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 (АИИС КУЭ) малой ГЭС "Рюмякоски" ЗАО "Норд Гидро" Нет данных, ГРСИ 55242-13
Номер госреестра:
55242-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) малой ГЭС "Рюмякоски" ЗАО "Норд Гидро"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "М-ПРО", г.С.-Петербург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 0010
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 52729
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд Гидро»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд Гидро» (далее - АИИС
КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображенияинформации. Выходные
данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,3х-уровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
выполнения измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень – измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) класса точности
0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) класса точности 0,5 и счетчики
активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,2S (в части активной
электроэнергии), и класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии); вторичные
электрические цепи.
2-ой уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее –
ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД)
типа
RTU325L-E2-512-M2-B2
(Госреестр№37288-08,зав.№007298),устройство
дистанционного контроля (далее – УДК) на базе контроллера сетевого индустриального
СИКОН С50 (Госреестр № 28523-05, зав. № 631) и технических средств приема-передачи
данных.
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) АИИС КУЭ,
включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения
результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и
разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 преобразуют в цифровой сигнал. По
мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика
вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за
период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период
значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с
мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.
Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где
осуществляетсявычислениеэлектроэнергииимощностисучетомкоэффициентов
Лист № 2
Всего листов 11
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача
накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также
отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
УДК предназначено для обеспечения контроля АИИС КУЭ, а также с целью контроля
достоверности данных предоставленных результатов измерений.
Сервер базы данных (далее – сервер БД), установленный в ЗАО «Норд Гидро», с
периодичностью один раз в сутки производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная
информация записывается в базу данных сервера БД.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительнойинформации,формированиеихранениепоступающейинформации,
оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–
участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными
сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ).
Синхронизация времени в
АИИС КУЭ обеспечивается с помощью Устройств синхронизации
времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12, зав. № 011), подключенного к УСПД и УСВ-2
(Госреестр № 41681-10, зав. № 2808, 2793), подключенного к Серверу БД и УДК. Часы УСПД,
сервера БД и УДК синхронизируются от сигналов точного времени со спутников, принимаемых
УСВ-3 и УСВ-2, сличение ежесекундное. Далее по часам УСПД осуществляется корректировка
часов счетчиков при расхождении более чем на ± 2 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и
корректирующего устройств в
момент
непосредственно предшествующий
корректировке.
Лист № 3
Всего листов 11
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО "АльфаЦЕНТР", в состав которого входят
программные модули, указанные в таблице 1. ПО "АльфаЦЕНТР" обеспечивает защиту
программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,
обеспечиваемое программными средствами ПО "АльфаЦЕНТР".
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Наименование
программного
обеспечения
Наименование
программного
модуля
(идентификационн
ое наименование
программного
обеспечения)
Наименование
файла
Trial версии
программного
обеспечения
Цифровой
идентификатор
программного
обеспечения
(контрольная
сумма
исполняемого
кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
Amrserver.e
xe
Не ниже
3.33.0.0
C69949F869768A
85EC629B1E4419
C97B
Amrс.exe
Не ниже
3.33.2.0
43425BAEDC0EB
16278497DA23BC
82943
Amra.exe
Не ниже
3.33.2.0
C11CFC19DA997
5D8F87A156C182
85A29
Драйвер работы
с БД
Cdbora2.dll
Не ниже
3.32.0.0
0630461101A0D2
C1F5005C116F6D
E042
encryptdll.d
ll
Не ниже
2.0.0.0
0939CE05295FBC
BBBA400EEAE8
D0572C
Программа –
планировщик
опроса и
передачи
данных
Драйвер ручного
опроса
счетчиков и
УСПД
Драйвер
автоматического
ПОопроса
«Альфасчетчиков и
ЦЕНТР»УСПД
Библиотека
шифрования
пароля
счетчиков
Библиотека
сообщений
планировщика
опросов
alphamess.d
ll
B8C331ABB5E34
444170EEE9317D
635CD
MD5
·
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2
нормированы с учетом ПО;
·
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «С» по МИ 3286-2010..
Лист № 4
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2
Таблица 2 – Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК
Канал
измерений
Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ
Метрологические
характеристики ИК
Номер ИК
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
Вид СИ,
класс точности ,
коэффициент трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
Обозначение, тип
Заводской
номер
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
Наименование измеряемой
величины
Вид энергии
Основная относительная
погрешность ИК (± δ), %
Относительная погрешность
ИК в рабочих условиях
эксплуатации (± δ), %
Счетчик
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
± 5,5
78910
ТТ
ТН
123
Кт = 0,5S А
Ктт = 100/5 В
№ 47959-11
С
Кт = 0,5 А
Ктн=6000/√3/100/√3 В
№ 46738-11
С
4
ТОЛ-10-I
ТОЛ-10-I
ТОЛ-10-I
ЗНОЛП-6
ЗНОЛП-6
ЗНОЛП-6
56
932
27656
27654
3000378
2111478
3000193
ИИК-001
ЛЭП
6
кВ
в
сторону
ПС-5С
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4GB-DW-401257426
№ 31857-11
1200
Реактивная± 2,5
Активная± 1,1
± 4,3
Лист № 5
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
-
-
Счетчик
300
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
ТТ
ТН
-
-
ИИК-003
РУ-0,4 кВ
НКУ «Ассоль»
Счетчик
20
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
± 5,3
78910
ТТ
4
EASK 81.4
EASK 81.4
EASK 81.4
56
12/214120
12/214121
12/214125
ТН
123
Кт = 0,5S А
Ктт = 1500/5 В
№ 49019-12
С
А
- В
С
ИИК-002
Синхронный генератор
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4GB-DW-401257427
№ 31857-11
Активная± 0,8± 5,3
Реактивная± 2,1± 4,2
EASK 31.3
EASK 31.3
EASK 31.3
12/179177
12/179179
12/179181
Кт = 0,5S А
Ктт = 100/5 В
№ 49019-12
С
А
- В
С
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4GB-DW-401257428
№ 31857-11
Реактивная± 2,1
Активная± 0,8
± 4,2
Лист № 6
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
-
-
Счетчик
10
ТТ
4
Т-0,66 М
Т-0,66 М
Т-0,66 М
5678910
030865
030868
030869
ТН
123
Кт = 0,5S А
Ктт = 50/5 В
№ 36382-07
С
А
- В
С
ИИК-004
ЛЭП-6 кВ Л-22С-61
(отпайка от оп 45)
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4GB-DW-401257429
№ 31857-11
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная± 0,8± 5,3
Реактивная± 2,1± 4,2
Лист № 7
Всего листов 11
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uном; ток (1 - 1,2) Iном, cosφ = 0,87 инд.;
температура окружающей среды (18 – 25) °С.
4. Рабочие условия:
параметрысети:напряжение(0,9-1,1)Uном;ток(0,02-1,2)Iном;
0,5 инд. ≤ cosφ ≤ 0,8 емк.
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от
минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 65 °С; для УСПД от минус 10 °С
до 55 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosφ = 0,5 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 35 °С
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения
активнойэлектроэнергиииГОСТР52425-2005врежимеизмеренияреактивной
электроэнергии;
7. Допускается
замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
(см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ЗАО «Норд
Гидро» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
·
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены
средний срок службы и средняя наработка на отказ;
·
электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 120 000 ч., время
восстановления работоспособности T
в
=24 ч.;
·
устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L – среднее время наработки на
отказ не менее Т
0
= 100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности T
в
= 24 ч.;
·
устройство сбора и передачи данных типа СИКОН С50 - среднее время наработки на
отказ не менее Т
0
= 100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности T
в
= 24 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
К
Г_АИИС
= 0,997 – коэффициент готовности;
Т
О_ИК (АИИС)
= 9671,1 ч. – среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
·
Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих
требованиям IEC – Стандартов;
·
Стойкость к электромагнитным воздействиям;
·
Ремонтопригодность;
·
Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
·
Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
·
Резервирование электропитания оборудования системы.
Лист № 8
Всего листов 11
Регистрация событий:
·
журнал событий счетчика:
-
параметрирование;
-
пропадание напряжения;
-
коррекция времени в счетчике.
·
журнал событий ИВКЭ:
-
параметрирование;
-
пропадание напряжения;
-
коррекция времени в УСПД.
·
журнал событий ИВК:
-
даты начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
-
программные и аппаратные перезапуски;
-
установка и корректировка времени;
-
переход на летнее/зимнее время;
-
нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановлениеданныхсуказаниемточкиизмеренийи
соответствующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
·
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
электросчетчиков;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательных коробок;
-
УСПД;
-
сервера БД;
·
защита информации на программном уровне:
-
результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи);
-
установка пароля на счетчик;
-
установка пароля на промконтроллер (УСПД);
-
установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
·
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – не
менее 30 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
·
ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и
электропотребление за месяц по каждому каналу
– не менее 35
дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений
– не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждения типананосится натитульные листыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд Гидро».
Лист № 9
Всего листов 11
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд Гидро» представлена
в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Количество
3 шт.
3 шт.
3 шт.
3 шт.
3 шт.
Трансформаторы тока ТОЛ-10-I
Трансформаторы тока EASK 31.3
Трансформаторы тока EASK 81.4
Трансформаторы тока Т-0,66 М
Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-6
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа А1800
4 шт.
Устройство сбора и передачи данных RTU-325L
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50
Устройство синхронизации времени УСВ-3
Устройство синхронизации времени УСВ-2
Сервер базы данных
АРМ оператора
Методика поверки
Руководство по эксплуатации
1 шт.
1 шт.
1 шт.
2 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Поверка
Осуществляется по документу МП 55242-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) малой ГЭС «Рюмякоски»
ЗАО «Норд Гидро». Методика поверки», утвержденномуФГУП «ВНИИМС»в сентябре
2013 г.
Перечень основных средств поверки:
-
для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система
обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
для трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная
системаобеспеченияединстваизмерений.Трансформаторынапряжения.
Методика поверки» и/илипо МИ2845-2003«ГСИИзмерительные
трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика проверки на месте
эксплуатации»;
-
для счетчиков типа Альфа А1800 – в соответствии с документом «Счетчики
электрическойэнергиитрехфазныемногофункциональныеАльфаА1800.
Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2011 г.;
-
для устройства сбора и передачи данных типа RTU-325L – в соответствии с
документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L.
Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП
ВНИИМС в 2008 году;
Лист № 10
Всего листов 11
-
для контроллера сетевого индустриального СИКОН С50 – по документу
«Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С50. Методика поверки
ВЛСТ 198.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 году;
-
для устройства синхронизации времени УСВ-3 – в соответствии с документом
«Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки.
ВЛСТ.240.00.000МП»,утвержденнымруководителемГЦИСИФГУП
«ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
-
для устройства синхронизации времени УСВ-2 – в соответствии с документом
«УстройствасинхронизациивремениУСВ-2.Методикаповерки.
ВЛСТ.237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
-
средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения
единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения
единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре
средств измерений № 27008-04;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразовательдля работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
МетодизмеренийизложенвЭксплуатационнойдокументации,шифр
1012-004/00.00.000.ЭДна Автоматизированную информационно-измерительную систему
коммерческого учета электрической энергии и мощности малой ГЭС «Рюмякоски»
ЗАО «Норд Гидро».
системе
учета
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии (АИИС КУЭ) малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд Гидро»
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
2.ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3.ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4.ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общие технические условия».
5. ГОСТР 52323-2005(МЭК62053-22:2003)«Аппаратурадля измерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22.
Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
6.ГОСТР 52425-2005(МЭК62053-23:2003)«Аппаратурадля измерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23.
Статические счетчики реактивной энергии».
7. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
8.Эксплуатационнаядокументация,шифр1012-004/00.00.000.ЭДна
Автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого
учета электрической энергии и мощности малой ГЭС «Рюмякоски» ЗАО «Норд
Гидро».
Лист № 11
Всего листов 11
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «М-ПРО»
(ООО «М-ПРО»)
Адрес:
199155, г. Санкт-Петербург,
ул. Уральская, д.1, корп.2, Лит. А
тел./факс: (812) 318-11-95
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
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 |
| 59480-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Кропачево" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 57454-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ "Мокша" | Нет данных | ООО "ТЭС". Филиал в г.Пенза "ТЭС Пенза", г.Пенза | 4 года | Перейти |
| 51996-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Таврическая" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 70535-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "КМА-Энергосбыт" (для электроснабжения подразделений ООО "Мэйл.ру") | Нет данных | АО "РЭС Групп", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 46472-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Газовая" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений