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) "ФАНКОМ-ВС" Нет данных, ГРСИ 58220-14
Номер госреестра:
58220-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ФАНКОМ-ВС"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 002/2014
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 56506
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для
измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного
сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут
быть использованы для коммерческих расчётов.
Описание средства измерений
АИИСКУЭ«ФАНКОМ-ВС»представляетсобоймногофункциональную
двухуровневую автоматизированнуюсистемусцентрализованнымуправлениеми
распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по
ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5
по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа
ПСЧ-4ТМ.05М.12
,
класса точности 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии), по
ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи;
технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) АИИС КУЭ,
состоящий из центра сбора и обработки информации (ЦСОИ) на основе специализированного
программного обеспечения «АльфаЦЕНТР», а также включающий в себя линии связи, сервер
баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСCВ (зав. № 001363)
и автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ)
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух 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 преобразуются 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии посредством линий
связи RS – 485 и через GSM модемы поступает по запросу ИВК на сервер БД, где происходит
обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации,
оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерений в
организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с
согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая создана
на основе устройства синхронизации системного времени, в состав которого входит приемник
Лист № 2
Всего листов 10
сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS).
Каждую секунду передаются данные о точном времени от внутренних часов УСCВ на сервер.
Коррекция показаний часов счетчиков с часами сервера происходит один раз в сутки
при расхождении с часами счетчиков более чем на ±3 c. УСCВ осуществляет коррекцию
внутренних часов сервера БД независимо от наличия рассинхронизации не реже чем 1 раз в 60
минут.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и
корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
Уровень ИВК содержит программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», с помощью
которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения
измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Наименование
программного
модуля
(идентификационное
наименование ПО)
Наименование
файла
Номер
версии
ПО
Amrserver.exe
559f01748d4be825
c8cda4c32dc26c56
Amrс.exe
Amra.exe
9cf3f689c94a65daa
d982ea4622a3b96
MD5
Cdbora2.dll
encryptdll.dll
0939ce05295fbcbb
ba400eeae8d0572c
alphamess.dll
12.07.03
b8c331abb5e34444
170eee9317d635cd
MD5
2
3
Цифровой
идентификатор
ПО (контрольная
сумма
исполняемого
кода)
4
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
5
a75ff376847d22ae
4552d2ec28094f36
1
Программа –
планировщик опроса
и передачи данных
(стандартный
каталог для всех
модулей
C:\alphacenter\exe)
драйвер ручного
опроса счетчиков
драйвер
автоматического
опроса счетчиков
драйвер работы с БД
0630461101a0d2c1
f5005c116f6de042
Библиотека
шифрования пароля
счетчиков
библиотека
сообщений
планировщика
опросов
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с
учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой
подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты
– средний, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
Номер ИК
Заводской
номер
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
Наименование
измеряемой величины
Вид энергии
ИК,
Основная
Погрешность
± %
Погрешность ИК в
рабочих условиях
эксплуатации, ± %
ТТ
ТН
1
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ,
ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ,
яч. 10
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М.12
0611128863
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
ТТ
ТН
2
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ,
ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ,
яч. 26
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 36355-07
ПСЧ-4ТМ.05М.12
0611128926
18000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК
Состав 1-го уровня
Метрологически
е характеристики
Наименование объекта
учета,
Вид СИ,
класс точности ,
коэффициентОбозначение, тип
трансформации,
№ Госреестра СИ
12
78910
3
Кт = 0,5
Ктт = 1500/5
№ 1261-59
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 159-49
4
АТПОЛ-10
ВТПОЛ-10
СТПОЛ-10
А НОМ-6
В -
СНОМ-6
56
21079
18419
21078
4786
-5538
18000
Активная1,05,6
Реактивная2,14,1
Кт = 0,5
Ктт = 1500/5
№ 1261-59
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 159-49
АТПОЛ-10
ВТПОЛ-10
СТПОЛ-10
А НОМ-6
В -
СНОМ-6
15425
15404
15428
4869
-2841
Активная1,05,6
Реактивная2,14,1
Лист № 4
Всего листов 10
ТТ
ТН
-
3
ТП - 24 «Водозабор»,
6/0.4/кВ, ввод 0.4 кВ,
Т - 1
Счетчик
Активная
ТТ
ТН
-
4
ТП - 24 «Водозабор»,
6/0.4/кВ, ввод 0.4 кВ,
Т - 2
Счетчик
ТТ
Счетчик
2400
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная
Продолжение таблицы 2
12
8
910
3
Кт = 0,5
Ктт = 300/5
№ 41260-09
4567
АТТН-Ш 1301-023241
ВТТН-Ш1301-023248
СТТН-Ш1301-021798
А
В--
С
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1ПСЧ-4ТМ.05М.160611129356
№ 36355-07
60
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
1,06,2
Реактивная2,15,1
Кт = 0,5
Ктт = 300/5
№ 41260-09
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1ПСЧ-4ТМ.05М.160611127101
№ 36355-07
60
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
АТТН-Ш1301-023242
ВТТН-Ш1301-023251
СТТН-Ш1102-015781
А
В--
САкт
и
в
н
ая1,0
6,2
Реактивная2,15,1
Кт = 0,5
Ктт = 200/5
№ 2363-68
ТН
А
ТПЛМ-1047145
В - -
СТПЛМ-1047162
А НОМ-6 4786
В - -
СНОМ-65538
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
5
№ 159-49
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ,
ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ,
яч. 2
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1ПСЧ-4ТМ.05М.120611129003
№ 36355-07
Реактивная
1,05,6
2,14,1
Лист № 5
Всего листов 10
ТТ
ТН
6
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ,
ЗРУ -6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ,
яч. 3
Счетчик
Счетчик
ТТ
Кт = 0,5
Ктт = 100/5
№ 1276-59
ТН
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 159-49
8
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ,
ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ,
яч. 23
Счетчик
1200
5,6
Продолжение таблицы 2
12
3
Кт = 0,5
Ктт = 100/5
№ 1276-59
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 159-49
4
АТПЛ-10
В -
СТПЛ-10
А НОМ-6
В -
СНОМ-6
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1ПСЧ-4ТМ.05М.120611129432
№ 36355-07
1200
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
5678910
8369
-
9946
4786
-
5538Акт
и
в
н
ая1,0
5,6
Реактивная2,14,1
ТТ
ТН
Кт = 0,5
Ктт = 100/5
№ 1276-59
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
7
№ 159-49
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ,
ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ,
яч. 5
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1ПСЧ-4ТМ.05М.120611129534
№ 36355-07
1200
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
АТПЛ-1077073
В - -
СТПЛ-1032359
А НОМ-6 4786
В - -
СНОМ-65538Акт
и
в
н
ая1,0
5,6
Реактивная2,14,1
А
ТПЛ-102529
В
- -
С
ТПЛ-1032661
А НОМ-6 4869
В - -
СНОМ-62841
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Кт = 0,5S/1,0
Реактивная2,1
Ксч = 1 ПСЧ-4ТМ.05М.12 0611129502
№ 36355-07
Активная1,0
4,1
Лист № 6
Всего листов 10
ТТ
ТН
9
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ,
ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ,
яч. 28
Счетчик
Продолжение таблицы 2
12
910
3
Кт = 0,5
Ктт = 200/5
№ 2363-68
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
№ 159-49
4
АТПЛМ-10
В -
СТПЛМ-10
А НОМ-6
В -
СНОМ-6
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1ПСЧ-4ТМ.05М.120611129516
№ 36355-07
2400
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
5678
51364
-
52070
4869
-
2841
Акт
и
в
н
ая
1,05,6
Реактивная2,14,1
Лист № 7
Всего листов 10
В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены
границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности
Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 5 % от Iном и температуре окружающего воздуха в
месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 3,4 от минус 30 ˚С до 40 ˚С, для ИК
№ 1, 2, 5 – 9 от 5 ˚С до 35 ˚С
1.
Нормальные условия эксплуатации:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
-
параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 -
1,2)I
н
; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 ˚С до 50 ˚С;ТН- от минус40 ˚С
до 50 ˚С; счетчиков: (23±2) ˚С ;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
2.
Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)U
н1
; диапазон силы
первичного тока - (0,01 - 1,2)I
н1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 - 1,0(0,6 -
0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от минус 40 ˚С до 35 ˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
Для электросчетчиков:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)U
н2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosφ=1) - 1,2)I
н2
; диапазон коэффициента мощности
cos
j
(sin
j
) - 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
-
температура окружающего воздуха - от минус 40 ˚С до 60˚С;
-
относительная влажность воздуха - (40-60) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от 15 ˚С до 30 ˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
3.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные,
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с
настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее 140 000 ч., время
восстановления работоспособности 2 ч.;
-
компоненты ИВК - коэффициент готовности – не менее 0,99, среднее время
восстановления - не более 1 часа
-
компоненты СОЕВ – УССВ – время наработки на отказ не менее 35000 ч., среднее
время восстановления – не более 2 часов
Надежность системных решений:
-
Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих
требованиям IEC - Стандартов;
Лист № 8
Всего листов 10
-
Стойкость к электромагнитным воздействиям;
-
Ремонтопригодность;
-
Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
-
Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики
системы;
-
Резервирование элементов системы;
-
Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;
-
Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
-
журнал событий счетчика:
-
попытки несанкционированного доступа;
-
связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;
-
изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
-
отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-
перерывы питания.
-
журнал событий ИВК:
-
даты начала регистрации измерений;
-
перерывов электропитания;
-
программных и аппаратных перезапусков;
-
установка и корректировка времени;
-
нарушение защиты ИВК;
-
отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и
соответствующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
привод разъединителя трансформаторов напряжения;
-
клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;
-
корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора
напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
-
клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
-
промежуточные клеммники, trial которые проходят цепи тока и
напряжения;
-
испытательная коробка (специализированный клеммник);
-
крышки клеммных отсеков счетчиков;
-
защита информации на программном уровне:
-
результатов измерений при передаче информации (возможность
использования цифровой подписи);
-
установка пароля на счетчик;
-
установка пароля на сервер БД ИВК.
Глубина хранения информации:
-
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не
менее 30 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
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС» типографским способом.
Лист № 9
Всего листов 10
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ «ФАНКОМ-ВС» представлена в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ «ФАНКОМ-ВС»
Наименование
1
Трансформаторы тока проходные, одновитковые с литой изоляцией ТПОЛ-10
Трансформаторы тока измерительные ТТН-Ш
Трансформаторы тока ТПЛМ-10
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией ТПЛ-10
Трансформаторы напряжения НОМ-6
Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М
Устройство синхронизации системного времени УССВ
Формуляр 02.2014.ФАНКОМ_ВС-АУ.ФО-ПС
Технорабочий проект 02.2014.ФАНКОМ_ВС-АУ.ПЗ
Количество
2
6 шт.
6 шт.
4 шт
4 шт.
4 шт.
9 шт.
1 шт.
1 экземпляр.
1 экземпляр
Поверка
осуществляется по документу МП 58220-14 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС». Методика
поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений
мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без
отключения цепей»;
-
по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений
вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения
цепей»;
-
счетчиковтипа
ПСЧ-4ТМ.05М.12
–всоответствиисметодикойповерки
ИЛГШ.411152.146РЭ1,являющейсяприложением круководству поэксплуатации
ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ
«Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационно-
измерительная система коммерческого учета электроэнергии «ФАНКОМ-ВС». Технорабочий
проект 02.2014.ФАНКОМ_ВС-АУ.ПЗ».
Лист № 10
Всего листов 10
системе
учета
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС»
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
2.ГОСТ 1983-2001«Трансформаторынапряжения.Общиетехнические
условия».
3.ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общие технические условия».
5.ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ПКФ «Тенинтер»
(ООО «ПКФ «Тенинтер»)
Юридический адрес:109428, г.Москва, Рязанский проспект, д. 10, стр 2
Почтовый адрес: 109444, г. Москва, Ферганская ул., д. 6,стр.2
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва
ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495) 437-55-77
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытании 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.«____»_____________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 35635-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез" | Нет данных | ЗАО "Спецэнергоучет", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 32001-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Раменский ГОК" | Нет данных | ООО "Энергокапиталсервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 59587-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Полоцкая" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 76411-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Карельский окатыш" | Нет данных | ООО "Эльстер Метроника", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 33141-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Синарский трубный завод" | Нет данных | ООО "НПФ "Прософт-Е", г.Екатеринбург | 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