ГРСИ 54528-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности СП "ТЭЦ-3" Омского филиала ОАО "ТГК-11" ПГУ-90 ТГ-1,2,3 Нет данных. Поверка

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

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
54529-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности СП "ТЭЦ-3" Омского филиала ОАО "ТГК-11" ПГУ-90 ТГ-1,2,3 Нет данных, ГРСИ 54528-13

Смотреть ГРСИ
54527-13

Номер госреестра:

54528-13

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности СП "ТЭЦ-3" Омского филиала ОАО "ТГК-11" ПГУ-90 ТГ-1,2,3

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 33

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 51917

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии и мощности СП "ТЭЦ-3" Омского филиала ОАО "ТГК-11"

ПГУ-90 ТГ-1,2,3

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии и мощности СП "ТЭЦ-3" Омского филиала ОАО "ТГК-11" ПГУ-90 ТГ-1,2,3

(далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и

мощности в точках измерения СП "ТЭЦ-3" Омского филиала ОАО "ТГК-11" ПГУ-90 ТГ-1,2,3,

сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть ис-

пользованы 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;

– предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных

о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – смежных участ-

ников оптового рынка электроэнергии;

– 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 контроллеры сетевые индустриальные Сикон С70 (№ 28822-05 в Государ-

ственном реестре средств измерений) и Сикон С10 (№ 21741-03 в Государственном реестре

средств измерений), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечи-

вающие информационное взаимодействие между уровнями системы.

Лист № 2

Всего листов 9

Между

уровнями ИИК и ИВКЭ

организованы каналы связи при помощи интерфейса

RS-485, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств изме-

рений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВКЭ.

На уровне ИВКЭ обеспечивается:

– автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

– контроль достоверности результатов измерений;

– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления

питания и т.п.);

– разграничение прав доступа к информации.

В качестве средства связи между Сикон С70 и Сикон С10 организован канал посредст-

вом интерфейса RS-485 по протоколу Profibus.

3-й уровень – комплекс информационно-вычислительный ИКМ-Пирамида (ИВК)

(№ 21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя специализи-

рованное программное обеспечение «Пирамида 2000» производства ЗАО ИТФ «Системы и тех-

нологии», каналы связи, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного

времени УСВ-1 (№ 28716-05 в Государственном реестре средств измерений) и автоматизиро-

ванное рабочее место персонала (АРМ).

С уровня ИВКЭ на уровень ИВК информация передается по сети Ethernet.

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 в течение

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;

– 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;

Лист № 3

Всего листов 9

– 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, соответственно, вычисляемых для интервалов време-

ни 30 мин;

– средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям

связи RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной инфор-

мации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уро-

вень 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 КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в

себя устройство УСВ-1 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной сис-

темы позиционирования (GPS). Часы УСВ-1 синхронизированы с приемником сигналов точно-го

времени, сличение ежесекундное. Время сервера синхронизировано со временем УСВ-1.

Сервер осуществляет коррекцию времени каждого из УСПД. Сличение времени сервера со

временем УСПД осуществляется не реже 1 раза в сутки. УСПД осуществляет коррекцию вре-

мени счетчиков (Сикон С70 для ИИК № 1 - 3, Сикон С10 для ИИК № 4). Сличение времени

УСПД со временем счетчиков осуществляется каждые 30 мин, корректировка выполняется при

достижении расхождения времени ±3 c.

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;

– сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

– результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подпи-

си);

– установка пароля на счетчик;

– установка пароля на сервер.

Наименование

программного

обеспечения

Идентифика-

ционное наимено-

вание программ-

ного обеспечения

Цифровой иден-

тификатор про-

граммного обес-

печения

PFixed.dll

PProcess.dll

PReplace.dll

PRoundValues.dll

PValuesFromFixed.

dll

SET4TM02.dll

Лист № 4

Всего листов 9

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется прикладное программное обеспечение «Пирамида 2000»

(ПО).

Средством

защиты данных при передаче является кодирование

данных, обеспечивае-

мое 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.

ПО защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты –

С, согласно МИ 3286-2010.

Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифро-

вого идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления

цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО

PClients.dll

PCurrentValues.dll

Номер версии

(идентифика-

ционный номер)

программного

обеспечения

1.0.0.7

1.0.0.0

2D6D8E8E

25B97960

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифи-

катора

CRC32

PFillProfile.dll

1.0.0.0

2B4E9E9

CRC32

PFixData.dll

1.0.0.0

4282F57

26FD6509

CRC32

2.0.2.0

B4311A2C

CRC32

1.0.0.0

EFFB32DE

CRC32

1.0.0.0

2D196BBA

CRC32

1.0.0.0

A1A66B62

CRC32

Расчет групп

Расчёт текущих

значений

Заполнение отсут-

ствующего про-

филя

Фиксация данных

Расчёт зафиксиро-

ванных показаний

из профиля мощ-

ности

Расчёт базовых

параметров

Замещение дан-

ных

Расчёт целочис-

ленного профиля

Расчёт мощно-

сти/энергии из за-

фиксированных

показаний

Драйвер для счёт-

чиков СЭТ-

1.0.0.6

E599C59D

CRC32

Наименование

программного

обеспечения

Идентифика-

ционное наимено-

вание программ-

ного обеспечения

Цифровой иден-

тификатор про-

граммного обес-

печения

ABB.dll

SiconS10.dll

Лист № 5

Всего листов 9

Номер версии

(идентифика-

ционный номер)

программного

обеспечения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифи-

катора

1.0.0.9

ACCB9222

CRC32

4TM.03М и СЭТ-

4TM.02

Драйвер для счёт-

чиков ЕвроАЛЬФА

Драйвер для кон-

троллеров типа

СИКОН

CAC01D01

CRC32

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК и основные метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таб-

лице 2.

Состав первого уровня ИК

№

ИК

активная

реактивная

активная

реактивная

активная

реактивная

Таблица 2 Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ.

Наимено-

вание при-

соединения

ТТТНСчетчик

УСПД/Вид элек-

ИВК троэнергии

345

Метрологические

характеристики

ИК

Погреш-

Основнаяность в

погреш- рабочих

ность, % условиях,

±1,2 ±5,8

±2,4 ±5,7

±1,2 ±5,8

±2,4 ±5,7

ЗНОЛП-6

ТЛШ-106300/√3/СЭТ-

4000/5 100/√3 4ТМ.03М

1ТГ-1 к.т. 0,5Sк.т. 0,5к.т. 0,5S/1,0

№ Госреест- № Гос- № Госреест-

ра 47957-11 реестра ра 36697-12

46738-11Сикон С70

ЗНОЛП-6 № Гос-

ТЛШ-106300/√3/СЭТ-реестра

4000/5 100/√3 4ТМ.03М 28822-05/

2ТГ-2 к.т. 0,5Sк.т. 0,5к.т. 0,5S/1,0 «Пирами-

№ Госреест- № Гос- № Госреест- да 2000»

ра 47957-11 реестра ра 36697-12 № Гос-

46738-11 реестра

ЗНОЛП-6

21906-11

ТШЛ-106300/√3/ СЭТ-

3000/5100/√34ТМ.03М

3ТГ-3к.т. 0,5Sк.т. 0,5 к.т. 0,5S/1,0

№ Госреест- № Гос- № Госреест-

ра 47957-11 реестра ра 36697-12

46738-11

±1,2 ±5,8

±2,4 ±5,7

Состав первого уровня ИК

№

ИК

активная

реактивная

Лист № 6

Всего листов 9

Наимено-

вание при-

соединения

ТТТНСчетчик

УСПД/Вид элек-

ИВК троэнергии

Метрологические

характеристики

ИК

Погреш-

Основнаяность в

погреш- рабочих

ность, % условиях,

123456789

1000/5

к.т. 0,5S

№ Госреест-

35000/√3/

187-70

реестра

Сикон С10

ТОЛ-35 III-

НОМ-35

СЭ

№ Гос-

100/√34ТМ.03М 21741-03/

4Q-1ГТк.т. 0,5 к.т. 0,5S/1,0 «Пирами-

№ Гос- № Госреест- да 2000»

ра 34016-07

реестра ра 36697-12№ Гос-

реестра

21906-11

±1,2 ±5,8

±2,4 ±5,7

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и

средней мощности.

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

= 0,8 инд.;

температура окружающего воздуха (21 – 25) ºС;

относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

частота питающей сети переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц;

индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uном; ток (0,05 – 1,2) Iном;

0,5 инд < cos

< 0,8 емк;

температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус

40 до плюс 60 ºС; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 ºС;

атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

частота питающей сети переменного тока (50

0,4) Гц;

индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

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:

счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

устройство сбора и передачи данных – хранение графика средних мощностей за

30мин. в течении 45 суток;

ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств изме-

рений – за весь срок эксплуатации системы.

6.Надежность применяемых в системе компонентов:

Лист № 7

Всего листов 9

счетчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее

140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

устройство сбора и передачи данных - среднее время наработки на отказ не менее

70000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 2 часов.

сервер – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время

восстановления работоспособности 1 час.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по

эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ принтером.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

Трансформатор тока ТЛШ-10

Трансформатор тока ТШЛ-10

Трансформатор тока ТОЛ-35 III-IV

Трансформатор напряжения ЗНОЛП-6

Трансформатор напряжения НОМ-35

Контроллер сетевой индустриальный Сикон С70

Контроллер сетевой индустриальный Сикон С10

Комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида»

Устройство синхронизации времени УСВ-1

Специализированное программное обеспечение «Пирамида 2000»

Методика поверки ИЭН 1990РД-13.01МП

Инструкция по эксплуатации ИЭН 1990РД-13.ИЭ

Паспорт ИЭН 1990РД-13.ПС

Таблица 3 Комплект поставки средства измерений

Наименование изделия

Кол-во Примечание

шт.

Поверка

Осуществляется по документу ИЭН 1990РД-13.01.МП «ГСИ. Система автоматизирован-

ная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности СП

"ТЭЦ-3" Омского филиала ОАО "ТГК-11" ПГУ-90 ТГ-1,2,3 Методика поверки», утвержденно-

му ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 04.03.2013 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 месте эксплуатации»;

Лист № 8

Всего листов 9

для счетчиков электрических многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М –

соответст-

вии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2, являющейся приложением к руково-

дству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;

для контроллера сетевого индустриального Сикон С70 – в соответствии с методикой

поверки ВЛСТ 220.00.000 И1;

для контроллера сетевого индустриального Сикон С10 – в соответствии с методикой

поверки ВЛСТ 180.00.000 И1;

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»;

Вольтамперфазометр «Ретометр»;

радиосервер РСТВ-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 со счетчика-

ми системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;

термогигрометр «CENTER» (мод.314).

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений описан в методике измерений МЭС 1123РД-12.МИ, утвержденной 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.

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.

Лист № 9

Всего листов 9

Изготовитель

Открытое акционерное общество «Ивэлектроналадка»

153002, г. Иваново, ул. Калинина, д. 5,

e-mail:

askue@ien.ru

, тел/факс: 8 (4932) 23-02-30.

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 метрологии

Ф.В. Булыгин

М.п.

«___»________2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
49640-12	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС-220 кВ "Югра " филиала ОАО "Тюменьэнерго " "Нефтеюганские электрические сети "	Нет данных	ОАО "Тюменьэнерго", г.Сургут	4 года	Перейти
62660-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Кирьяновская"	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
55522-13	Интеллектуальные приборы учета электроэнергии	РиМ 384.01/2, РиМ 384.02/2	ЗАО "Радио и Микроэлектроника" (РиМ), г.Новосибирск	10 лет	Перейти
79563-20	Система измерений количества и параметров природного газа в составе узла учета газа на ГРП-1 Кармановской ГРЭС ООО "Башкирская Генерирующая Компания"		Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "БАКС" (ООО НТФ "БАКС"), г. Самара	2 года	Перейти
52809-13	Счетчики воды крыльчатые	СВ-32 СТРУМЕНЬ, СВ-40 СТРУМЕНЬ	НП ООО "Гран-Система-С", Беларусь, г.Минск	2 года	Перейти

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

Поверка средств измерений