема обеспечения доступа к данным состоит из набора программ,
функционирующих в программной среде веб-сервера, который размещается на УСПД.
Подсистема предоставляет пользователям интерфейса для санкционированного доступа к
результатам измерений и данным служебных журналов счётчиков электрической энергии,
хранящихся в центральной БД
Подсистемы сбора данных, коммутации каналов связи и планирования заданий
ведут системные журналы событий, в которые заносятся сведения о всех выполняемых
действиях, связанных с функционированием подсистем ПТК.
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС приве-
дены в таблице 2.
Наименование
программного
обеспечения
Алгоритм вы-
числения циф-
рового
идентифика-
тора
модульне присв.
Таблица 2. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
Номер версии Цифровой иденти-
Идентификационное (идентифика-фикатор про-
наименование про-ционный но- граммного обеспе-
граммного обеспече- мер) программ- чения (контроль-
ния ного обеспече- ная сумма испол-
нияняемого кода)
Программный
УСПД, usr/sbin, b728f704ac06ad40f
MD5
«
en_daemo
n
»
en_daemon679223378da8389
(RFC1321)
Лист № 5
всего листов 9
Алгоритм вы-
числения циф-
рового
идентифика-
тора
62f7b8deceb8d0f91
825b905e07956e5
MD5
(RFC1321)
83d549da0434bd52
1213b9a280dcae56
MD5
(RFC1321)
253e843366b7e073f
96fc494b1b2987b
MD5
(RFC1321)
ae5e5a89856af562e
38b68eba77c2272
MD5
(RFC1321)
28a25e10d49b8f909
d3b1af8813b16c7
MD5
(RFC1321)
6bdb847f01269b560
19febdef00434b9
MD5
(RFC1321)
850e37dd333e4ec7e
88e2d3b4ec30760
MD5
(RFC1321)
6870f2c773f6eb347
affdeda569650b2
MD5
(RFC1321)
22ee94e8784266a0f
61f028c536ceeaa
MD5
(RFC1321)
7acdf74ab91a60da1
db8a470ec84eaf0
MD5
(RFC1321)
dde97f3cf767b6723
e18da4432e131b6
MD5
(RFC1321)
94bdcffdeac8fec330
c770a3efdee0b0
MD5
(RFC1321)
4e92bda598a391cfb
2b0968dd3115fb9
MD5
(RFC1321)
cbcece60133335863
19ef3ff5793222d
MD5
(RFC1321)
0711ef3c73d642551
feb9cd46580dc1c
MD5
(RFC1321)
Наименование
программного
обеспечения
Цифровой иденти-
фикатор про-
граммного обеспе-
чения (контроль-
ная сумма испол-
няемого кода)
dev,
en_tempdbgrid.php
Номер версии
Идентификационное (идентифика-
наименование про- ционный но-
граммного обеспече- мер) программ-
нияного обеспече-
ния
ПрограммныйУСПД,
модульusr/bin/e-resource,не присв.
«server»server
ПрограммныйУСПД,
модуль «com-usr/bin/e-resource,не присв.
municator»communicator
ПрограммныйУСПД,
модульusr/bin/e-resource,не присв.
«scheduler»scheduler
ПрограммныйУСПД,
модульusr/bin/e-resource,не присв.
«ip_client»ip_client
ПрограммныйУСПД,
модульusr/bin/e-resource,не присв.
«ip_server»ip_server
ПрограммныйУСПД,
модульusr/bin/e-resource,не присв.
«ringer»ringer
УСПД,
en_datavar/www/textpattern/не присв.
dev, en_data.php
УСПД,
en_global_setvar/www/textpattern/не присв.
dev, en_global_set.php
УСПД,
en_constvar/www/textpattern/не присв.
dev, en_const.php
УСПД,
en_logsvar/www/textpattern/не присв.
dev, en_logs.php
УСПД,
en_lib_dbvar/www/textpattern/не присв.
dev, en_lib_db.php
УСПД,
en_a_server var/www/textpattern/ не присв.
dev, en_a_server.php
УСПД,
en_local_setvar/www/textpattern/не присв.
dev, en_local_set.php
УСПД,
en_loginvar/www/textpattern/не присв.
dev, en_login.php
УСПД,
en_tempdbgrid
var/www/textpattern/
не присв.
Лист № 6
всего листов 9
Алгоритм вы-
числения циф-
рового
идентифика-
тора
50c089d13738d920
18e0359f7dfa5fdb
MD5
(RFC1321)
88b9627c18dffb8d6
f193938064ba739
MD5
(RFC1321)
103d0820cce19a550
b28622d1b8e18ef
MD5
(RFC1321)
Наименование
программного
обеспечения
Цифровой иденти-
фикатор про-
граммного обеспе-
чения (контроль-
ная сумма испол-
няемого кода)
dev,
Номер версии
Идентификационное (идентифика-
наименование про- ционный но-
граммного обеспече- мер) программ-
нияного обеспече-
ния
УСПД,
en_forms
var/www/textpattern/
не присв.
dev,
en_forms.php
УСПД,
en_lib_parsing
var/www/textpattern/
не присв.
dev,
ds_xml.xml
en_lib_parsing.php
УСПД,
ds_xml
var/www/textpattern/
не присв.
Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения в
соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С». Составляющая погрешности из-
за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда резуль-
тата измерений.
Метрологические и технические характеристики
Количество измерительных каналов
................................................................................
9
Границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности
Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях
применения .............................................................................................приведены в таблице 3
Границы допускаемой основной относительной погрешности при доверительной вероят-
ности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии .......приведены в таблице 4
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относи-
тельно шкалы времени UTC(SU) не более, с.........................................................................± 5
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и прираще-
ний электрической энергии, минут..........................................................................................30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут....................................30
Формирование XML-файла для передачи внешним системам......................автоматическое
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения
измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных автоматическое
Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет............................3,5
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ...................................................автоматическое
Рабочие условия применения компонентов АИИС:
температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН),
°
С..............................от 0 до плюс 40
температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН),
°
С .....................от минус 45 до плюс 40
частота сети, Гц ....................................................................................................от 49,5 до 50,5
напряжение сети питания, В..................................................................................от 198 до 242
индукция внешнего магнитного поля, мТл.......................................................... не более 0,05
Допускаемые значения информативных параметров:
ток, % от Iном ............................................................................................................от 5 до 120
напряжение, % от Uном...........................................................................................от 90 до 110
коэффициент мощности, cos
j
............................................... от 0,5 инд. через 1,0 до 0,5 емк.
Лист № 7
всего листов 9
Таблица 3. Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС при измерении
активной (δ
W
A
) и реактивной (δ
W
P
) энергии в рабочих условиях применения для значений
тока 2, 5, 20, 100% номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.
I, % от I
ном
cos φδ
W
A
, ±%δ
W
P
, ±%
5 0,5 5,7 4,0
50,83,45,3
5 0,8653,16,2
5 12,1 -
200,53,43,2
200,82,23,7
20 0,8652,14,1
20 11,5 -
100 - 1200,52,83,1
100- 1200,82,03,4
100- 120 0,8651,93,6
100- 120 11,4 -
Таблица 4. Границы основной допускаемой относительной погрешности ИК АИИС при
измерении активной (δ
Wо
A
) энергии
I, % от Iномcos φδ
Wо
A
, ±%
5 0,5 5,5
5 0,8 3,0
5 1 1,8
20 0,5 3,1
20 0,8 1,7
20 1 1,2
100 - 1200,52,4
100- 1200,81,4
100- 120 10,99
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра АИИС.8/810311. ФО
«Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета элек-
троэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш». Формуляр»
Комплектность средства измерений
Тип
Количество
ТОЛ-10
ТПЛМ-10
ТПЛ-10
ТПОЛ-10
4 шт.
2 шт.
4 шт.
12 шт.
НТМИ-6
5 шт.
НТМИ-6-66
№ Госреестра
Трансформаторы тока:
7069-77
2363-68
1276-59
1261-59
Трансформаторы напряжения:
380-49
2611-70
2 шт.
Счетчики электрической энергии:
СЭТ -4ТМ.03М36697-089 шт.
Лист № 8
всего листов 9
ИВК:
46554-111 шт.
Комплекс программно-технический
«Е-ресурс» ES.01
АРМ
1 шт.
Связующие компоненты:
Коммуникатор С-1.015 шт.
Документация
АИИС.8/810311. ФО Автоматизированная информационно-измерительная система
коммерческого учета электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш». Формуляр
АИИС.8/810311. МП Автоматизированная информационно-измерительная система
коммерческого учета электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш». Методика поверки
Поверка
Поверка осуществляется по документу АИИС.8/810311. МП «Автоматизирован-
ная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО
«ВНИИТрансмаш». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в ноябре 2011
г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативныйТП-2-2У,
мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», измеритель комплексных
сопротивлений электрических цепей «Вымпел», часы «Электроника-65».
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со сле-
дующими нормативными документами по поверке:
-
измерительные трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217;
-
измерительные трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216;
-
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой
поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в
декабре 2007 г.
-
ПТК «Е-ресурс» ES.01 - в соответствии с документом «Комплекс программно-
технический «Е-ресурс» ES.01. Методика поверки» ЭНРС.421711.001 Д1 (утверждён ГЦИ
СИ ФГУП «СНИИМ» «13» декабря 2010 г.).
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической
энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш». Свидетельство об аттестации
методикиизмерений№135-01.00249-2011 от 21 июня 2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электро-
энергии ОАО «ВНИИТрансмаш»
1. ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
2. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
3. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
4. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной
энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
5. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Статические счетчики реактивной энергии.
Лист № 9
всего листов 9
6. АИИС.8/810311. ТРП Автоматизированная информационно-измерительная система
коммерческого учета электроэнергии ОАО «ВНИИТрансмаш» Технорабочий проект
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Производственное объединение Энергоре-
сурс»
Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Троицкий пр., д.12 лит. А, пом. 4 «Н»
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный
ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии»
(ФГУП «СНИИМ»).
Аттестат аккредитации №30007-09.
Адрес: 630004 г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4., тел. (383)210-08-14.
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 |
| 33474-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Теба" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 81673-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Пивоваренная компания "Балтика"-завод "Балтика-Санкт-Петербург" | - | Общество с ограниченной ответственностью "Оператор коммерческого учета" (ООО "ОКУ"), г. Санкт-Петербург | 4 года | Перейти |
| 42210-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/35/10 кВ "Левобережная" - АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ "Левобережная" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 67213-17 | Система измерительная количества газа оперативного узла учета газа газопровода "Точка выхода на берег - ООО "Ставролен" | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 1 год | Перейти |
| 45306-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северной ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Владимирской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 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