ГРСИ 56477-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП "Нижегородское метро" (ст. Московская

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
56478-14

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП "Нижегородское метро" (ст. Московская - ст. Горьковская) Нет данных, ГРСИ 56477-14

Смотреть ГРСИ
56476-14

Номер госреестра:

56477-14

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП "Нижегородское метро" (ст. Московская - ст. Горьковская)

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ООО "Экситон", г.Нижний Новгород

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 017

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 № 54093

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро»

(ст. Московская - ст. Горьковская)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горь-

ковская) (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электро-

энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения ин-

формации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную систему с централизованным

управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы

состоят из следующих уровней:

1-й уровень – информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие изме-

рительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746, измерительные

трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и

реактивной электроэнергии, класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 (в части активной элек-

троэнергии) и 1,0 по ГОСТ Р 52425 (в части реактивной электроэнергии), установленных на

энергообъектах МП «Нижегородское метро» (ст. Московская – ст. Горьковская).

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)

АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 и

аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи.

3-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, вклю-

чающий в себя сервер базы данных, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних ка-

налов связи, устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные

рабочие места (АРМ) операторов и специализированное программное обеспечение (ПО)

«АльфаЦЕНТР».

Уровни ИВКЭ и ИВК объединены в один уровень, далее в тексте это уровень ИВК.

АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:

1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета,

группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая

прием и отдачу энергии;

2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени

по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;

3) календарного времени и интервалов времени.

Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД

может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета,

регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспо-

собности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по за-

просу пользователя передаваться на АРМ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформа-

торами в аналоговые сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответ-

ствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике с помощью из-

мерительной микросхемы осуществляется выборка входных сигналов токов и напряжений

по каждой фазе, используя встроенные аналогово-цифровые преобразователи, и выполняют-

ся различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измери-

Лист № 2

Всего листов 8

тельной микросхемы на УСПД поступают интегрированные по времени сигналы активной и

реактивной энергии.

УСПД осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление дан-

ных в энергонезависимой памяти; также микроконтроллер осуществляет управление ото-

бражением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные

устройства и обменом по цифровому интерфейсу.

Для передачи информации с цифровых выходов счетчиков (ИИК) на всех объектах в

УСПД созданы каналы передачи информации (основной и резервный), организованные по

интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат канала ВОЛС (счетчик –

преобразователь – УСПД).

В УСПД осуществляется вычисление значений электроэнергии с учетом коэффициентов

трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, обработка

(вычисление электропотребления за заданные периоды для заданных групп измерительных

каналов) и передача на сервер баз данных по интерфейсу RS-232.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения точного времени (СОЕВ), которая охватывает

уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, сервера и имеет нормированную точность.

Синхронизация часов в системе производится не реже одного раза в сутки, по сигналам от

устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подклю-

ченного к УСПД (RTU-327).

Для защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционирован-

ных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование

средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ

к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные

пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).

В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глу-

бина хранения информации в системе не менее 35 суток. При прерывании питания все дан-

ные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный

старт УСПД после возобновления питания.

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ, являются средствами

измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства

связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (пер-

сональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выпол-

няют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных техниче-

ских компонентов.

Программное обеспечение

ПО «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые

объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения тех-

нических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со

счетчиков электрической энергии.

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении из-

мерения активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измери-

тельной информации и способов организации измерительных каналов и определяются клас-

сом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,5S) и измерительных трансформаторов

тока и напряжения (кл. точности 0,2, 0,2S).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерения активной и

реактивной электроэнергии, в результате математической обработки измерительной инфор-

мации в «АльфаЦЕНТР», составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного)

значения.

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ,

приведены в таблице 1.

Лист № 3

Всего листов 8

Идентификационное

наименование про-

граммного обеспече-

ния

Цифровой иденти-

фикатор программ-

ного обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

MD5

Таблица 1

Другие иден-

тификацион-

ный данные:

наименование

файла

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иденти-

фикатора про-

граммного

обеспечения

Номер версии

(идентифика-

ционный но-

мер) про-

граммного

обеспечения

4.2.1.0

045761ae9e8e40c82b

061937aa9c5b00

Amrserver.exe

4.3.3.0

Amrс.exe

4.3.3.0

05a5d6be0574fce8a2

7462e3498dda62

aeefde21a81569abec

96d8cb4cd3507b

Amra.exe

Программа –

планировщик опроса и

передачи данных

(стандартный каталог

для всех модулей

C:\alphacenter\exe)

Драйвер ручного опро-

са счетчиков и УСПД

Драйвер автоматиче-

ского опроса счетчи-

ков и УСПД

Драйвер работы с БД

4.2.0.0

Cdbora2.dll

2.0.0.0

encryptdll.dll

Библиотека шифрова-

ния пароля счетчиков

Библиотека сообщений

планировщика опросов

860d26cf7a0d26da4a

cb3862aaee65b1

0939ce05295fbcbbba

400eeae8d0572c

b8c331abb5e3444417

0eee9317d635cd

alphamess.dll

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений со-

ответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2

ПараметрЗначение

Пределы допускаемых значений относительной погрешности

ИК системы при измерении электрической энергии

Значения пределов допус-

каемых погрешностей при-

ведены в таблицах 3 и 4.

220±22

50±1

от 5 до 40

до 95 при 35 °С

от 84,0 до 106,7

0,5

25 - 100

Параметры питающей сети переменного тока:

Напряжение, В

Частота, Гц

Температурный диапазон окружающей среды:

- счетчиков электрической энергии, трансформаторов тока и

напряжения, ºС

Влажность воздуха, %

Атмосферное давление, кПа

Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счет-

чиков, не более, мТл

Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой

к ТТ и ТН, % от номинального значения

Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %

Первичные номинальные напряжения, кВ

Первичные номинальные токи, кА

Номинальное вторичное напряжение, В

0,25

10, 6

0,1; 0,4; 0,6

100

Лист № 4

Всего листов 8

± 5

Номинальный вторичный ток, А

Количество точек учета, шт.

Интервал задания границ тарифных зон, минут

Предел допускаемой абсолютной погрешности часов, не более,

Средний срок службы системы, не менее, лет

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении активной

электрической энергии для рабочих условий эксплуатации,

, %.

Таблица 3

№ ИК

cos

1 %I

[ %]

1(2) %

изм

5 %

5 %I

[ %]

5 %

изм

20 %

20 %I

[ %]

20 %

изм

100 %

100 %I

[ %]

100 %

изм

≤ I

0,8

1, 2, 3, 4

5, 6, 7, 8

0,5

± 1,9

± 2,1

± 2,6

± 1,4

± 1,9

± 2,1

± 1,4

± 1,6

± 1,8

± 1,4

± 1,6

± 1,8

[ %]

I<I

[ %]

± 3,9

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении реактивной

электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, %

Таблица 4

sin φ

1 %I

5 %I

,±

20 %I

100 %I

№ ИК

1(2) %

изм

5 %

[ %][ %]

100 %

изм

≤

5 %изм20 %20 %

зм100 %

120 %

1, 2, 3,

0,87

± 3,6

± 3,5± 3,2± 3,2

4, 5, 6,

7, 8

0,6± 3,4± 3,4± 3,4

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК системы при измерении сред-

ней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интер-

валах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка вре-

мени (

), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому

интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в

виде профиля нагрузки в импульсах):

ср

= ± d

1000

100%

, где

- пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней полу-

часовой мощности и энергии, в %;

-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измере-

ния электроэнергии, в %;

К– масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации

трансформаторов тока и напряжения;

– внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, вы-

раженному в Вт•ч);

Тср- интервал усреднения мощности, выраженный в часах;

- величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном ин-

тервале усреднения, выраженная в кВт.

Лист № 5

Всего листов 8

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК системы при измерении сред-

ней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощ-

ности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей

формуле:

р.корр.

3600Т

ср

100%, где

t- величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в

секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации

системы типографским способом.

Комплектность средства измерений

Номер точки

измерений

Наименование

объекта учета (по

документации

энергообъекта)

ТП-24 РУ-6 кВ,

Ввод 1, яч. 5

ТПОЛ-10УЗ

КТ 0,2S

тт=

=600/5

№ 1261-08

А1805RLXQ-

P4GB-DW-4

КТ 0.5S

сч

№ 31857-11

ТП-24 РУ-6 кВ,

Ввод 2, яч. 9

ТПОЛ-10УЗ

КТ 0,2S

тт=

=600/5

№ 1261-08

А1805RLXQ-

P4GB-DW-4

КТ 0.5S

сч

№ 31857-11

ТП-24 РУ-6 кВ,

яч. 3

ТПЛ-10-М-1

КТ 0,2S

тт=

100/5

№ 22192-07

А1805RLXQ-

P4GB-DW-4

КТ 0.5S

сч

№ 31857-11

RTU 327-Е1-R2М2-М08; № 141907-09

Комплект поставки приведен в таблицах 5 и 6.

Таблица 5

Средство измерений

Наименование средств измерений

Обозначение, тип, технические условия либо метрологические ха-

рактеристики,

№ Госреестра

ТТ

счетчикУСПД

ТН

ТН1:ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=6000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН2:ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=6000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН1:ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=6000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН2:ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=6000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН1:ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=6000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН2:

ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=6000/√3/100/√3

№ 3344-08

Лист № 6

Всего листов 8

ТП-24 РУ-6 кВ, яч.

ТПЛ-10-М-1

КТ 0,2S

тт=

100/5

№ 22192-07

А1805RLXQ-

P4GB-DW-4

КТ 0.5S

сч

№ 31857-11

СТП-11 РУ-10

кВ, Ввод 1, яч. 6

ТЛК-10-5УЗ

КТ 0,2S

тт=

400/5

№ 9143-06

А1805RLXQ-

P4GB-DW-4

КТ 0.5S

сч

№ 31857-11

СТП-11 РУ-10

кВ, Ввод 2, яч. 9

ТЛК-10-5УЗ

КТ 0,2S

тт=

400/5

№ 9143-06

А1805RLXQ-

P4GB-DW-4

КТ 0.5S

сч

№ 31857-11

СТП-12 РУ-10

кВ, Ввод 1, яч. 7

ТЛК-10-5УЗ

КТ 0,2S

тт=

400/5

№ 9143-06

А1805RLXQ-

P4GB-DW-4

КТ 0.5S

сч

№ 31857-11

ТЛК-10-5УЗ

КТ 0,2S

тт=

400/5

№ 9143-06

А1805RLXQ-

P4GB-DW-4

КТ 0.5S

сч

№ 31857-11

RTU 327-Е1-R2М2-М08; № 141907-09

СТП-12 РУ-10

кВ, Ввод 2, яч. 11

ТН1:

ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=6000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН2:

ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=6000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН1:

ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=10000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН2:

ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=10000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН1:

ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=10000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН2:

ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=10000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН1:

ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=10000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН2:

ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=10000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН1:

ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=10000/√3/100/√3

№ 3344-08

ТН2:

ЗНОЛ.06-6УЗ

КТ 0,2

тн

=10000/√3/100/√3

№ 3344-08

Лист № 7

Всего листов 8

Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измери-

тельных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ:

стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электро-

энергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже

класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвер-

жденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2011. Акт хранится совместно

с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 6

Наименование

Количество,

шт

GPS-приемник

Программное обеспечение на CD-диске1

Формуляр (АИИС11.411711.Н03.ФО)

Методика поверки (АУВБ.411711.Н03.МП)

Эксплуатационная документация (АУВБ411711.Н03.ЭД)

Поверка

осуществляется по документу АУВБ.411711.Н03.МП «Система автоматизированная инфор-

мационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП

«Нижегородское метро» (ст. Московская – ст. Горьковская). Методика поверки», утвержден-

ному ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в ноябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,

МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

средства поверки счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с мето-

дикой поверки ДЯИМ.411152.018 МП, согласованной с ГСИ СИ ФГУП ВНИИМС 25.05.2012

г;

средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи дан-

ных серии RTU-327. Методика поверки» ДЯИМ.466215.007.МП, утвержденному ГЦИ СИ

ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году;

- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS). Пределы допускаемой погрешности привязки переднего

фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1мкс;

- Вольтамперфазометр «Парма ВАФ

-А(М)», Мультиметр «Ресурс – ПЭ». Диапазон измере-

ний от 0 до10 А. Пределы основной относительное погрешности измерения тока ±1%. Гра-

ницы относительной погрешности измерений полной мощности δ

: при значении тока от

0,25 А до 7,5 А δ

0,5 % от измеренного значения; при значении тока от 0,05 А до 0,25 А

1 % от измеренного значения; при значении тока от 0,01 А до 0,05 А δ

4 % от изме-

ренного значения;

-Термогигробарометр автоматизированный ТГБА-1. Диапазон измерений: температура от

минус 60 до 50 °С, погрешность ± 0,2 °С; относительная влажность воздуха от 10 до 98 %,

относительная погрешность ± 3 % при температуре от 0 до 50 °С, ± 5 % при температуре

от минус 30 до 0 °С; атмосферное давление от 600 до 1080 гПА, относительная погрешность

± 0,3 гПА.

Лист № 8

Всего листов 8

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе: «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегород-

скоеметро»(ст.Московская–ст.Горьковская).Методикаизмерений»

АУВБ.411711.Н03.МИ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к «Системе автоматизиро-

ванной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии

АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро» (ст. Московская – ст. Горьковская)

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. Об-

щие технические условия».

5. ГОСТ Р 52323-2005 «Статические счетчики активной энергии классов точности

0,2S и 0,5S»;

6. ГОСТ Р 52425 -2005. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-

печения единства измерений

осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ООО «Экситон»

Адрес: 603009, г. Нижний Новгород, ул. Столетова, 6

тел.: (831) 465-07-13

факс: (831) 465-07-11, E-mail:

info@exiton-nn.com

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное уч-

реждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний

в Нижегородской области» (ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»)

Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, 1,

Тел./факс: (831) 428-78-78, (831) 428-57-95, E-mail:

mail@nncsm.ru

Аттестат аккредитации ФБУ "Нижегородский ЦСМ" по проведению испытаний

средств измерений в целях утверждения типа № 30011-13 от 27.11.2013 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии_________________Ф.В. Булыгин

М.п.« ____ » ______________ 2014 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
59823-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "НКУ"	Нет данных	ЗАО "Энергосбытовая компания Кировского завода", г.С.-Петербург	4 года	Перейти
66331-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЕНЭС ПС 220 кВ Крымская (расширение РУ-110 кВ)	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
77102-19	Система измерений количества фракции нормального бутана ООО "ЗапСибНефтехим" ООО "СИБУР"	Нет данных	ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань	3 года	Перейти
33519-06	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Иркутскэнерго"	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
57228-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "МН "Дружба" по НПС "Десна"	Нет данных	ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир	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