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 Богдановичского ОАО "Огнеупоры" Нет данных, ГРСИ 53995-13
Номер госреестра:
53995-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Богдановичского ОАО "Огнеупоры"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
Богдановичское ОАО "Огнеупоры", г.Богданович
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 51306
об утверждении типа средства измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии Богдановичского ОАО «Огнеупоры»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии Богдановичского ОАО «Огнеупоры» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для
измерения электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, накопления и
обработки информации о генерации, отпуске и потреблении электрической энергии и
мощности, хранения и отображения полученной информации, формирования отчетов по
генерации, отпуске и электропотреблению.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения, построенную на базе
системыкоммерческогоучетаэнергопотребленияавтоматизированнойтипаSEP2
(ГР № 17564-98).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений активной и реактивной
электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного
доступа;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей,
аппаратных ключей);
- диагностика и
мониторинг функционирования технических
и программных
средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (коррекция
времени).
Первый уровень АИИС КУЭ включает в себя 16 измерительно-информационных
комплексов точек измерения электроэнергии (ИИК ТИ), которые предназначены для измерения и
учета электрической энергии и мощности и построены на базе следующих средств измерений,
внесенных в Государственный реестр средств измерений:
- измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 7746;
- измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983;
- счетчиков электрической энергии типа МТ85 и МТ 851;
- вторичных измерительных цепей.
Лист № 2
Всего листов 8
Второй уровень АИИС КУЭ включает в себя информационно-вычислительный
комплекс электроустановки (ИВКЭ) в состав которого входят:
-компьютервсерверномисполнении(сервербазданных),оснащенный
специализированным программным обеспечением«ISKRAMATIC SEP2W»и
автоматизированные рабочие места (АРМ) для обеспечения функции сбора и хранения
результатов измерений, отображения результатов измерений и технологической информации
АИИС КУЭ;
- технические средствадля организации локальной вычислительной сети и
разграничения прав доступа к информации;
- переносной компьютер, выполняющий функции сбора, хранения информации по
электроустановке и автоматизированной передаче информации в ИВКЭ от ИИК ТИ, не
имеющих постоянного канала связи с ИВКЭ, а также при неработоспособном состоянии ИВКЭ.
Первый уровень АИИС КУЭ обеспечивает автоматическое проведение измерений в
точках учета. Измерительные трансформаторы тока и напряжения каждой точки учета
преобразуют входные токи и
напряжения
в
аналоговые сигналы низкого
уровня, которые по
проводным линиям связи поступают на входы соответствующего электронного счетчика
электрической энергии.
Принцип действия счетчиков электрической энергии основан на эффекте Холла и
реализован с помощью SPS (Smart Power Sensor) технологии, разработанной фирмой
«ISKRAEMECO». SPS сенсор состоит из датчика Холла, аналоговых и цифровых цепей,
которые интегрированы в единый кремниевый кристалл и используется как датчик тока и
одновременно аналоговый умножитель. Аналоговая и цифровая электроника преобразует
напряжение на выходе SPS сенсора в количество импульсов.
В процессе работы счетчик электрической энергии измеряет потребление активной и
реактивной электрической энергии, вычисляет средние за период значения активной и
реактивной мощности. Полученные результаты сохраняются во внутреннем формате в памяти
счетчика с привязкой к текущему времени (профили нагрузки).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии путем приема запросов и
передачи информации с
индикаторов счетчиков поступает на сервер опроса и баз данных
по
интерфейсу RS-485.
Второй уровень АИИС КУЭ обеспечивает:
- вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации трансформаторов тока и напряжения;
- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
- ведение журнала событий;
- автоматическую диагностику состояния средств измерений;
- формирование отчетных документов;
- предоставление регламентированного доступа к информации АИИС КУЭ.
Среднююактивную/реактивнуюэлектрическуюмощностьиприращение
активной/реактивной электрической энергии на интервале времени
усреднения 30 минут для
каждого ИИК ТИ вычисляют путем умножения количества импульсов, зарегистрированных в
профиле нагрузки счетчика ИИК ТИ за рассматриваемый получасовой интервал, на
соответствующие коэффициенты.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функцио-
нирующей под управлениемсервера баз данных. Синхронизация СОЕВ с тайм-сервером
первого уровня (Stratum 1) ФГУП «ВНИИФТРИ», подключенным к государственному
первичному эталонувремени и частотыРФ, осуществляется через сеть Интернет.
Программное обеспечение АИИС КУЭ «ISKRAMATIC SEP2W» каждые полчаса сравнивает
показания часов сервера баз данных с действительным временем в национальной шкале
координированного времени РФ UTC(SU), получаемым через сеть Интернет,. При отклонении
Лист № 3
Всего листов 8
показаний часов сервера баз данных от действительного времени на ± 1 с осуществляется
корректировка показаний часов сервера баз данных.
Синхронизация показаний часов счетчиков электрической энергии осуществляется от
сервера баз данных. При каждом сеансе связи (1 раз в час) сервер баз данных сравнивает
показания своих часов и часов счетчика. В случае отклонения показаний часов счетчика от
показаний часов сервера баз данных на величину более ± 2 с сервер баз данных формирует
команду на коррекцию, которая в конце текущего опроса поступает на счетчик электрической
энергии.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и сервера баз данных АИИС КУЭ
отражают время коррекции (дата, часы, минуты) часов указанных устройств и расхождение
времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент времени,
непосредственно предшествующий корректировке.
В процессе работы АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных
параметров, характеризующих электропотребление по отдельным ИК:
- потребление активной и реактивной электрической энергии (включая обратный
переток) за заданные временные интервалы, кратные получасу, по отдельным счетчикам, и
предприятию в целом с учетом многотарифности;
- средние (получасовые и суточные) значения активной и реактивной мощности
(нагрузки);
- средний (получасовой) максимум активной мощности (нагрузки) в часы утреннего и
вечернего максимумов нагрузки по отдельным счетчикам и предприятию в целом.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных
изменений (корректировок) предусмотрены возможность пломбирования корпусов технических
средств и многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы
(электронные ключи, индивидуальные пароли).
Перечень ИИК ТИ АИИС КУЭ с указанием непосредственно измеряемой величины,
типов и классов точности используемых средств измерений (СИ),номеров регистрации в
Государственном реестре СИ (ГР) и заводских номеров этих СИ, представлен в таблице 1.
Таблица 1 – Перечень ИИК ТИ АИИС КУЭ
Тип (обозначение) средства измерения; класс точности;
№ ГР; коэффициент трансформации; зав. №
Изме-
ряемая
энергия
*
МТ 851 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 23306-02;
Зав. № 34873448
ТПОЛ-10
(ТПОЛ-10 У3);
0,5; ГР № 1261-59;
1500/5; Зав. №
21455, 18763
НТМИ-6
(НТМИ-6); 0,5;
ГР № 831-53;
6000/100;
Зав. № 2716
МТ 851 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 23306-02;
Зав. № 34873489
ТПОЛ-10
(ТПОЛ-10 У3);
0,5; ГР № 1261-59;
1500/5;
Зав. № 1226, 1623
НТМИ-6-66
(НТМИ-6-66); 0,5;
ГР № 2611-70;
6000/100;
Зав. № 2743
ИК
Номер
Наименование
ИИК
точки измерений
ТИ
СчетчикТТТН
1234
5
6
7
1
ПС Башаринская
А(+)
16 кВ яч. 1 Ввод 1
2
Т2
прием
R(+)
3
ПС Башаринская
А(+)
26 кВ яч. 9 Ввод 2
4
Т2 прием
R(+)
Лист № 4
Всего листов 8
Продолжение таблицы 1
5
3
6
МТ 851 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 23306-02;
Зав. № 34873352
ТПОЛ-10
(ТПОЛ-10 У3);
0,5; ГР № 1261-59;
1500/5; Зав. №
543, 550
НТМИ-6
(НТМИ-6); 0,5;
ГР № 831-53;
6000/100;
Зав. № 3016
7
4
8
МТ 851 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 23306-02;
Зав. № 34873890
НТМИ-6
(НТМИ-6); 0,5;
ГР № 831-53;
6000/100;
Зав. № 2954
9
5
10
МТ 851 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 27724-04;
Зав. № 34874267
ТОП 0,66
(ТОП 0,66); 0,5;
ГР № 15174-96;
200/5; Зав. №
65443, 6101, 6061
Прямое
включение по
напряжению
11
6
12
МТ85 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 27724-04;
Зав. № 34873593
ТПЛМ-10
(ТПЛМ-10); 0,5;
ГР № 2363-68;
200/5; Зав. №
09894, 09900
НТМК-6-48
(НТМК-6-48); 0,5;
ГР № 323-49;
6000/100;
Зав. № 13422
13
7
14
МТ85 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 27724-04;
Зав. № 34873786
ТПЛ-10
(ТПЛ-10); 0,5;
ГР № 1276-59;
300/5; Зав. №
48743, 49271
15
8
16
МТ85 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 27724-04;
Зав. № 34873478
ТПЛ-10
(ТПЛ-10); 0,5;
ГР № 1276-59;
400/5;
Зав. № 1970, 1913
НТМИ-6
(НТМИ-6); 0,5;
ГР № 831-53;
6000/100;
Зав. № 2716
17
9
18
МТ85 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 27724-04;
Зав. № 34873827
ТПЛ-10
(ТПЛ-10); 0,5;
ГР № 1276-59;
400/5; Зав. №
29970, 40575
НТМИ-6
(НТМИ-6); 0,5;
ГР № 831-53;
6000/100;
Зав. № 2954
19
10
20
МТ85 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 27724-04;
Зав. № 34873825
НТМИ-6
(НТМИ-6); 0,5;
ГР № 831-53;
6000/100;
Зав. № 2716
21
11
22
МТ85 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 27724-04;
Зав. № 34873785
ТПЛ-10
(ТПЛ-10); 0,5;
ГР № 1276-59;
400/5; Зав. №
42878, 43370
НТМИ-6-66
(НТМИ-6-66); 0,5;
ГР № 2611-70;
6000/100;
Зав. № 2743
12
34
5
6
7
ПС Башаринская
А(+)
6 кВ яч. 48
Ввод 1 Т1 прием
R
(
+)
ПС Башаринская
А(+)
6 кВ яч. 51
Ввод 2 Т1 прием
R
(
+)
ТПОЛ-10
(ТПОЛ-10 У3);
0,5;
ГР № 1261-59;
1500/5; Зав. №
639, 690
А(+)
ПС Башаринская
0,4 кВ СН прием
R(+)
ПС Полдневая
А(+)
6 кВ яч. 2 Ввод 1
Т1 прием
R
(
+)
ПС Полдневая
А(+)
6 кВ яч. 7 Ввод 2
Т2 прием
R
(
+)
ЗНОЛ.06-6
(ЗНОЛ.06-6У3);
0,5; ГР № 3344-08;
6000/100;
Зав. № 2005843,
2005812, 2005703
ПС БашаринскаяА(-)
6 кВ яч. 20
Паршинский
РСК отдача
R(-)
ПС БашаринскаяА(-)
6 кВ яч. 58
ЦРП-1 РСК
отдачаR(-)
ПС БашаринскаяА(-)
6 кВ яч. 6
Очистные РСК
отдача
R(-)
ТПОЛ-10
(ТПОЛ-10 У3);
0,5;
ГР № 1261-59;
200/5; Зав. №
09899, 09846
ПС БашаринскаяА(-)
6 кВ яч. 19
ЦРП-2 РСК
отдача
R(-)
Лист № 5
Всего листов 8
Продолжение таблицы 1
23
12
24
МТ85 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 27724-04;
Зав. № 34873824
ТПЛМ-10
(ТПЛМ-10); 0,5;
ГР № 2363-68;
200/5; Зав. №
09809, 09873
НТМИ-6
(НТМИ-6); 0,5;
ГР № 831-53;
6000/100;
Зав. № 2528
25
13
26
МТ85 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 27724-04;
Зав. № 34873828
ТПЛ-10
(ТПЛ-10); 0,5;
ГР № 1276-59;
150/5; Зав. №
61167, 61012
НТМИ-6-66
(НТМИ-6-66); 0,5;
ГР № 2611-70;
6000/100;
Зав. № 105
27
14
28
МТ85 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № trial-04;
Зав. № 34873479
ТПЛ-10
(ТПЛ-10); 0,5;
ГР № 1276-59;
50/5;
Зав. № 73857, 1240
НТМИ-6-66
(НТМИ-6-66); 0,5;
ГР № 2611-70;
6000/100;
Зав. № РКАП
29
15
30
МТ 851 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 23306-02;
Зав. № 34873353
ТПЛ-10
(ТПЛ-10); 0,5;
ГР № 1276-59;
150/5;
Зав. № 7959, 2586
НТМИ-6
(НТМИ-6); 0,5;
ГР № 831-53;
6000/100;
Зав. № 3016
31
А(+)
34
R(-)
МТ 851 (МТ851-
T1A32R42-V12L10.1-
M3KO13Z2); 0,5S/1,0
ГР № 23306-02;
Зав. № 34873805
GIF 12/24/40,5
(GIF 40,5); 0,5S;
ГР № 30368-05;
200/5; Зав. №
08/30525844,
08/30525843,
08/30525845
12
34
5
6
7
ТП-1 6 кВ яч. 4
А(-)
Рабочая РСК
отдача
R(
-
)
ТП-1 6 кВ яч. 16
А(-)
Техникум РСК
отдача
R(
-
)
ТП-4 6 кВ яч. 3А(-)
АООТ
Транспорт
отдача
R(-)
ПС БашаринскаяА(-)
6 кВ яч. 34
ф.Стройбаза
отдачаR(-)
32
16
33
ПС Башаринская
А(-)
Панель №6
ф. Полдневская
R(+)
ЗНОМ-35
(ЗНОМ-35-65У1);
0,5;
ГР № 912-54;
35000:√3/100:√3;
Зав. № 914111,
895521, 902474
(902675, 962719,
854732)
*
А(+) – прием активной электрической энергии;
А(-) – отдача активной электрической энергии;
R(+) – прием реактивной электрической энергии;
R(-) – отдача реактивной электрической энергии
Программное обеспечение
Состав и идентификационные признаки метрологически значимой части программного
обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 2.
Лист № 6
Всего листов 8
Таблица 2 – Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
Наименование модуля
ПО
Цифровой идентификатор ПО
*
Sep2Collect.exe
1.64a
344BB34F027BF972946016E6B1E
C3623
Sep2DbManager.exe
1.64
Sep2Report.exe
1.65
341611CD1BEDA6A40191CCB689
564A97
Идентифика-
ционное
наименование
модуля ПО
Номер версии
(иденти-
фикационный
номер)
A622BE2696CD9BC690DF2453AA
85271E
Программа–планировщик
опроса и сбора
результатов измерений
Программа для
управления БД SEP2
Генератор отчетов,
отображение информации
в графическом или
табличном видах
*
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора – MD5
Уровень защиты ПО от непреднамеренного и преднамеренного изменения – С,
согласно МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
16
34
30 минут
Общее количество ИИК АИИС КУЭ
Общее количество ИК АИИС КУЭ
Интервал задания тарифных зон
Классы точности счетчиков электрической энергии при измерении:
- активной энергии
- реактивной энергии
Классы точности измерительных трансформаторов тока
Классы точности измерительных трансформаторов напряжения
0,5S
1,0
0,5S; 0,5
0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности передачи и
обработки данных
± 0,01 %
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления
приращения электрической энергии
± 0,01 %
± 0,01 %
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней
мощности
Пределы допускаемого отклонения показаний часов любого компонента
системы от действительного времени в национальной шкале времени
UTC(SU)
*
при работающей системе коррекции времени
± 5 с
*
UTC(SU) – национальная шкала координированного времени Российской Федерации (см. 3.1.15
ГОСТ 8.567-99).
Лист № 7
Всего листов 8
Основная относительная погрешность измерения электрической энергии и
средней мощности не превышает:
- для ИК активной энергии и мощности
- для ИК реактивной энергии и мощности
1,0 %
*
1,4 %
*
Условия эксплуатации АИИС КУЭ:
- температура окружающей среды для счетчиков электрической энергии, °С
- температура окружающей среды для сервера баз данных, °С
от минус 40 до 60
20 ± 5
Показатели надежности счетчиков типа МТ85 и МТ 851:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее
- срок службы, лет, не менее
1 847 754
24
Знак утверждения типа
наносится типографическим способом на титульные листы эксплуатационной документации
АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В
комплект входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства
измерений, а также методика поверки МП 81-263-2012.
Поверка
осуществляетсяподокументуМП81-263-2012«ГСИ.Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческогоучетаэлектроэнергииБогдановичского
ОАО «Огнеупоры». Методика поверки», утвержденному ФГУП «УНИИМ» в 2013 г.
Эталоны, используемые при поверке:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с документом МИ
2158-91 «ГСИ. Счетчики
электрической
энергии переменного тока электронные. Методика
поверки
»;
-приемникнавигационныйМНП-М3.Пределыдопускаемойинструментальной
погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования метки времени, выдаваемой
потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ± 100 нс, ГР № 38133-08;
- секундомер СОСпр-2б-2, диапазоны (0-60) с, (0-60) мин, класс точности 2, ГР № 11519-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений представлена в документе ИЮНД.411711.004.РЭ «Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
Богдановичского ОАО «Огнеупоры». Руководство по эксплуатации».
·
Представленное значение относительной погрешности ИК получено расчетным путем на
основании составляющих погрешности ИК в предположениях: условия эксплуатации
счетчиков - нормальные, измеряемые ток и напряжение равны номинальным, фазовый угол
между измеряемыми током и напряжением равен 0 или
p
/2 при измерении активной или
реактивной энергии соответственно. В случае отклонения условий измерения от нормальных
предел допускаемой полной погрешности измерения для каждого ИК может быть рассчитан
согласно соотношениям, приведенным в МП 81-263-2012.
Лист № 8
Всего листов 8
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электро-
энергии Богдановичского ОАО «Огнеупоры»
1 ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений.
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
2 ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»
3 ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Богдановичское открытое акционерное общество «Огнеупоры» (Богдановичское ОАО
«Огнеупоры»)
623530, Свердловская область, г. Богданович, ул. Гагарина, д. 2
Тел.: 8 (34376) 2-21-07, 2-14-60
Факс: 8 (34376) 4-77-45, 4-72-14, 2-26-73
e-mail:
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное государственное
унитарноепредприятие«Уральскийнаучно-исследовательскийинститутметрологии»
(ГЦИ СИ ФГУП «УНИИМ») 620000, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, 4
Тел.: 8 (343) 350-26-18
Факс: 8 (343) 350-20-39
e-mail:
Аккредитован в соответствии с требованиями Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии и зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений
под № 30005-11. Аттестат аккредитации от 03.08.2011 г.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии
Ф. В. Булыгин
М.п.«___» ______________ 2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 41602-09 | Система измерительная - сеть базисная опорная активная | Вятка | ОАО "Институт территориального планирования "Кировское архитектурное, землеустроительное проектно-изыскательское предприятие" (Кировгипрозем), г.Киров | 2 года | Перейти |
| 51886-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Московской области (ГТП в/ч 46179, ГТП ФГУ "3 ЦВКГ им. А.А. Вишневского МО РФ") | Нет данных | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 49839-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ "Сясьский ЦБК" | Нет данных | ЗАО "Энерготестконтроль Северо-Запад", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 59284-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Крымск") | Нет данных | ООО "Техносоюз", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 49274-12 | Счетчики статические активной энергии однофазные | Гран-Электро СС-101 | НПООО "Гран Система-С", Беларусь, г.Минск | 16 лет | 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