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 электрической энергии и мощности ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС № 68 110/10 кВ "Битца" Нет данных, ГРСИ 54500-13
Номер госреестра:
54500-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "Объединенная энергетическая компания" ПС № 68 110/10 кВ "Битца"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ОАО "Объединенная энергетическая компания" (ОЭК), г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 68
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 51885
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 17
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
коммерческого
энергетическая
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная
учета электрической энергии и мощности ОАО «Объединенная
компания» ПС № 68 110/10 кВ «Битца»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии и мощности ОАО «Объединенная энергетическая компания» ПС № 68
110/10 кВ «Битца» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной
электрической энергии и мощности в точках измерения ПС № 68 110/10 кВ «Битца», сбора,
хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использова-
ны для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему
с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-
троэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
– периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии
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 результатов измерений в центры сбора и
обработки информации
(ЦСОИ)
смежных субъектов оптового рынка;
– обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданных
от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне
(установка паролей
и т.п.);
– диагностика и
мониторинг функционирования технических
и программных
средств
АИИС КУЭ;
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинён-
ной национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя
трансформаторы тока (ТТ) по
ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983,
счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной элек-
трической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на
объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L (№ 37288-08 в Госу-
дарственном реестре средств измерений), технические средства приема-передачи данных, кана-
лы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы, уст-
ройство синхронизации системного времени УССВ 35HVS.
На уровне ИВКЭ обеспечивается:
Лист № 2
Всего листов 17
-
автоматический регламентный сбор результатов измерений, привязанных к единому
календарному времени, с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
автоматический сбор данных о состоянии средств измерений (журналов событий) со
всех ИИК, обслуживаемых данным ИВКЭ;
-
функции хранения результатов измерений и данных о состоянии средств измерения
автоматические;
-
возможность масштабирования долей именованных величин электроэнергии и дру-
гих физических величин;
-
автоматическую синхронизацию и коррекцию времени в счетчиках электроэнергии;
-
ведение Журнала событий;
-
предоставление доступа ИВК к результатам измерений;
-
предоставление доступа ИВК к данным о состоянии средств измерений;
-
конфигурирование и
параметрирование
технических
средств и
программного обес-
печения;
-
диагностику работы технических средств;
-
хранение результатов измерений;
-
хранение данных о состоянии средств измерений;
-
предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированно-
го доступа к данным;
-
аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров
и данных;
-
хранение
суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления
(выработки) по каждому каналу, электропотребление (выработку) за месяц по каждому каналу и
по группам не менее 35 суток.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специали-
зированного программного обеспечения из состава «Комплекса измерительно-вычислительного
для учета электрической энергии «Альфа-Центр» производства ООО «Эльстер Метроника»
(№ 44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналы связи,
сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УССВ 35HVS,
автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).
С уровня ИВКЭ на уровень ИВК информация передается при помощи двух каналов
связи на основе сотовой сети стандарта GSM.
На уровне ИВК обеспечивается:
– автоматический регламентный сбор результатов измерений;
– автоматическое выполнение коррекции времени;
– сбор данных о состоянии средств измерений;
– контроль достоверности результатов измерений;
– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления
питания и т.п.);
– возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии; –
хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений не менее
3,5 лет;
– ведение нормативно-справочной информации;
– ведение «Журналов событий»;
– формирование отчетных документов;
– передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в
ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
– безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 – 2003;
– конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
Лист № 3
Всего листов 17
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного
доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
– диагностику работы технических средств и ПО;
– разграничение прав доступа к информации;
– измерение интервалов времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной ин-
формации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК
передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный пе-
речень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками мно-
гофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы
данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следую-
щей информации:
– отпускилипотреблениеактивнойиреактивноймощности,усредненной
за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
– показатели режимов электропотребления;
– максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и сут-
кам;
– допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируе-
мый интервал времени.
Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в ана-
логовые сигналы низкого уровня, которые совместно с первичными напряжениями по провод-
ным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической
энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преоб-
разуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряже-
ния в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения
активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформа-
ции представляется как:
– активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл от средней за период
0,02 с активной и реактивной мощности, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
– средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям
связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации,
ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем – третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измери-
тельной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформ-
ление справочных и отчетных документов.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС ОАО «Объединенная энергетическая компания»
ПС № 68 110/10 кВ «Битца»
оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Система обеспечения единого вре-
мени включает в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе прием-
ника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS),
часы счетчиков электрической энергии, часы УСПД, часы сервера. Показания часов УСПД
синхронизируется с показаниями часов приемника, установленного на ПС № 68 110/10 кВ
«Битца», не реже чем 1 раз в сутки, коррекция при превышении порога ±2 с. УСПД осуществ-
ляет коррекцию показаний часов счетчиков. Сличение показаний часов УСПД и счетчиков осу-
Лист № 4
Всего листов 17
ществляется каждые 30 минут, и корректировка
показаний часов счетчиков выполняется при
достижении расхождения между показаниями часов УСПД и счетчиков более ± 2 с, но не реже
одного раза в сутки. Сличение показаний часов БД с показаниями часов УССВ, установленного в
ЦСОИ ОАО «ОЭК», осуществляется постоянно, коррекция при расхождении более ± 2 с, но не
реже одного раза в сутки. Ход часов компонентов системы за сутки не превышает
±
5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и
корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счетчика электрической энергии;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
– результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подпи-
си);
– установка пароля на счетчик;
– установка пароля на УСПД;
– установка пароля на сервер.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (ПО) из
состава «Комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «Альфа-
Центр» версии 12, которое обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной
информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при пере-
даче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, по-
лучаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от
счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы
допускаемых относительных погрешностей
по активной и реактивной элек-
троэнергии, а также для разных временных (тарифных)
зон
не зависят от способов
передачи
измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-
ков и измерительных трансформаторов.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
«С» по МИ 3286-2010.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифро-
вого идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
amrserver.e
xe
Не ниже
v.4.1.0.0
e6231ebbb9932e2864
4dddb424942f6a
amrс.exe
Не ниже
v.4.1.0.0
6483168dfbf01a7896
1e91a407e9354b
amra.exe
Не ниже
v.4.1.0.0
cdbora2.dll
encryptdll.d
ll
Не ниже
v.2.0.0.0
0939ce05295fbcbbba
400eeae8d0572c
ПО «Альфа-
Центр»
alphamess.
dll
b8c331abb5e3444417
0eee9317d635cd
Лист № 5
Всего листов 17
Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления
цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО
Наименование
программного
обеспечения
Наименование
программного
модуля (иденти-
фикационное
наименование
программного
обеспечения)
Наимено-
вание фай-
ла
Номер вер-
сии про-
граммного
обеспечения
Цифровой иденти-
фикатор программ-
ного обеспечения
(контрольная сумма
исполняемого кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора про-
граммного
обеспечения
Программа –
планировщик
опроса и пере-
дачи данных
Драйвер ручно-
го опроса счет-
чиков и УСПД
Не ниже
v.4.0.1.0
63a918ec9c3f63c520
4562fc06522f13
Драйвер автома-
тического опро-
са счетчиков и
УСПД
Драйвер работы
с БД
Библиотека
шифрования
пароля счетчи-
ков
Библиотека
сообщений
планировщика
опросов
ab49df259b945819f6
486c84ebb2b588
MD5
Метрологические и технические характеристики
Состав первого уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИИС
КУЭ приведены в таблице 2.
1
ВЛ 110
кВ Битца
- Ясенево
с отпай-
кой
(Л-1)
2
ВЛ 110
кВ Бирю-
лево -
Битца
(Л-2)
3
Ввод 110
кВ Т-1
4
Ввод 110
кВ Т-2
5
СЭВ 110
кВ
№
вание
Вид
энергии
Погреш
Лист № 6
Всего листов 17
Таблица 2 Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ.
Метрологиче-
Состав первого уровня ИКские характери-
Наимено-стики ИК
ИК присое-
УСПД электро-
Основная ность в
-
динения
ТТ ТН Счетчик погреш- рабочих
ность, % услови-
ях, %
1
2
34
6789
SB 0,8
20951-08
√3
к.т. 0,2;
TVG 123
1000/5
110000/√3/100/
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
№ Госреестра
38886-08
5
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,8 ±2,4
реактивная ±1,3 ±2,7
SB 0,8
20951-08
√3
к.т. 0,2;
TVG 123
1000
/
5
110000/√3/100/
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
№ Госреестра
38886-08
№ Гос-
активная
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
реактивная
±0,8 ±2,4
±1,3 ±2,7
SB 0,8
20951-08
√3
к.т. 0,2;
TVG 123
1000/5
110000/√3/100/
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
№ Госреестра
38886-08
к.т.
№ Гос-
активная
±0,8 ±2,4
±1,3 ±2,7
SB 0,8
20951-08
√3
к.т. 0,2;
TVG 123
1000
/
5
110000/√3/100/
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
№ Госреестра
38886-08
активная ±0,8 ±2,4
реактивная ±1,3 ±2,7
SB 0,8
20951-08
√3
к.т. 0,2;
TVG 123
1000/5
110000/√3/100/
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
№ Госреестра
38886-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
RTU-325L
№ Гос-
0,2S/0,5;
реестра реактивная
реестра
38886-08
36697-08
активная ±0,8 ±2,4
реактивная ±1,3 ±2,7
ТОЛ-10-IMНАМИ-10
20054α+2400/510000/100
70102αк.т. 0,2S;к.т. 0,2;
яч.29 № Госреестра № Гос-реестра
36307-0711094-87
к.т.
№ Гос-
СЭТ-
4ТМ.03М
RTU-325L
№ Гос-
активная
0,2S/0,5;
реестра реактивная
реестра
38886-08
36697-08
±0,5 ±2,1
±0,9 ±2,5
Состав первого уровня ИК
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
Лист № 7
Всего листов 17
Наимено-
№вание
ИК присое-
динения
ТТТНСчетчик
Вид
УСПДэлектро-
энергии
Метрологиче-
ские характери-
стики ИК
Погреш-
Основная ность в
погреш- рабочих
ность, % услови-
ях, %
123456789
яч.31
ТОЛ-10-IM
400/5
8
20052α+β
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
20102β+
920054β
яч.33
ТОЛ-10-IM
400/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
яч.37
ТОЛ-10-IM
400/5
10
19064α+β
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
139
яч.39
ТОЛ-10-IM
400/5
11к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
1
Т-1
2000/5
Ввод 10
ТЛП-10-1
12
кВ секции
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
30709-11
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
16
ТДГР-1
10 кВ
яч.51
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
17
СВ
секции 1
10 кВ
яч.53
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
19
103α+β
яч.3
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
Лист № 8
Всего листов 17
145 яч.45
ТЛО-10
500/5
13
Фидер
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
яч.47
ТЛО-10
500/5
14
21197
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТЛО-10
ТСН-1200/5
1510 кВк.т. 0,2S;
яч.49 № Госреестра
25433-11
к.т.
№ Гос-
активная
±0,5 ±2,1
±0,9 ±2,5
ТЛО-10
200/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТЛО-10
1500/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
RTU-325L
№ Гос-
0,2S/0,5;
реестра реактивная
реестра
38886-08
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
яч.1
ТЛО-10
500/5
18
21144α+β
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТОЛ-10-IM
400/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
СЭТ-
4ТМ.03М
RTU-325L
№ Гос- активная ±0,5 ±2,1
реестра реактивная ±0,9 ±2,5
реестра
38886-08
36697-08
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
25
20049
яч.19
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
26
19068
яч.21
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
Лист № 9
Всего листов 17
яч.5
ТЛО-10
500/5
20
19066α+β
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
яч.9
ТОЛ-10-IM
400/5
21
20053
α
+β
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
яч.11
ТОЛ-10-IM
400/5
22
20196α+β
к
.
т.
0
,2S
;
№ Госреестра
36307-07
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
3
Т-1
2000/5
Ввод 10
Т
ЛП-10-1
23
кВ секции
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
30709-11
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
яч.17
ТОЛ-10-IM
400/5
24
20196γ+δ
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТЛО-10
400/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
№ Гос-
активная
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
реактивная
±0,5 ±2,1
±0,9 ±2,5
ТЛО-10
400/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
№ Гос-
реестра
36697-08
активная
реестраRTU-325L
36697-08 № Гос-
СЭТ-реестра
4ТМ.03М 38886-08
к.т.
0,2S/0,5;
реактивная
±0,5 ±2,1
±0,9 ±2,5
27
ТДГР-3
10 кВ
яч.23
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
28
СВ
секции 3
10 кВ
яч.25
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
29
ТДГР-2
10 кВ
яч.52
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
30
20100β
яч.50
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
31
Фидер
248 яч.48
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
Лист № 10
Всего листов 17
ТЛО-10
200/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТЛО-10
1500/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТЛО-10
200/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТЛО-10
400/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТЛО-10
500/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
СЭТ-
4ТМ.03М
RTU-325L
№ Гос- активная ±0,5 ±2,1
реестра реактивная ±0,9 ±2,5
реестра
38886-08
36697-08
яч.46
ТОЛ-10-IM
400/5
32
21026γ+δ
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
2
Т-2
2000/5
Ввод 10
Т
ЛП-10-1
33
кВ секции
к
.
т
.
0
,
2S;
№ Госреестра
30709-11
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
36
134α+β
яч.34
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
Лист № 11
Всего листов 17
яч.40
ТОЛ-10-IM
400/5
34
20100α
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
яч.38
ТОЛ-10-IM
400/5
35
18073
α
+β
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТОЛ-10-IM
400/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
яч.32
ТОЛ-10-IM
400/5
37
21026
α
+β
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
№ Гос-
активная
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
реактивная
±0,5 ±2,1
±0,9 ±2,5
яч.30
ТОЛ-10-IM
400/5
38
19075α+β
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
№ Гос-
реестра
36697-08
активная
реестраRTU-325L
36697-08 № Гос-
СЭТ-реестра
4ТМ.03М 38886-08
к.т.
0,2S/0,5;
реактивная
±0,5 ±2,1
±0,9 ±2,5
ТЛО-10
ТСН-2200/5
3910 кВк.т. 0,2S;
яч.26 № Госреестра
25433-11
СЭТ-
НАМИ-104ТМ.03М
10000/100 к.т.
к.т. 0,2;0,2S/0,5;
№ Госреестра № Госрее-
11094-87стра 36697-
08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТЛО-10
ТДГР-4200/5
4010 кВк.т. 0,2S;
яч.24 № Госреестра
25433-11
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
41
21029
яч.22
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
42
21143
яч.18
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
47
20198
яч.6
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
Лист № 12
Всего листов 17
ТЛО-10
400/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТЛО-10
400/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
яч.16
ТОЛ-10-IM
400/5
43
20047
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
к.т. 0,2;
№ Гос-
активная
±0,5 ±2,1
±0,9 ±2,5
яч.14
ТОЛ-10-IM
400/5
44
18077
α
+β
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
НАМИ-10
к.т. 0,2;
к.т.
№ Госрее
активная
±0,5 ±2,1
±0,9 ±2,5
4
Т-2
2000/5
Ввод 10
Т
ЛП-10-1
45
кВ секции
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
30709-11
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
№ Гос-
СЭТ-
НАМИ-104ТМ.03М
10000/100 к.т.
№ Госреестра
0,2S/0,5;
реактивная
11094-87 реестра
36697-08
СЭТ-
10000/100
4ТМ.03М
RTU-325L
№ Госреестра
0,2S/0,5;
-
реестра реакти
в
ная
11094-87 стра 36697-
08
38886-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
яч.8
ТЛО-10
500/5
46
28007
α
+β
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
СЭТ-
НАМИ-104ТМ.03М
10000/100 к.т.
к.т. 0,2;0,2S/0,5;
№ Госреестра № Госрее-
11094-87стра 36697-
08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТОЛ-10-IM
400/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
48
19076
яч.4
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
НАМИ-10
10000/100
к.т. 0,2;
№ Госреестра
11094-87
50
ТСН-1
0,4 кВ
51
ТСН-2
0,4 кВ
52
ТСН-3
0,4 кВ
53
Насос
пожаро-
тушения
№ 1
Лист № 13
Всего листов 17
ТОЛ-10-IM
400/5
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
36307-07
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
яч.2
ТЛО-10
500/5
49
28007γ+δ
к.т. 0,2S;
№ Госреестра
25433-11
СЭТ-
4ТМ.03М
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,5 ±2,1
реактивная ±0,9 ±2,5
ТНШЛ-0,66
1000/5
к.т. 0,5S;-
№ Госреестра
47957-11
СЭТ-
4ТМ.03М.
08
№ Гос-
ТНШЛ-0,66
1000/5
к.т. 0,5S;-
№ Госреестра
47957-11
№ Гос-
к.т.
RTU-325L
активная ±0,9 ±5,3
0,2S/0,5;
реестр
а
реактивная ±1,5 ±4,6
реестра
38886-08
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М.
08
к.т. активная ±0,9 ±5,3
0,2S/0,5; реактивная ±1,5 ±4,6
№ Гос-
реестра
36697-08
ТНШЛ-0,66
1000/5
к.т. 0,5S;-
№ Госреестра
47957-11
активная ±0,9 ±5,3
реактивная ±1,5 ±4,6
ТОП-0,66
100/5
к.т. 0,5S;-
№ Госреестра
47959-11
СЭТ-
4ТМ.03М.
08
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
СЭТ-
4ТМ.03М.
08
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,9 ±5,3
реактивная ±1,5 ±4,6
55
Свароч-
ные по-
сты и ос-
вещение
ОРУ 110
кВ
56
Насос
пожаро-
тушения
№ 2
Лист № 14
Всего листов 17
Свароч-
ные по-ТОП-0,66
сты зда- 150/5
54 нияк.т. 0,5S;-
транс- № Госреестра
формато-47959-11
ров
СЭТ-
4ТМ.03М.
08
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
активная ±0,9 ±5,3
реактивная ±1,5 ±4,6
ТШП-0,66
300/5
к.т. 0,5S;-
№ Госреестра
47957-11
СЭТ-
4ТМ.03М.
08
№ Гос-
активная
±0,9 ±5,3
±1,5 ±4,6
ТОП-0,66
100/5
к.т. 0,5S;-
№ Госреестра
47959-11
СЭТ-
4ТМ.03М.
08
к.т.
0,2S/0,5;
№ Гос-
реестра
36697-08
№ Гос-
к.т.
RTU-325L
0,2S/0,5;
реестра реактивная
рее
с
тра
38886-08
36697-08
активная ±0,9 ±5,3
реактивная ±1,5 ±4,6
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы
интервала соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение (0,95 – 1,05) Uном; ток (1 – 1,2) Iном, cos
j
= 0,8инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до + 50 ˚С; счетчиков - от
+ 18 ˚С до + 25 ˚С; УСПД RTU-325L - от + 15 ˚С до + 25 ˚С; ИВК «АльфаЦЕНТР» - от + 15 ˚С
до + 25 ˚С;
- частота питающей сети переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц;
4. Рабочие условия:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1) Uн
1
; диапазон силы
первичного тока - (0,05 ÷ 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - (0,5 ÷ 1,0) (0,87 ÷ 0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
- допускаемая температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ÷ 1,1) Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,02 ÷ 1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 ÷ 1,0 (0,87 ÷ 0,5); час-
тота - (50
±
0,4) Гц;
- допускаемая температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 60 °C;
Лист № 15
Всего листов 17
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляет-ся
актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъем-лемая
часть.
Глубина хранения информации:
Глубина хранения 3 минутного графика нагрузки в памяти электросчетчика не менее 3
суток.
Глубина хранения 30 минутного графика нагрузки в памяти электросчётчика не менее
35 суток.
Глубина хранения 3 минутных графиков нагрузки в памяти ИВКЭ (УСПД) составляет
не менее 3 суток.
Глубина хранения 30 минутных графиков нагрузки в памяти ИВКЭ (УСПД) состав-
ляет не менее 35 суток.
Глубина хранения информации в базе данных ИВК
не менее 3,5 лет.
6. Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее 140000
часов, среднее время восстановления работоспособности 24 часа;
- устройство сбора и передачи данных - среднее время наработки на отказ не менее
100000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 24 часов.
- сервер – среднее время наработки на отказ не менее 86400 часов среднее время вос-
становления работоспособности 2 дня.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по
эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Наименование изделия
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Кол-во
шт.
Примечание
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.08
Трансформатор тока SB 0,8
Трансформатор тока ТОЛ-10-IМ
Трансформатор тока ТЛП-10-1
Трансформатор тока ТЛО-10
Трансформатор тока ТНШЛ-0,66
Трансформатор тока ТОП-0,66
Трансформатор тока ТШП-0,66
Трансформатор напряжения TVG 123
Трансформатор напряжения НАМИ-10
Устройство передачи данных RTU-325L
Устройство синхронизации системного времени УССВ 35HVS
Сервер БД
GSM-Модем Cinterion mc52i
GSM-Модем iRZ MC52iT
49
7
15
40
8
40
9
9
3
6
4
1
2
1
1
2
1
Лист № 16
Всего листов 17
Специализированное программное обеспечение (ПО) из состава
«Комплекса измерительно-вычислительного для учета электриче-
ской энергии «Альфа-Центр»
Методика поверки 075-12040054-1-00-13.МП
Инструкция по эксплуатации 075-12040054-1-00-13.ИЭ
Паспорт 075-12040054-1-00-13.ПС
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу 075-12040054-1-00-13.МП «ГСИ. Система автоматизиро-
ванная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО
«Объединенная энергетическая компания» ПС № 68 110/10 кВ «Битца» Методика поверки»,
утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 18.06.2013 г.
Основные средства поверки:
·
для трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформа-
торы тока. Методика поверки»;
·
для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные
трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика проверки на trial эксплуатации», МИ
2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на
месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
·
для счетчиков электрических многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М –
в
соответст-
вии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2, являющейся приложением к руково-
дству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;
·
для устройства сбора и передачи данных RTU-325L – в соответствии с документом
«Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯ-
ИМ.466.453.005МП»;
·
средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки
трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»:
·
средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка
трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
·
прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнерге-
тических величин «Энерготестер ПКЭ»;
·
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной систе-
мы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
№
27008-04;
·
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчика-
ми системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
·
термогигрометр «CENTER» (мод.314).
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений описан в методике измерений 075-12040054-1-00-13.МИ, утвержден-
ной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения.
Лист № 17
Всего листов 17
ГОСТ Р 52322-2005 (МЭК 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной
энергии классов точности 1 и 2.
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.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии.
ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество «Объединенная энергетическая компания»
Юридический адрес: 115035, г. Москва, Раушская набережная, д.8. Почтовый
адрес: 115035, г. Москва, Раушская набережная, д.8.
e-mail:
, тел: (495) 657-91-01, факс: (495) 664-70-01.
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Межрегион-Энерго».
Юридический адрес: 123104, г. Москва, ул. Большая Бронная, д.23
стр.1, e-mail:
, тел: (495) 984-71-08, факс:
(495) 984-71-16.
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ»,
424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, 3
тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94
Аттестат аккредитации № 30118-11 от 08.08.2011.
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 |
| 75360-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АО "ЭСК" | Нет данных | АО "Энергосбытовая компания Кировского завода", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 6440-78 | Измерители плотности потока энергии | П2-3 | Нет данных | Нет данных | Перейти |
| 45012-10 | Дефектоскопы ультразвуковые | EPOCH 1000, EPOCH 1000iR, EPOCH 1000i | Компания "Olympus NDT, Inc.", США | 1 год | Перейти |
| 81306-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала "Сочинская ТЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" | - | Общество с ограниченной ответственностью Управляющая компания "РусЭнергоМир" (ООО УК "РусЭнергоМир"), г. Новосибирск | 4 года | Перейти |
| 64117-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "КЭС" (ООО "АМАС") | Нет данных | ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир | 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