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) ПС 330 кВ "Прикумск" Нет данных, ГРСИ 51991-12
Номер госреестра:
51991-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Прикумск"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 014
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 49001
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Прикумск»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Прикумск» (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюмногоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики
активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства
приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных
компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень
– информационно-вычислительный
комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в
себя устройство сбора
и
передачи данных (УСПД) RTU-325 (зав. №
001414),
устройство синхронизации времени типа 35HVS, коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень
обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая
Компания Единой Энергетической Системы» – МЭС Юга (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС
Юга) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных;
устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных
рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи
данных.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными 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.
Лист № 2
Всего листов 11
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Результаты измерений счётчиками активной и реактивной электроэнергии собираются
УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные
данные в базу данных сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Юга. В сервере БД ИВК ЦСОД МЭС Юга
информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии
автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому
параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в
себя GPS-приемник сигналов точного времени типа 35HVS. Время УСПД синхронизировано с
временем GPS-приемника. При расхождении времени часов УСПД с часами GPS-приемника на
±1 с выполняется корректировка часов УСПД. Синхронизация внутренних часов счетчика с
часами УСПД осуществляется каждые 30 мин вне зависимости от наличия расхождения часов
счетчиков с часами УСПД. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
amrserver.exe
7e87c28fdf5ef9
9142ad5734ee7
595a0
amrс.exe
ПО «Альфа-
Центр»
amra.exe
не ниже
v. 11.07.
01.01
e8e5af9e56eb7
d94da2f9dff64b
4e620
ВАИИСКУЭиспользуетсяПО«Альфа-Центр».ПОпредназначенодля
автоматического сбора, обработкии храненияданных,получаемыхсосчетчиков
электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и
отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с
правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,
обеспечиваемое программными средствами.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование
программного
обеспечения
Наименование
программного
модуля
(идентификационное
наименование
программного
обеспечения)
Наименование
файла
Номер версии
программного
обеспечения
Цифровой
идентификатор
программного
обеспечения
(контрольная
сумма
исполняемого
кода)
Алгоритм вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
1
3
4
56
2
программа-
планировщик
опроса и передачи
данных
драйвер ручного
опроса счетчиков и
УСПД
драйвер
автоматического
опроса счетчиков и
УСПД
a38861c5f25e2
37e79110e1d5dMD5
66f37e
Лист № 3
Всего листов 11
драйвер работы с
БД
cdbora2.dll
encryptdll.dll
ПО «Альфа-
Центр»
alphamess.dll
не ниже
v. 11.07.
01.01
b8c331abb5e34
444170eee9317
d635cd
MD5
Продолжение Таблицы 1
12
3456
0ad7e99fa2672
4e65102e21575
0c655a
0939ce05295fb
cbbba400eeae8
d0572c
библиотека
шифрования
пароля счетчиков
библиотека
сообщений
планировщика
опросов
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические
характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
«С» по МИ3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го уровня АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Состав 1-го уровня АИИС КУЭ
Трансформатор тока
Трансформатор
напряжения
Счётчик статический
трёхфазный переменного
тока активной/реактивной
энергии
Вид
электроэнергии
1
ВЛ-110 кВ Л-165
точка измерения №3
EA02RAL-P4B-4W
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01176476
Госреестр № 16666-07
активная
реактивная
2
ВЛ-110 кВ Л-70
точка измерения №6
EA02RAL-P4B-4W
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01176447
Госреестр № 16666-07
активная
реактивная
3
ВЛ-110 кВ Л-71
точка измерения №7
ТГФМ-110 II*
класс точности 0,5S
Ктт=300/1
Зав. № 5857; 5844; 5839
Госреестр № 36672-08
A1R-4AL-C29-T
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01003276
Госреестр № 14555-95
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав 1-го уровня АИИС КУЭ
Диспетчерское
№ ИКнаименование точки
учёта
12
3
4
5
6
Ктт=300/1
класс точности 0,5
1080632
Ктт=300/1
класс точности 0,5
1080632
ПС 330 кВ «Прикумск»
ТГФМ-110 II*
НКФ-110-83 У1
класс
т
оч
н
о
с
ти 0
,
5S
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. №
5842;
5853; 5855
Зав. № 61023; 1080658;
Госреестр № 36672-08
Госреестр № 1188-84
Т
ГФМ-110 II*
НКФ-110-83 У1
класс
т
очно
с
ти 0
,
5S
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 5846; 5854; 5848
З
а
в. № 61023; 1080658;
Госреестр № 36672-08
Госреестр № 1188-84
НКФ-110-83 У1
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 61023; 1080658;
1080632
Госреестр № 1188-84
Лист № 5
Всего листов 11
4
ВЛ-110 кВ Л-78
точка измерения №9
ТГФМ-110 II*
класс точности 0,5S
Ктт=300/1
Зав. № 5838; 5856; 5840
Госреестр № 36672-08
A1R-4AL-C29-T
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01003086
Госреестр № 14555-95
активная
реактивная
5
ВЛ-110 кВ Л-80
точка измерения
№10
ТГФМ-110 II*
класс точности 0,5S
Ктт=300/1
Зав. № 5845; 5841; 5850
Госреестр № 36672-08
EA02RAL-P4B-4W
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01176480
Госреестр № 16666-07
активная
реактивная
6
ВЛ-110 кВ Л-81
точка измерения
№11
ТГФМ-110 II*
класс точности 0,5S
Ктт=300/1
Зав. № 5852; 5843; 5837
Госреестр № 36672-08
A1R-4AL-C29-T
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01010255
Госреестр № 14555-95
активная
реактивная
7
ВЛ-35 кВ Л-517
точка измерения
№15
ТОЛ-35V-4 УХЛ1
класс точности 0,5S
Ктт=150/5
Зав. № 136; 137; 146
Госреестр № 21256-07
A1R-4AL-C29-T
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 01003607
Госреестр № 14555-95
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
1
2
3
5
6
4
НКФ-110-83 У1
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 61023; 1080658;
1080632
Госреестр № 1188-84
НКФ-110-57 У1
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 1080629; 1080662;
1080647
Госреестр № 1188-58
НКФ-110-57 У1
класс точности 0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
Зав. № 1080629; 1080662;
1080647
Госреестр № 1188-58
ЗНОМ-35-65 У1
класс точности 0,5
Ктн=35000/√3/100/√3
Зав. № 1382230; 1382146;
1313385
Госреестр № 912-70
Лист № 6
Всего листов 11
Основная относительная
погрешность ИК, (±
d
), %
Номер ИК
Диапазон значений
силы тока
1, 2, 5
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Сч 0,2S)
3, 4, 6, 7
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Сч 0,2S)
Таблица 3. - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Пределы допускаемой относительной погрешности
ИК
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
эксплуатации, (±
d
), %
1
cos
j
= cos
j
= cos
j
= cos
j
=
1,0 0,87 0,8 1,0
3 4 5 6
cos
j
= cos
j
=
0,87 0,8
7 8
1,82,22,51,9
2,32,6
1,11,41,61,2
0,91,11,21,0
0,91,11,21,0
1,51,7
1,21,4
1,21,4
1,82,22,51,9
2,32,6
2
0,01(0,02)Iн
1
£
I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,01(0,02)Iн
1
£
I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
1,11,41,61,2
0,91,11,21,0
0,91,11,21,0
1,51,7
1,21,4
1,21,4
Пределы допускаемой относительной погрешности
ИК
Основная относительная
погрешность ИК, (±
d
), %
4,9
4,0
5,1
4,2
3,1
2,5
3,4
2,9
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Сч 0,5
- ГОСТ Р 52425-
2005)
5,1
4,1
5,5
4,5
3,1
2,5
3,3
2,7
3, 4, 6, 7
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Сч 0,5)
Таблица 4. - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
эксплуатации, (±
d
), %
Диапазон
Номер ИКзначений силы
тока
cos
j
= 0,87
(sin
j
= 0,5)
3
cos
j
= 0,8
(sin
j
= 0,6)
4
cos
j
= 0,87
(sin
j
= 0,5)
5
cos
j
= 0,8
(sin
j
= 0,6)
6
1
1, 2, 5
2,3
2,3
1,9
1,9
2,7
2,7
2,3
2,3
2
0,02Iн
1
£
I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<
0,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<
0,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
2,2
2,2
1,8
1,8
2,4
2,3
2,0
1,9
Лист № 7
Всего листов 11
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
·
диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)Uн;
·
диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)Iн;
·
диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
·
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до 50 ˚С; счетчиков
-от 18 ˚С до 25 ˚С; ИВКЭ - от 10 ˚С до 30 ˚С; ИВК - от 10 ˚С до 30 ˚С;
·
частота - (50
±
0,15) Гц;
·
магнитная индукция внешнего происхождения, не trial 0,05 мТл. 3.
Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
·
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uн
1
; диапазон силы
первичного тока - (0,01- 1,2)Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,8 - 1,0 (0,6 -
0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
·
температура окружающего воздуха - от минус 30 ˚С до 35 ˚С.
Для счетчиков электроэнергии "АЛЬФА", "ЕвроАльфа":
·
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,01 - 1,2)Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,8 - 1,0 (0,6 -
0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
·
температура окружающего воздуха - от 10 ˚С до 30 ˚С;
·
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
4. ТрансформаторытокапоГОСТ7746-2001,трансформаторынапряженияпо
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии
по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии
по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 4
Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
·
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены
средний срок службы и средняя наработка на отказ;
·
счетчик – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 48 часов;
·
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
·
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
·
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
·
в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
ü
параметрирования;
ü
пропадания напряжения;
ü
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
Лист № 8
Всего листов 11
·
наличиемеханическойзащитыотнесанкционированногодоступаи
пломбирование:
ü
счетчика;
ü
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
ü
испытательной коробки;
ü
УСПД.
·
наличие защиты на программном уровне:
ü
пароль на счетчике;
ü
пароль на УСПД;
ü
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
·
счетчиках (функция автоматизирована);
·
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
·
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при
отключении питания – до 5 лет;
·
ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35
суток; при отключении питания – не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации насистему автоматизированнуюинформационно-измерительную
коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Прикумск» типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Лист № 9
Всего листов 11
3
3
Кол-во, шт.
2
18
3
3
3
1
4
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформаторы тока ТГФМ-110 II*
Трансформаторы тока ТОЛ-35
Трансформаторы напряжения НКФ-110-83 У1
Трансформатор напряжения однофазный масляный
НКФ-110-57 У1
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65 У1
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325
Счётчики электроэнергии многофункциональные типа АЛЬФА
Счётчики электрической энергии многофункциональные
ЕвроАльфа
Методика поверки
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 51991-12 "Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Прикумск».
Методика поверки", утвержденному в октябре 2012 г.
Перечень основных средств поверки:
·
трансформаторытока–в соответствии сГОСТ8.217-2003 "ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки";
·
трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005
"Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
·
средстваизмеренийМИ3196-2009«ГСИ.Вторичнаянагрузка
трансформаторов тока. Методика выполнения измерений бех отключения
цепей»;
·
средства измерений МИ 3195-2009 « ГСИ. Мощность нагрузки наргрущки
трансформаторовнапряжения.Методиукавыполненияизмеренийбез
отключения цепей.
·
Счетчики "АЛЬФА" - по методике поверки с помощью установок МК6800,
МК6801 или образцового ваттметра-счётчика ЦЭ6802;
·
"ЕвроАльфа" - по документу "Многофункциональный многопроцессорный
счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки."
·
УСПД RTU-325 – по документу "Устройства сбора и передачи данных RTU-
325 и RTU-325L. ДЯИМ.466453.005 МП. Методика поверки";
·
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие
сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре
средств измерений № 27008-04;
·
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Лист № 10
Всего листов 11
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Прикумск».
системе
учета
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Прикумск»
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2. ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое
обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
4. ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
5. ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. ГОСТР 52323-2005(МЭК62053-22:2003) "Аппаратурадляизмерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22.
Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".
7. ГОСТР 52425-2005(МЭК62053-23:2003) "Аппаратурадляизмерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23.
Статические счетчики реактивной энергии".
8. «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ
«Прикумск».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической
системы"
(ОАО "ФСК ЕЭС")
117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Тел: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Е-mail:
Лист № 11
Всего листов 11
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр
"ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО «ИЦ ЭАК»)
123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Тел. (495) 620-08-38
Факс (495) 620-08-48
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»
(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва
ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495)437-55-77
Регистрационный номер аттестата аккредитации государственного центра испытаний средств
измерений № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологииФ.В. Булыгин
"____"_____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 77818-20 | Система измерений количества и параметров нефти сырой Тавельского нефтяного месторождения на УСН при ДНС-6А АО "Шешмаойл" | ООО "Корвол", г.Альметьевск | 1 год | Перейти | |
| 69954-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Прикамье" по объекту ГПС "Нижнекамск-2" | Нет данных | ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 77635-20 | Система учета и контроля резервуарных запасов АО "Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании" ПАО "НК "Роснефть" | АО "Ачинский НПЗ Восточной нефтяной компании", г.Ачинск | 2 года | Перейти | |
| 76732-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Старый Оскол" в части ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол №1 | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 53388-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Кольская атомная станция" | Нет данных | ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", 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