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 по объекту "Новый блок Абаканской ТЭЦ" ОАО "Енисейская ТГК (ТГК-13)" Нет данных, ГРСИ 56820-14
Номер госреестра:
56820-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту "Новый блок Абаканской ТЭЦ" ОАО "Енисейская ТГК (ТГК-13)"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 54502/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 916 от 15.05.2018 г.)
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская
ТГК (ТГК-13)»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»
(далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной
электроэнергии, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему
с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной
электрической энергии;
- периодический (1 раз в 30 минут, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор
привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической
энергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных)
и от несанкционированного доступа;
- подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML
формате и их предоставление по электронной почте по запросу от аппаратно-программного
комплекса (АПК) ОАО «АТС» или смежных организаций-участников розничного рынка
электрической энергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование,
установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение единого времени в АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ построена на базе информационно-вычислительного комплекса (ИВК)
«ИКМ-Пирамида» (Госреестр № 45270-10) и включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень системы - состоит из 3-х информационно-измерительных комплексов
(ИИК), включающих измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности K
T
= 0,2S
по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности K
T
= 0,5
или K
T
= 0,2 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03
K
T
= 0,2S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и Кт = 0,5 по ГОСТ Р 52425
для реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи;
2-ой уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки
(ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70,
технических средств для организации локальной вычислительной сети, аппаратуры приема-
передачи данных с электрическими и оптическими линиями связи;
Лист № 2
Всего листов 8
3-ий уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает канало-
образующую аппаратуру, сервер сбора данных (ИКМ), сервер базы данных (БД), устройство
синхронизации системного времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12) и программное
обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами
в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения
электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной
и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как
интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты
измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета
соотнесены с текущим московским временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 поступает
в УСПД. УСПД осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и журнала событий.
Далее ИКМ «Пирамида» Нового блока Абаканской ТЭЦ при помощи ПО осуществляет
сбор, формирование и передачу поступающей информации на сервер БД по каналу связи сети
Ethernet. Из сервера БД информация по корпоративной сети передачи данных передаётся
в ИВК АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Далее ИВК АО «Енисейской ТГК (ТГК-13)»
осуществляетхранениеданных,оформлениесправочныхиотчетныхдокументов
и последующую передачу информации, подписанной электронно-цифровой подписью
Коммерческому оператору и другим организациям-участникам оптового рынка электроэнергии
в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая
охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК. Часы УСВ-3
синхронизированы со спутниковым временем по сигналам входящего в состав устройства
GPS-приемника, сличение производится непрерывно, погрешность синхронизации ±0,01 с.
Синхронизация часов ИВК осуществляется по часам подключенного к нему УСВ-3
непрерывно, корректировка часов выполняется при расхождении часов ИВК с часами УСВ-3
более чем на ±1 с. Часы УСПД сличаются с часами ИВК каждые 60 минут, коррекция часов
УСПД производится при расхождении с часами ИВК, превышающем ±2 с. По часам УСПД
осуществляется корректировка часов счетчиков. Сличение часов счётчиков с часами УСПД
осуществляется один раз в 60 минут, корректировка часов счётчиков производится 1 раз
в сутки при достижении расхождения с часами УСПД более чем на ±2 с.
Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
АИИС КУЭ функционируют под управлением программного комплекса «Пирамида
2000», входящего в состав АИИС КУЭ.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Программное обеспечение (ПО) имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных
и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010. Влияние ПО на метрологические
характеристики измерения активной и реактивной электроэнергии отсутствует. ПО АИИС КУЭ
обеспечивает:
- поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети
(при необходимости);
- функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных,
управление файлами, их поиск, поддержку);
- формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;
- поддержку СОЕВ;
- решение конкретных технологических и производственных задач пользователей.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 8
1.0.0.0
1.0.0.0
1.0.0.0
1.0.0.0
1.0.0.0
1.0.0.0
1.0.0.0
1.0.0.0
1.0.0.0
1.0.0.0
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
Идентификационные данные (признаки)Значение
12
Идентификационное наименование программного обеспечения CalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного
обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспеченияе55712d0b1b219065d63da949
(рассчитываемый по алгоритму MD5) 114dae4
Идентификационное наименование программного обеспечения CalcLeakage.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного
обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспеченияb1959ff70be1eb17c83f7b0f6d
(рассчитываемый по алгоритму MD5) 4al32f
Идентификационное наименование программного обеспечения CalcLosses.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного
обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспеченияd79874d10fc2b156a0fdc27elc
(рассчитываемый по алгоритму MD5) a480ac
Идентификационное наименование программного обеспечения Metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного
обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения52e28d7b608799bb3ccea41b5
(рассчитываемый по алгоритму MD5) 48d2c83
Идентификационное наименование программного обеспечения ParseBin.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного
обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения6f557f885b737261328cd7780
(рассчитываемый по алгоритму MD5) 5bdlba7
Идентификационное наименование программного обеспечения ParseIEC.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного
обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения48e73a9283dle66494521f63d0
(рассчитываемый по алгоритму MD5) 0b0d9f
Идентификационное наименование программного обеспечения ParseModbus.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного
обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспеченияc391d64271acf4055bb2a4d3fe
(рассчитываемый по алгоритму MD5) lf8f48
Идентификационное наименование программного обеспечения ParsePiramida.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного
обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспеченияecf532935cala3fd3215049aflfd
(рассчитываемый по алгоритму MD5) 979f
Идентификационное наименование программного обеспечения SynchroNSI.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного
обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения530d9b0126f7cdc23ecd814c4e
(рассчитываемый по алгоритму MD5) b7ca09
Идентификационное наименование программного обеспечения VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного
обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения1еа5429b261fb0e2884f5b356a
(рассчитываемый по алгоритму MD5) ldle75
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) представлен в таблице 2, а метрологические
характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации в таблице 3 и 4.
СЭТ-4ТМ.03М,
КТ = 0,2S/0,5;
№ ГР 36697-17
Активная
реактивная
НКФ-100, 3 ед.
КТ = 0,5;
Кi =
№ ГР 1188-58
СЭТ-4ТМ.03М,
КТ = 0,2S/0,5;
№ ГР 36697-17
Активная
реактивная
ТШЛ - 20, 3 ед.,
К
Т
= 0,2S;
К
i
= 10000/5;
№ ГР 47957-11
СЭТ-4ТМ.03М,
КТ = 0,2S/0,5;
№ ГР 36697-12
Активная
реактивная
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Состав ИК
№ Наименование
ИК присоединения
Трансформатор
тока (ТТ)
ТрансформаторСчетчик
напряжения (ТН) электроэнергии
Вид
УСПДИВК
электроэнергии
ЛЭП 110 кВ
1 Абаканская ТЭЦ -
Калининская I цепь
ТВ-ЭК, 3 ед.
К
Т
= 0,2S;
К
i
= 600/5;
№ ГР 39966-10
ЛЭП 110 кВ
2 Абаканская ТЭЦ -
Калининская II цепь
ТВ-ЭК, 3 ед.
К
Т
= 0,2S;
К
i
= 600/5;
№ ГР 39966-10
3ТГ-4
НАЛИ-СЭЩ -10-1,
3 ед.; КТ = 0,2;
Кi =
№ ГР 38394-08
№ ГР
ИВК «ИКМ
Сикон С70
Пирамида»
№ ГР
28822-05
45270-10
1,
2
3
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной
энергии в рабочих условиях эксплуатации
№ Значение±δ
2%Р
, [ %]±δ
5%Р
, [ %]±δ
20%Р
, [ %]±δ
100 %Р
, [ %]
ИКсos φW
PI2%
≤W
Pизм
<W
PI5%
W
PI5%
≤W
Pизм
<W
PI20%
W
PI20%
≤W
Pизм
<W
PI100%
W
PI100%
≤W
Pизм
≤W
PI120%
1,0 ±1,1 ±0,8
0,866 ±1,4 ±1,2
0,8 ±1,5 ±1,2
0,5 ±2,2 ±1,7
1,0 ±1,0 ±0,6
0,866 ±1,2 ±1,0
0,8 ±1,3 ±1,0
0,5±1,9±1,4
±0,8±0,8
±1,0±1,0
±1,1±1,1
±1,5±1,5
±0,6±0,6
±0,8±0,8
±0,8±0,8
±1,1±1,1
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной
энергии в рабочих условиях эксплуатации
№ Значение±δ
2%Р
, [ %]±δ
5%Р
, [ %]±δ
20%Р
, [ %]±δ
100 %Р
, [ %]
ИК сos φ / sin φ W
QI2%
≤W
Qизм
<W
QI5%
W
QI5%
≤W
Qизм
<W
QI20%
W
QI20%
≤W
Qизм
<W
QI100%
W
QI100%
≤W
Qизм
≤W
QI120%
0,5/0,866±2,7±2,4±2,1±2,1
1, 2
0,6/0,8±2,5±2,2±1,9±1,9
0,866/0,5 ±2,1 ±2,0 ±1,7 ±1,7
0,5/0,866 ±2,5 ±2,1 ±1,8 ±1,8
3
0,6/0,8 ±2,3 ±2,0 ±1,7 ±1,7
0,866/0,5 ±2,0 ±1,9 ±1,6 ±1,6
где δ [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети
2 % (δ
2 %P
, δ
2%Q
), 5 % (δ
5%P
, δ
5%Q
), 20 % (δ
20%P
, δ
20%Q
) и 100% (δ
100%P
, δ
100%Q
) от I
ном
;
W
изм
- значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минутный
интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (W
PI2%
, W
QI2%
), 5% (W
PI5%
, W
QI5%
),
20% (W
PI20%
, W
QI20%
), 100% (W
PI100%
, W
QI100%
) и 120% (W
PI120%
, W
QI120%
).
Лист № 5
Всего листов 8
Примечания:
1 Характеристики относительной погрешности АИИС КУЭ даны для измерения приращения
электроэнергии и средней мощности (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соот-ветствующие вероятности 0,95.
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4 Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха20±5 °С
- сила тока1±0,2 I
ном
- напряжение1±0,02 U
ном
- коэффициент мощности cos (φ) \ sin (φ)0,5 инд. - 1 - 0,5 емк.
- частота питающей сети, Гцот 49 до 51
5 Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °Сот -40 до +50
- температура окружающего воздуха для счетчиков, °Сот -40 до +70
- сила тока, % от номинального (I
ном
)от I
мин
до 120
- напряжение, % от номинального (U
ном
)от 90 до 110
- коэффициент мощности (cos φ)0,5 инд. - 1 - 0,8 емк.
- частота питающей сети, Гцот 49 до 51
6 Погрешность в рабочих условиях указана:
- для I от 0,02 I
ном
до 1,2 I
ном
;
- для cos φ от 0,5 инд. до 1 и от 1 до 0,8 емк.
- для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках
измерений от +15 °С до +35 °С.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
анало-логичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
пере-численных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.
Замена оформляется актом в установленном на АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» порядке. Акт
хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
трансформаторы тока и напряжения - среднее время наработки на отказ
не менее Т = 400 000 ч, средний срок службы t
сл
= 30 лет;
счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч,
средний срок службы t
сл
= 32 года.
УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее
время восстановления t
в
= 2 ч;
сервер - коэффициент готовности не менее К
Г
= 0,999, среднее время восстановления t
в
= 1 ч;
СОЕВ - коэффициент готовности не менее К
Г
= 0,999, среднее время восстановления t
в
= 2 ч.
Надежность системных решений:
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи.
Регистрация событий:
а) в журнале событий счетчика:
параметрирования,
корректировки системного времени,
отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
б) в журнале событий УСПД:
параметрирования,
пропадания и включения питания
изменения даты и времени
Лист № 6
Всего листов 8
в) в журнале событий ИВК:
несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,
потери и восстановления связи со счетчиками и УСПД,
корректировки системного времени (расписание).
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволокой и пломбой
спереди;
путем пломбирования трансформаторов тока пломбой в 2-х местах на месте
крепления задней крышки;
путем пломбирования УСПД сбоку пломбой в 3-х местах;
путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, УСПД
и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых
шкафах);
б) защита информации на программном уровне:
установка паролей на счетчиках. УССВ, сервере БД, АРМ;
разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров,
времени и данных;
регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии
и мощности;
защита результатов измерений при передаче.
Глубина хранения информации:
счетчик - при отключении питания - не менее 10 лет;
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии
по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -
не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -
не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1 Трансформатор тока
2 Трансформатор тока
3 Трансформатор напряжения
4 Трансформатор напряжения
5 Счетчик
6 GSM-модем
7 Коммутатор
8 УСПД
9 ИКМ
10 Сервер БД
11 ИБП
12 УССВ
13 Контроллер телесигнализации
14 Паспорт-формуляр на АИИС КУЭ
15 Методика поверки
ОбозначениеКол-во
ТВ-ЭК 110кВ 6
ТШЛ-20 3
НАЛИ-СЭЩ-10-1 1
НКФ-110 3
СЭТ-4ТМ.03 3
Teleofis RX100 R2 1
HP ProCurve 1700-24 1
Сикон С-70 1
HP DL360G8 1
HP DL380G8 1
Smart UPS RT 3000 VA RM 230 V 1
УСВ-3 1
Контроллер ТС1
86619795.422231.156 ФО1
07-45/016 МП1
Лист № 7
Всего листов 8
Продолжение таблицы 4
Наименование
9 ИКМ
10 Сервер БД
11 ИБП
12 УССВ
ОбозначениеКол-во
HP DL360G8 1
HP DL380G8 1
Smart UPS RT 3000 VA RM 230 V 1
УСВ-31
13 Контроллер телесигнализации
14 Паспорт-формуляр на АИИС КУЭ
15 Методика поверки
Контроллер ТС 1
86619795.422231.156 ФО 1
07-45/016 МП1
Поверка
осуществляется по документу 07-45/016 МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ»
ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» с изменением № 1, утвержденному ФБУ «Красноярский ЦСМ»
10.04.2018 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки , изложенной в разделе 7
«Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной
с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в декабре 2004 г.;
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений содержится в документе «Методика измерений электрической
энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ по объекту «Новый блок Абаканской ТЭЦ»
ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ»,
свидетельство об аттестации № 07.01.00291.002-2013 от 30.12.2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии по объекту «Новый
блок Абаканской ТЭЦ» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»
ГОСТ8.217-2003«Государственнаясистемаобеспеченияединстваизмерений.
Трансформаторы тока. Методика поверки»
ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений.
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2015 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 31819.22-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2S и 0,5S».
ГОСТ trial.23-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
Лист № 8
Всего листов 8
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техпроминжиниринг»
(ООО «Техпроминжиниринг»)
ИНН 2465209432
Адрес: 660127. г. Красноярск, ул. Ястынская, дом 19 «А», помещение 216
Тел./факс: (391) 206-86-63, 206-86-64, 206-86-65
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Красноярском крае
(ГЦИ СИ ФБУ «Красноярский «ЦСМ»)
Адрес: 660064, г. Красноярск, ул. Академика Вавилова, 1а
Телефон (391) 236-30-80
Факс (391) 236-12-94
Web-сайт: www.krascsm.ru
Е-mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Красноярский ЦСМ» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № 30073-10 от 20.12.2010 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 65220-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Козырево | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 83320-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Абакан-Районная | Обозначение отсутствует | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 38294-08 | Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО "Геотех" Глазовского месторождения | Нет данных | ООО "Корпорация ИМС", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 80870-20 | Система измерений количества и показателей качества сырой нефти на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "ГКС" (ООО НПП "ГКС"), г. Казань | 1 год | Перейти | |
| 19250-00 | Устройства учета расхода энергоносителей | Политариф | АО "ЛЭМЗ", г.С.-Петербург | 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