ГРСИ 54580-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Нижегородская электрическая компания" для энергоснабжения МУП ВКХ "ИСТОК" г.Дзержинск (2-я очередь) 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
54581-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Нижегородская электрическая компания" для энергоснабжения МУП ВКХ "ИСТОК" г.Дзержинск (2-я очередь) Нет данных, ГРСИ 54580-13

Смотреть ГРСИ
54579-13

Номер госреестра:

54580-13

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 003

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 № 51975

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Нижегородская электрическая

компания» для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я

очередь)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Нижегородская электрическая компания» для электроснабже-

ния МУП ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я очередь) (далее по тексту – АИИС КУЭ) предна-

значена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и

передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного

регламента.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ, построенная на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета

электрической энергии "АльфаЦЕНТР" (Госреестра № 44595-10), представляет собой много-

уровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и

распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-й уровень – информационно-измерительные комплексы, включающие измерительные

трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2003, измерительные трансформаторы напряжения

(ТН) по ГОСТ 1983-2003, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по

ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части

реактивной электроэнергии);

2-й уровень – измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ),

включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 (Госреестр

№ 41907-09), автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного

времени (УССВ) HVS-35, линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных

внутренних каналов связи;

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера баз

данных (СБД) на базе cервера ИВК ООО «Нижегородская энергетическая компания» (Moxa

Nport 5650-8-DT), АРМ пользователей и аппаратуры приема-передачи данных.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к

единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной

дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в базе данных сервера ИВК АИИС КУЭ не менее

3,5 лет, отвечающих требованию повышенной защищенности от потери информации

(резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передачарезультатовизмеренийворганизации-участникиоптовогорынка

электроэнергии;

Лист № 2

Всего листов 9

обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот

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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);

передача журналов событий счетчиков и УСПД в базу данных ИВК.

Принцип действия:

Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными

трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи

поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В

счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По

мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика

вычисляютсямгновенные значения активной, реактивной,полной мощностии

интегрированные по времени значения активной иреактивнойэнергиибезучета

коэффициентов трансформации. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и

информации о состоянии средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в

30 минут).

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется по

интерфейсу RS-485 с дальнейшим преобразованием в интерфейс RS-232 (счетчик – GSM-

терминал - GSM-терминал - УСПД).

В УСПД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая

передача накопленных данных на уровень ИВК ООО «Нижегородская энергетическая

компания», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

СерверИВКООО«Нижегородскаяэнергетическаякомпания»автоматически

опрашивает УСПД. Опрос УСПД осуществляется по основному и резервному каналам:

основной канал: сети интернет (УСПД – сети интернет - сервер БД);

резервный канал: в формате RS-232 (УСПД - GSM модем - GSM модем - сервер БД).

На сервере ИВК ООО «Нижегородская энергетическая компания» информация о резуль-

татах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формирует-

ся в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформирован-

ные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Для передачи информации заинтересованным субъектам происходит по основному и ре-

зервному каналам передачи данных:

основной канал: сети интернет (сервер БД – сети интернет – заинтересованные

субъекты);

резервный канал: в формате RS-232 (сервер БД - GSM модем - заинтересованные

субъекты).

АИИС КУЭ ЗАО «Нижегородская электрическая компания» для электроснабжения МУП

ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я очередь) оснащена системой обеспечения единого времени

(СОЕВ), созданной на основе устройств синхронизации системного времени (УССВ) - HVS-35

включающих в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы по-

зиционирования (GPS). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет

нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхрониза-

цию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Лист № 3

Всего листов 9

Сличение шкалы времени УСПД и сигналов УССВ происходит ежесекундно. Ход часов

УСПД не превышает ±1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин.

осуществляетсясличениешкалывременимеждусчетчикомиУСПД.Коррекция

осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.

Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера отражают: время (дата,

часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах,

корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий

корректировке.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту – ПО) АИИС КУЭ входит ПО

счетчиков, ПО УСПД, ПО СБД, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР».

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблицах 1.1, 1.2

Алгоритм вычис-

ленияцифрового

идентификатора

программного

обеспечения

alphamess.dll

b8c331abb5e34444170eee93

17d635cd

cdbora2.dll

0630461101a0d2c1f5005c11

6f6de042

encryptdll.dll

0939ce05295fbcbbba400eeae

8d0572c

amra.exe

amrc.exe

a75ff376847d22ae4552d2ec2

8094f36

ПО «Альфа-

ЦЕНТР»

amrserver.exe

559f01748d4be825c8cda4c3

2dc26c56

MD5

Наименование

программного

обеспечения

Таблица 1.1 – Метрологически значимые модули ПО (уровень ИВКЭ)

Наименование

программногоНомер

модуляверсииЦифровой идентификатор

(идентификаци- про- программного обеспечения

онное наимено-граммно-(контрольная сумма испол-

вание про- го обес- няемого кода)

граммного обес-печения

печения)

Версия

4.29cf3f689c94a65daad982ea46

22a3b96

Лист № 4

Всего листов 9

Алгоритм вычис-

ленияцифрового

идентификатора

программного

обеспечения

alphamess.dll

b8c331abb5e34444170eee931

7d635cd

cdbora2.dll

5f7bed5660c061fc898523478

273176c

encryptdll.dll

amra.exe

amrc.exe

dedfd7b1a1a4f887b19440caa

280d50e

ПО «Альфа-

ЦЕНТР»

amrserver.exe

350fea312941b2c2e00a590fb

617ae45

MD5

Наименование

программного

обеспечения

Таблица 1.2 – Метрологически значимые модули ПО (уровень ИВК)

Наименование

программногоНомер

модуляверсииЦифровой идентификатор

(идентификаци- про- программного обеспечения

онное наимено-граммно-(контрольная сумма испол-

вание про- го обес- няемого кода)

граммного обес-печения

печения)

12345

0939ce05295fbcbbba400eeae

Версия

8d0572c

3.16.2

5b0009aa01b467c075539bdfc

f6be0b9

ПО «АльфаЦентр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документа-

ции, свидетельство об аттестации № АПО-003-12 от 31 мая 2012 года, выданное ФГУП

«ВНИИМС».

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 не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ЗАО «Нижегородская

электрическая компания» для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я

очередь).

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и

преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Лист № 5

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав ИИК (1-2 уровни) АИИС КУЭ ЗАО «Нижегородская электрическая компания» для

электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я очередь) приведен в таблице 2.

Состав ИИК АИИС КУЭ (1-2 уровни)

№ ИИК

Наименование

объекта

Вид

электро-

энергии

НАМИТ-10-2

кл. т 0,5

Ктн = 6000/100

Зав. № 1184

Госреестр

№ 16687-02

активная

реактив-

ная

НАМИТ-10-2

кл. т 0,5

Ктн = 6000/100

Зав. № 1183

Госреестр

№ 16687-02

активная

реактив-

ная

Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации

приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Состав ИИК (1-2 уровни) АИИС КУЭ

трической энер-

Трансформа-Трансформатор

Счётчик элек-

ИВКЭ

тор тока напряжения

гии

(УСПД)

1234567

ТОЛ-10-I

кл. т 0,5S

ОАО «Дзержин- Ктт = 300/5

ский водоканал»Зав. №№

15 ГПП «РОС»,trial;

РУ-6 кВ, 1СШ, 15013;

яч. 315012

Госреестр

№ 15128-07

ТПЛ-10-М

ОАО «Дзержин-кл. т 0,5S

ский водоканал» Ктт = 300/5

16 ГПП «РОС», Зав. №№ 4774;

РУ-6 кВ, 3СШ,4775; 4776

яч. 27 Госреестр

№ 22192-07

RTU-

327-E-

R2-M2-

M04

Альфа 1805RLX-

P4GB-DW-4

кл. Т 0,5S/1,0

Зав. № 01250288

Госреестр

№ 31857-11

Зав.№

000739

Альфа А1805RL-

Госре-

P4GB-DW-4

кл. Т 0,5S/1,0

Зав. № 01255468

Госреестр

№ 31857-11

естр

№ 19495-

15, 16

(ТТ 0,5S; ТН

0,5; Сч 0,5S)

Номер ИИК

15, 16

(ТТ 0,5S; ТН

0,5; Сч 1,0)

Таблица 3 – Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК

при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях

Номер ИИКcosφ

эксплуатации АИИС КУЭ

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2)

≤ I

изм

< I

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

изм

120 %

1,0± 3,4 ± 2,2 ± 2,1 ± 2,1

0,9± 3,7± 3,1± 2,9± 2,9

0,8± 4,0± 3,3± 3,0± 3,0

0,7± 4,5± 3,4± 3,1± 3,1

0,5± 6,1± 4,1± 3,5± 3,5

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК

при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях

cosφ

эксплуатации АИИС КУЭ

1(2)%

1(2)

≤ I

изм

< I

5 %

0,9± 7,9

0,8± 6,4

0,7± 5,8

0,5± 5,3

5 %

изм

< I

20 %

± 5,8

± 5,3

± 5,1

± 4,9

20 %

изм

< I

100 %

± 5,2

± 4,9

± 4,8

± 4,7

100 %

изм

120 %

± 5,2

± 4,9

± 4,8

± 4,7

Лист № 6

Всего листов 9

Примечания:

1. Погрешность измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

=1,0 нормируется от I

, а погрешность из-

мерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

<1,0 нормируется от I

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и

средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответ-

ствующие вероятности 0,95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;

сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos

=0,9 инд;

температура окружающей среды: от 15 до 25

С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном,

сила тока от 0,01 Iном до 1,2 Iном для ИИК 1, 2.

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от минус 15

С до плюс 35

С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2003;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2003.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2003, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2003,

счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005,

в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на

аналогичные(см.п.6Примечания)утвержденныхтиповсметрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов

системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на

объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

Параметры надежности

применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

•счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный «Альфа А1800»

– среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

УСПД RTU-327 – среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

сервер – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчика Тв ≤ 24 часа;

для УСПД RTU-327 Тв ≤ 2 часа;

для сервера Тв ≤ 1 час;

для модема Тв ≤ 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для

пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механиче-

скими пломбами;

наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках, СОЕВ, RTU-327, сервере;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает иденти-

фикацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

Лист № 7

Всего листов 9

фактов параметрирования счетчика;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

УСПД RTU-327, сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчики электроэнергии Альфа А1800 – тридцатиминутный профиль нагрузки в

двух направлениях – не менее 35 суток; при отключении питания – не менее 5 лет

при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;

RTU-327– суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления

по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу – не менее

35 суток; при отключении питания – не менее 3,5 лет;

ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измере-

ний – не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации АИИС КУЭ типографским способом.

Наименование

Тип

Кол-во,

шт.

1 Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

2 Трансформатор тока

ТПЛ-10-М

НАМИТ-10-2

Альфа А1800

5 Шкаф УСПД

6 Серверный шкаф

АльфаЦЕНТР

9 Методика поверки

МП 1601/550-2013

10 Паспорт-формуляр

СТПА.411711.И02.ФО

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблице 4 – Комплектность АИИС КУЭ

3 Трансформатор напря-

жения

Счетчик электриче-

ской энергии трехфаз-

ный многофункцио-

нальный

7 Коммуникационное

НКУ

УСПД RTU-327-E-R2-M2-M04; HVS-35; источник бес-

перебойного питания UPS АРС Back-UPS 1500VA

230V; модем Zyxel U-336S; GSM модем МС 35i; GSM

модем ТС 35; преобразователь интерфейса Adam 4520

Сервер баз данных; коммуникационный сервер Moxa

Nport 5650-8-DT; GSM модем МС 35i; модем Zyxel U-

336S

GSM модем МС 35i; GSM модем ТС 35; преобразова-

тель интерфейса Adam 4520

8 ПО (комплект)

Лист № 8

Всего листов 9

Поверка

осуществляется по документу МП 1601/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО

«Нижегородская электрическая компания» для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК» г.

Дзержинск (2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва»

в июне 2013 года.

Основные средства поверки:

для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;

для трансформаторов напряжения – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по

ГОСТ 8.216-2011;

для счётчик Альфа А1800 - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утверждённой

ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

для устройства сбора и передачи данных серии RTU-327- по документу « Методика

поверки. ДЯИМ.466215.007 МП» , утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009г.

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04).

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками

системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена

деления 1°С.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества

электроэнергиисиспользованиемавтоматизированнойинформационно-измерительной

системыкоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИС КУЭ)ЗАО«Нижегородская

электрическая компания» для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я

очередь).

Свидетельство об аттестации методики измерений 012/01.00316-2011/2013 от 12.08.2013

Нормативныедокументы,устанавливающиетребованиякАИИСКУЭЗАО

«Нижегородская электрическая компания» для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК»

г. Дзержинск (2-я очередь)

1. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения.

2. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия.

3. ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4. ГОСТ 7746-2003 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5. ГОСТ 1983-2003 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6. ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электроэнергии переменного тока.

Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и

0,5S.

7. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электроэнергии переменного тока.

Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Лист № 9

Всего листов 9

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ООО «СТАНДАРТ»

Адрес (юридический): 603009, РФ, г. Нижний Новгород, ул. Столетова, 6

Адрес (почтовый): 603146, г. Нижний Новгород, Клеверный проезд, д. 8

Телефон: (831) 461-54-67

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,

метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).

Аттестат аккредитации № 30030-10 от 15.03.2010 года.

Адрес : 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Телефон: (495) 544-00-00, 668-27-40, (499) 129-19-11

Заместитель

Руководителя Федерального агент-

ства по техническому регулирова-

нию и метрологииФ.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
35634-07	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Коломенский завод"	Нет данных	ЗАО "ЭкОйл-Энергия", г.Муром	4 года	Перейти
39968-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "РГРЭС"	Нет данных	МУП "Рязанские городские распределительные электрические сети", г.Рязань	4 года	Перейти
60540-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "МЛЗ"	Нет данных	ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва	4 года	Перейти
49820-12	Система измерительная аэрогазового контроля	АГК-1-5	Филиал ОАО "Южный Кузбасс" - Управление по обогащению и переработке угля. ГОФ "Томусинская", г.Междуреченск	1 год	Перейти
79015-20	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ВЗПП-Микрон"		ООО "Альфа-Энерго", г.Москва	4 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