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 измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом участка очистки коксового газа газосбросного устройства ЕКС-филиала ОАО "ЕВРАЗ ЗСМК" Нет данных, ГРСИ 53281-13
Номер госреестра:
53281-13
Наименование СИ:
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом участка очистки коксового газа газосбросного устройства ЕКС-филиала ОАО "ЕВРАЗ ЗСМК"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (ЕВРАЗ ЗСМК), г.Новокузнецк
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ УМИЦ 029
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 50491
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
управления
газосбросного
Системаизмерительнаяавтоматизированнойсистемы
технологическим процессом участка очистки коксового газа
устройства ЕКС-филиала ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК»
Назначение средства измерений
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим
процессомучасткаочисткикоксовогогазагазосбросногоустройстваЕКС-филиала
ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее – ИС) предназначена для измерений давления и объемного
расхода коксового газа, массового расхода пара, температуры пламени; автоматического
непрерывного контроля технологических параметров, их визуализации, регистрации и
хранения, а также выполнения функций сигнализации.
Описание средства измерений
ИС является средством измерений единичного производства. Конструктивно ИС
представляет собой трёхуровневую распределённую систему. Измерительные каналы (далее –
ИК) ИС состоят из следующих компонентов (по ГОСТ Р 8.596):
1) измерительные компоненты – первичные измерительные преобразователи, имеющие
нормированные метрологические характеристики (нижний уровень ИС);
2) комплексные компоненты (средний уровень ИС) – контроллер программируемый
SIMATIC S7-300 (trial – ПЛК);
3) вычислительные компоненты – автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора
(верхний уровень ИС);
4) связующие компоненты – технические устройства
и средства связи, используемые
для приёма и передачи сигналов, несущих информацию об измеряемой величине от одного
компонента ИС к другому.
Измерительные каналы ИС имеют простую структуру, которая позволяет реализовать
прямой метод измерений путём последовательных измерительных преобразований. ИС имеет в
своём составе 12 ИК. Структурная схема ИС приведена на рисунке 1.
ПринципдействияИСзаключаетсявследующем.ИСфункционируетв
автоматическом режиме. Первичные измерительные преобразователи выполняют измерение
физических величин и их преобразование в сигналы постоянного тока (от 4 до 20 мА),
термоЭДС. ПЛК измеряет выходные аналоговые сигналы в виде силы постоянного тока,
термоЭДС, выполняет их аналого-цифровое преобразование; осуществляет приём и обработку
дискретныхсигналов,и на основеполученныхданных формируетсигналы
автоматизированного контроля и
управления в реальном масштабе времени технологическим
процессом. ПЛК по цифровому каналу передаётинформацию на АРМ оператора,
предназначенное для отображенияпараметров технологических процессов, состояния
оборудования ИС, формирования сигналов предупредительной и аварийной сигнализации,
хранения информации.
ИС обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) измерение и отображение текущих значений технологических параметров;
2) первичная обработка результатов измерений;
3) хранение архивов значений параметров технологического процесса глубиной
2 месяца и построение трендов;
4) автоматическая диагностика состояния технологического оборудования и контроль
протекания технологического процесса;
5) ведение журнала сообщений; формирование предупредительной и аварийной
сигнализации;
Лист № 2
Всего листов 8
6) выполнение функции защиты оборудования, программного обеспечения и данных
от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
7) ведение системы обеспечения единого времени.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) выполняет законченную функцию
измерений и синхронизации времени. СОЕВ ИС включает в состав: ПЛК, АРМ оператора и
станцию связи, синхронизирующую время с сервером времени ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК». Сервер
времени осуществляет прием точного времени через Интернет с использованием протокола
NTP от тайм-серверов 2 уровня (Stratum 2). Системное время тайм-серверов согласовано с UTC
(SU) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. АРМ оператора один раз в сутки по протоколу
Windows XP обращается к станции связи, считывает точное время, корректирует свое время и
устанавливает время в ПЛК. Расхождение времени АРМ оператора и ПЛК не превышает
±
5 с.
ПИП 1
ПИП n
ПИП 1
ПИП n
ПИП – первичный измерительный преобразователь
Рисунок 1
Программное обеспечение
Структура и функции программного обеспечения (ПО) ИС:
ПОАРМ операторафункционируетвSCADA-системеSIMATICWinCCи
осуществляет отображение измеренных значений параметров технологического процесса,
хранение архивных данных в БД SQL Server 2000, формирование и отображение архивных
данных, журнала сообщений, сигналов сигнализации.
Встроенное ПО ПЛК (метрологически значимая часть ПО ИС) функционирует в
системе программирования SIMATIC Step7 и осуществляет автоматизированный сбор,
передачу, обработку измерительной информации, формирование журнала сообщений, сигналов
сигнализации; хранение данных.
Идентификация метрологически значимой части ПО ИС (ПО ПЛК) выполняется по
команде оператора, доступ защищён паролем. Идентификационные данные приведены в
таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 8
Наименование
программного
обеспечения
Цифровой идентификатор программного
обеспечения (контрольная сумма
исполняемого кода)
Проект
«Svecha_S7»
Таблица 1
Номер версии
Идентификационное (идентифика-
наименованиеционный
программного номер)
обеспеченияпрограммного
обеспечения
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
Проект в системе
программирования
SIMATIC Step7
Для trial конфигурации проекта
-«Svecha_S7»: subblk.dbtMD5
AF8D4CDA2246BC05DC315DA6BB0DF5F4
Метрологические характеристики ИС нормированы с учётом ПО ПЛК.
Защита ПО ПЛК соответствует уровню «А» по классификации МИ 3286-2010. Для
защиты программного обеспечения АРМ оператора от непреднамеренных и преднамеренных
изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Защита ПО АРМ оператора
соответствует уровню «С» по классификации МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
1 Метрологические характеристики измерительных каналов ИС приведены в таблице 2.
2 Параметры электрического питания:
–
напряжение питания постоянного тока, В
–
напряжение питания переменного тока, В
–
частота, Гц
от 12 до 42;
от 198 до 242;
от 49 до 51.
3 Параметры выходных сигналов с первичных измерительных преобразователей:
3.1 Непрерывные сигналы (по ГОСТ 26.011-80):
–
электрический ток, мАот 4 до 20.
3.2 Сигналыстермопарсноминальнымистатическимихарактеристиками
преобразования по ГОСТ Р 8.585-2001.
4 Параметры входных сигналов модулей ввода аналоговых сигналов ПЛК:
–
SM331 6ES7 331-7NF00-0AB0от 0 до 20 мА;
–
SM331 6ES7 331-7КF02-0AB0сигналы с термопар.
5 Коммуникационные каналы и характеристики интерфейсов
5.1 Информационный обмен между измерительными и комплексными компонентами
ИС осуществляется по проводам гибким с медными жилами с ПВХ изоляцией ПВ; между
комплексными и вычислительными компонентами – по кабелю Profibus.
5.2 Информационный обмен между комплексными и вычислительными компонентами
осуществляется по интерфейсу Profibus DP.
6 Условия эксплуатации
6.1 Измерительных и связующих компонентов ИС:
–
температура окружающего воздуха, °С:
–
преобразователи давления измерительныеот минус 40 до 40;
–
датчики температуры:
–
погружаемая частьпри измеряемой температуре;
–
контактные головкиот минус 40 до 40;
–
относительная влажность при 25 °С, %от 40 до 80;
–
атмосферное давление, кПаот 90 до 110.
6.2 Комплексных и вычислительных компонентов ИС:
–
температура окружающего воздуха, °Сот 0 до 40;
–
относительная влажность при 25 °С, %от 40 до 80;
–
атмосферное давление, кПаот 90 до 110.
Лист № 4
Всего листов 8
Диапазон
измерений ФВ,
ед. измерений
Наименование, тип СИ
Датчик давления Метран-100-ДИ-1131,
22235-01
g
=±0,25 %
1
Давление коксового
газа до ГСУ
от 0 до 16 кПа
15772-02
g
=±0,05 %
g
р.у.
=±0,3 %
g
=±0,3 %
g
=±1,3 %
Датчик давления Метран-100-ДИ-1131
22235-01
g
=±0,25 %
2
от 0 до 16 кПа
g
=±0,3 %
g
=±1,3 %
Датчик давления Метран-100-ДД-1420
22235-01
g
=±0,25 %
3
Объемный расход
коксового газа на
ГСУ
от 0 до
63000 м
3
/ч
g
=±4,0 %
g
=±4,0 %
Датчик давления Метран-100-ДД-1440
22235-01
g
=±0,25 %
4
Массовый расход
пара на ГСУ
от 0 до
1000 кг/ч
g
=±2,4 %
g
=±2,7 %
31930-06
-
5
Температура
пламени дежурной
горелки № 1
от 0 до 1300 °С
Модуль SM331 6ES7 331-7КF02-0AB0
15772-02
g
=±0,7 %
g
р.у.
=±1,1 %
31930-06
-
6
Температура
пламени дежурной
горелки № 2
от 0 до 1300 °С
Модуль SM331 6ES7 331-7КF02-0AB0
15772-02
g
=±0,7 %
g
р.у.
=±1,1 %
31930-06
-
7
Температура
пламени дежурной
горелки № 3
от 0 до 1300 °С
Модуль SM331 6ES7 331-7КF02-0AB0
15772-02
g
=±0,7 %
g
р.у.
=±1,1 %
31930-06
-
8
Температура
пламени дежурной
горелки № 4
от 0 до 1300 °С
Модуль SM331 6ES7 331-7КF02-0AB0
15772-02
g
=±0,7 %
g
р.у.
=±1,1 %
Таблица 2
№Наименование ИК
ИК ИС
реестре
СИ, входящие в состав ИК ИС
№ в Гос.
Пределы допускаемой
СИ
основной погрешности
Пределы допускаемой
дополнительной
погрешности
Границы
допускаемой
основной
погрешности ИК
Границы
допускаемой
погрешности ИК
в р.у.
На каждые 10
°
С
g
т
=±(0,05+0,05P
max
/P
в
) %
Модуль ввода аналоговых сигналов
SM331 6ES7 331-7NF00-0AB0
устройства SIMATIC ET200 (далее –
Модуль SM331 6ES7 331-7NF00-0AB0)
Давление коксового
газа (регулирование)
на ГСУ
15772-02
g
=±0,05 %
На каждые 10
°
С
g
т
=±(0,05+0,05P
max
/P
в
) %
g
р.у.
=±0,3 %
Модуль SM331 6ES7 331-7NF00-0AB0
Диафрагма ДБС 0,6-100-Б
15772-02
g
=±0,05 %
На каждые 10
°
С
g
т
=±(0,05+0,05P
max
/P
в
) %
g
р.у.
=±0,3 %
Модуль SM331 6ES7 331-7NF00-0AB0
Диафрагма ДКС 0,6-80-А/Б-1
15772-02
На каждые 10
°
С
g
т
=±(0,05+0,05P
max
/P
в
) %
g
р.у.
=±0,3 %
Модуль SM331 6ES7 331-7NF00-0AB0
Преобразователь термоэлектрический
ТХА-0192
g
=±0,05 %
D
=±3,25
°
C, от 0 до 300
°
C;
D
=±0,00975·|t|
°
C, св. 300
°
C
Преобразователь термоэлектрический
ТХА-0192
D
=±3,25
°
C, от 0 до 300
°
C;
D
=±0,00975·|t|
°
C, св. 300
°
C
Преобразователь термоэлектрический
ТХА-0192
D
=±3,25
°
C, от 0 до 300
°
C;
D
=±0,00975·|t|
°
C, св. 300
°
C
Преобразователь термоэлектрический
ТХА-0192
D
=±3,25
°
C, от 0 до 300
°
C;
D
=±0,00975·|t|
°
C, св. 300
°
C
D
=±5,4
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(7+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±5,4
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(7+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±5,4
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(7+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±5,4
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(7+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±6,6
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(11+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±6,6
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(11+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±6,6
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(11+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±6,6
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(11+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
Лист № 5
Всего листов 8
Диапазон
измерений ФВ,
ед. измерений
Наименование, тип СИ
31930-06
-
от 0 до 1300 °С
Модуль SM331 6ES7 331-7КF02-0AB0
15772-02
g
=±0,7 %
g
р.у.
=±1,1 %
31930-06
-
от 0 до 1300 °С
Модуль SM331 6ES7 331-7КF02-0AB0
15772-02
g
=±0,7 %
g
р.у.
=±1,1 %
31930-06
-
от 0 до 1300 °С
Модуль SM331 6ES7 331-7КF02-0AB0
15772-02
g
=±0,7 %
g
р.у.
=±1,1 %
31930-06
-
от 0 до 1300 °С
Модуль SM331 6ES7 331-7КF02-0AB0
15772-02
g
=±0,7 %
g
р.у.
=±1,1 %
Таблица 2
№Наименование ИК
ИК ИС
реестре
СИ, входящие в состав ИК ИС
№ в Гос.
Пределы допускаемой
СИ
основной погрешности
Пределы допускаемой
дополнительной
погрешности
Границы
допускаемой
основной
погрешности ИК
Границы
допускаемой
погрешности ИК
в р.у.
Преобразователь термоэлектрический
ТХА-0192
D
=±3,25
°
C, от 0 до 300
°
C;
D
=±0,00975·|t|
°
C, св. 300
°
C
Температура
9 пламени дежурной
горелки № 5
Преобразователь термоэлектрический
ТХА-0192
D
=±3,25
°
C, от 0 до 300
°
C;
D
=±0,00975·|t|
°
C, св. 300
°
C
Температура
10 пламени дежурной
горелки № 6
Преобразователь термоэлектрический
ТХА-0192
D
=±3,25
°
C, от 0 до 300
°
C;
D
=±0,00975·|t|
°
C, св. 300
°
C
Температура
11 пламени дежурной
горелки № 7
Преобразователь термоэлектрический
ТХА-0192
D
=±3,25
°
C, от 0 до 300
°
C;
D
=±0,00975·|t|
°
C, св. 300
°
C
Температура
12 пламени дежурной
горелки № 8
D
=±5,4
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(7+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±5,4
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(7+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±5,4
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(7+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±5,4
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(7+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±6,6
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(11+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±6,6
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(11+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±6,6
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(11+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
D
=±6,6
°
C,
от 0 до 300
°
C;
D
=±(11+
+0,00975·|t|)
°
C,
св. 300
°
C
Примечания
1) В таблице приняты следующие обозначения: ФВ – физическая величина; р.у. – рабочие условия; Δ – абсолютная погрешность; γ – приведённая погрешность; γ
р.у.
– приведённая погрешность в
рабочих условиях; γ
т
– приведённая погрешность, вызванная изменением температуры окружающей среды; t – измеренное значение температуры; P
max
– максимальныйверхний предел измерений;
P
в
– верхний предел измерений.
2) Допускается применение первичных измерительных преобразователей аналогичных типов, прошедших испытания в целях утверждения типа с аналогичными техническими и метрологическими
характеристиками
Лист № 6
Всего листов 8
7 Сведения о надёжности
7.1 Средний срок службы ИС, лет, не менее8.
8 СистемаобеспеченияединоговремениИСсогласованасошкалой
координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации
UTC (SU) с погрешностью в пределах ±10 с.
Знак утверждения типа
наносится в виде наклейки на титульный лист паспорта.
Комплектность средства измерений
В комплект ИС входят технические и специализированные программные средства, а
также документация, представленные в таблицах 2-4, соответственно.
Технические средства (измерительные и комплексные компоненты) представлены в
таблице 2, ПО (включая ПО ПЛК) и технические характеристики АРМ оператора – в таблице 3,
техническая документация – в таблице 4.
1
Операционная система –
Windows 2000.
Прикладное ПО – SCADA-
система SIMATIC WinCC;
БД SQL Server 2000
1
2
1
Таблица 3
№
ПО
Количество
Наименование
В состав АРМ технолога входят:
–
компьютер, минимальные требования:
процессор Pentium IV; 3.0 ГГц; 512 Мбайт
ОЗУ; 80 Гбайт HDD; CD-RW; Ethernet;
–
монитор 19”;
–
клавиатура;
–
мышь.
Контроллер программируемый SIMATIC
S7-300
Система программирования
SIMATIC Step7
1
1
2
1
3
1
Таблица 4
№
Количество
Наименование
УМИЦ029.ТРП.ИЭ-02 Коксохимпроизводство. Цех улавливания № 1.
«ЦУ-1. АСУ ТП газосбросного устройства» Инструкция по эксплуатации
для обслуживающего персонала
Система измерительная автоматизированной системы управления
технологическим процессом участка очистки коксового газа
газосбросного устройства ЕКС-филиала ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК». Паспорт
МП 168-12 Инструкция ГСИ. Система измерительная автоматизированной
системы управления технологическим процессом участка очистки
коксового газа газосбросного устройства ЕКС-филиала
ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК». Методика поверки
Поверка
осуществляется по
документу МП 168-12 «ГСИ. Система измерительная автоматизированной
системы управления технологическим процессом участка очистки коксового газа газосбросного
устройства ЕКС-филиала ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК». Методика поверки», утверждённому
руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Томский ЦСМ» в ноябре 2012 г.
Лист № 7
Всего листов 8
Основные средства поверки:
–
средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке
первичных измерительных преобразователей;
–
калибратормногофункциональныйMC5-R.Основныеметрологические
характеристики калибратора приведены в таблице 5.
Наименование и тип
средства поверки
Таблица 5
Основные метрологические характеристики
Диапазон измерений, номинальноеПогрешность, класс
значение точности, цена деления
-3
Миллиомметр Е6-18/1от 0,0001 до 100 Омδ = ±1,5 %
КалибраторВоспроизведение сигналов силы
многофункциональныйпостоянного тока в диапазоне от 0 до 20 мА
MC5-R (при R
нагр
= 800 Ом)
Δ = ±(0,2·10 ·I
показ.
+ 1) мкА.
Воспроизведение сигналов термопар по
ГОСТ Р 8.585 в диапазоне температуры:
Тип ХА(К)
- от 0 до 1000 ºСΔ = ±(0,1 + 0,2·10
-3
·Т
показ.
) °С;
- св. 1000 до 1372
°
СΔ = ±0,3·10
-3
·Т
показ.
°С.
Компенсация температуры холодного спая
термопар в диапазоне от минус 10 до 50
°
С
Δ = ±0,1 °С.
Примечания
1) В таблице приняты следующие обозначения: δ – относительная погрешность; Δ – абсолютная погрешность;
R
нагр
– сопротивление нагрузки; I
показ.
, Т
показ.
– показания тока и температуры соответственно.
2) Разрешение для всех типов термопар 0,01 °С, R
вх
>10 МОм
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений приведён в документе УМИЦ029.ТРП «Коксохимпроизводство. Цех
улавливания№ 1.АСУТП«КХП.ЦУ-1.АСУ ТПгазосбросногоустройства».
АС «Газосбросное устройство». Технорабочий проект».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
измерительной автоматизированной системы управления технологическим процессом
участкаочисткикоксовогогазагазосбросногоустройстваЕКС-филиала
ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК»
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
2 УМ ИЦ029.ТО КХП. Цех улавливания № 1. Автоматизированная система управления
газосбросным устройством. Рабочая документация.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществлениепроизводственногоконтролязасоблюдениемустановленных
законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к
эксплуатации опасного производственного объекта.
Лист № 8
Всего листов 8
Изготовитель
Открытоеакционерноеобщество«ЕВРАЗОбъединенныйЗападно-Сибирский
металлургический комбинат» (ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК»)
Юридический/Почтовый адрес: Россия, 654043, Кемеровская обл., г. Новокузнецк,
ш. Космическое, д. 16
Тел. (3843) 59-59-00, факс (3843) 59-43-43
E-mail:
Интернет
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»).
Регистрационный номер № 30113-08.
Юридический адрес: Россия, 634012, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а
Тел. (3822) 55-44-86, факс (3822) 56-19-61, голосовой портал (3822) 71-37-17
Е-mail:
Интернет
http://томскцсм.рф
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 |
| 61422-15 | Системы автоматизированные измерительные количества энергоресурсов | INDIV-X-AMR | ООО "Завод № 423", г.Богородицк | 4 года | Перейти |
| 80102-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Шахта "Томская" АО "ОУК"Южкузбассуголь", Аппарата Управления ООО "РУК" и АО "ОРМЗ" | Общество с ограниченной ответственностью "Металлэнергофинанс" (ООО "Металлэнергофинанс"), Кемеровская область -Кузбасс, г. Новокузнецк | 4 года | Перейти | |
| 51998-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Иртышская" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 79043-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Тверской области | ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва | 4 года | Перейти | |
| 43393-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС Мухоршибирьская 220/110/35/10 кВ - АИИС КУЭ ПС Мухоршибирьская 220/110/35/10 кВ | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", 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