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) ЗАО ПДК "Апшеронск" Нет данных, ГРСИ 58738-14
Номер госреестра:
58738-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО ПДК "Апшеронск"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ИСКРЭН", г.Москва
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 № 57083
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО ПДК «Апшеронск»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
троэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО ПДК «Апшеронск» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначе-
на для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и переда-
чи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регла-
мента.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную
систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (далее по тексту – ИИК) АИИС КУЭ состоят из
трех уровней:
1-й уровень – измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН),
измерительные трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ), многофункциональные счетчики
активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч. и/или счетчики) и
вторичные измерительные цепи;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее
ИВКЭ) который включает в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) контроллер
СИКОН С50 (Госреестр № 28523-05), устройство синхронизации системного времени (УССВ)
УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), технические средства приема-передачи данных, каналы связи,
для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту – ИВК),
который включает в себя сервер сбора и хранения баз данных (далее по тексту – сервер),
автоматизированные рабочие места администратора и оператора (далее по тексту – АРМ),
технические средства приема-передачи данных, технические средства для организации
локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические
средства обеспечения питания технологического оборудования, а также совокупность
аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с
нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве сервера используется компьютер на базе серверной платформы HP ProLiant
ML310e Gen8v2 с установленным программным обеспечением «Пирамида 2000».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- выполнение измерений 30-мин. приращений активной и реактивной электроэнергии, ха-
рактеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной
дискретностью учета (30 мин.);
- хранение данных об измеренных величинах в стандартной базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних носителях информа-
ции;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в
отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнер-
гии;
Лист № 2
Всего листов 9
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии
объектов и средств измерений по запросу со стороны программно-аппаратного комплекса Ком-
мерческого оператора (ПАК КО);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкцио-
нированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на из-
мерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные
значения активной, реактивной 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 ком-
мерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений переда-
ются в целых числах кВт∙ч.
Цифровые сигналы с выходов счетчиков передаются в автоматическом режиме в кон-
троллер СИКОН С50. Прием запросов и передача данных со счетчиков, установленных на ПС-
110/10 кВ «ПДК» производится посредством проводных линий связи по интерфейсам RS-485.
Прием запросов и передача данных со счетчика, установленного на ПС-110/35/10/6 кВ «Апше-
ронск» производится посредством беспроводных каналов связи стандарта GSM.
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, об-
работку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формиро-
вание, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу
информации в ПАК КО ОАО «АТС», и другим заинтересованным организациям в рамках со-
гласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет
законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характери-
стики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства из-
мерений используется единое календарное время.
Синхронизация встроенных часов контроллера СИКОН С50 производится по сигналам
единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного
времени УСВ-2 производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии».
Синхронизация часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется от контроллера
СИКОН С50 по порту «Ethernet».
Сравнение текущих значений встроенных часов контроллера СИКОН С50 и встроенных
часов счетчиков происходит каждый сеанс связи. Коррекция времени встроенных часов счётчи-
ка производится один раз в календарные сутки при обнаружении рассогласования времени ча-
сов УСПД и счетчика на величину более ± 1 с
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения входит:
-
операционная система MS Windows 2012 Server;
-
система управления реляционными базами данных MS Windows SQL 2012 Server;
-
программное обеспечение «Пирамида 2000»;
Состав программного обеспечения «Пирамида 2000» приведён в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 9
Идентификационное наимено-
вание программного обеспе-
чения
Идентификаци-
онное наимено-
вание файла
программного
обеспечения
CalcClients.dll
3
e55712d0b1b21906
5d63da949114dae4
CalcLeakage.dll
3
MD5
CalcLosses.dll
3
d79874d10fc2b156
a0fdc27e1ca480ac
MD5
Metrology.dll
3
52e28d7b608799bb
3ccea41b548d2c83
MD5
ParseBin.dll
3
6f557f885b737261
328cd77805bd1ba7
MD5
ParseIEC.dll
3
48e73a9283d1e664
94521f63d00b0d9f
MD5
ParseModbus.dll
3
c391d64271acf405
5bb2a4d3fe1f8f48
MD5
ParsePiramida.dll
3
ecf532935ca1a3fd3
215049af1fd979f
MD5
SynchroNSI.dll
3
530d9b0126f7cdc2
3ecd814c4eb7ca09
MD5
VerifyTime.dll
3
1ea5429b261fb0e2
884f5b356a1d1e75
MD5
Таблица
1
2
Номер вер-
сии (иден-
тификаци-
онный но-
мер) про-
граммного
обеспечения
3
Цифровой иден-
тификатор про-
граммного обес-
печения (кон-
трольная сумма
исполняемого ко-
да)
4
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифи-
катора про-
граммного
обеспечения
5
MD5
b1959ff70be1eb17c
83f7b0f6d4a132f
1
Модуль вычисления значений
энергии и мощности по груп-
пам точек учета
Модульрасчетанебаланса
энергии /мощности
Модуль вычисления значений
энергии потерь в линиях и
трансформаторах
Общий модуль, содержащий
функции, используемые при
вычислениях различных зна-
чений и проверке точности
вычислений
Модуль обработки значений
физических величин, переда-
ваемых в бинарном протоколе
Модуль обработки значений
физических величин, переда-
ваемых по протоколам семей-
ства МЭК
Модуль обработки значений
физических величин, переда-
ваемых по протоколу Modbus
Модуль обработки значений
физических величин, переда-
ваемых по протоколу Пирами-
да
Модульформированиярас-
четных схем и контроля цело-
стности данных нормативно-
справочной информации
Модуль расчета величины рас-
синхронизацииизначений
коррекции времени
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерения электро-
энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, посту-
пающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной
электроэнергии, а также разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи
измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-
ков и измерительных трансформаторов.
Лист № 4
Всего листов 9
ПО "Пирамида 2000" не влияет на метрологические характеристики системы автомати-
зированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ЗАО ПДК «Апшеронск».
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и пред-
намеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
№ ИИК
Трансформатор
напряжения
Счётчик
электрической
энергии
Вид
электро-
энергии
1
ПС 110/10
«ПДК»,
ОРУ-110 кВ,
Т-1
2
ПС 110/10
«ПДК»,
ОРУ-110 кВ,
Т-2
3
ТОЛ-35
Кл. т. 0,5;
Ктт: 50/5
Зав. № 284
Зав. № 307
Госреестр
№ 21256-07
СИКОН С50
Зав. № 647
Таблица 2
Состав ИИК
объекта
Наименование
Трансформатор
тока
УСПД
Сер-
вер
12345678
Ктт: 600/5
Зав. № 3617-12
Кл.т. 0,2
Зав. № 7987
Кл.т. 0,5S/1,0
ТВГ-110НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2S;
Ктн: 110000/
Ö
3/100/
Ö
3
СЭТ-4ТМ.03М.01
Зав. № 3618-12
Зав. № 8110
Зав. № 0812111179
Зав. № 3619-12 Зав. № 8156
Госреестр
Госреестр Госреестр
№ 22440-07 № 24218-08
№ 36697-08
Активная,
Реактивная
Ктт: 600/5
Зав. № 3680-12
Кл.т. 0,2
Зав. № 8148
Кл.т. 0,5S/1,0
ТВГ-110НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2S;
Ктн: 110000/
Ö
3/100/
Ö
3
СЭТ-4ТМ.03М.01
Зав. № 3679-12
Зав. № 8260
Зав. № 0812113019
Зав. № 3681-12 Зав. № 8266
Госреестр
Госреестр Госреестр
№ 22440-07 № 24218-08
№ 36697-08
Активная,
Реактивная
Госреестр
№ 912-70
ПС 110/35/6 кВ
«Апшерон-
ская»,
РУ-35 кВ,
1 с.ш., ф. «ВЛ
35 кВ «ДОК»
Кл. т. 0,5
ЗНОМ-35-65
Кл. т. 0,5
Ктн: 35000/
Ö
3/100/
Ö
3
Зав. № 1309727
Зав. № 1309725
Зав. № 1309702
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл.т. 0,5S/1,0
ЗНОМ-35-65
Зав. № 0109058192
Госреестр
Ктн: 35000/
Ö
3/100/
Ö
3
№ 27524-04
Зав. № 1509284
Зав. № 1504646
Зав. № 1509281
Госреестр
№ 912-05
HP ProLiant ML310e Gen8v2
Зав. № CZ142202FS
Активная,
Реактивная
Лист № 5
Всего листов 9
Номер ИИК
1 - 2
(ТТ 0,2S;
ТН 0,2;
Сч. 0,5S)
3
(ТТ 0,5;
ТН 0,5;
Сч. 0,5S)
1 - 2
(ТТ 0,2S;
ТН 0,2;
Сч. 1,0)
3
(ТТ 0,5;
ТН 0,5;
Сч. 1,0)
Таблица 3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК
при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуата-
cos φ
ции АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
d
5 %
,
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
d
20 %
,
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
d
100 %
,
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
1± 1,8
0,9± 1,8
0,8± 1,9
0,7± 2,0
0,5± 2,4
1―
0,9―
0,8―
0,7―
0,5―
± 1,4
± 1,5
± 1,6
± 1,7
± 2,0
± 2,2
± 2,6
± 3,1
± 3,8
± 5,5
± 1,3
± 1,4
± 1,4
± 1,5
± 1,6
± 1,6
± 1,8
± 2,0
± 2,3
± 3,2
± 1,3
± 1,4
± 1,4
± 1,5
± 1,6
± 1,5
± 1,6
± 1,8
± 2,0
± 2,6
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК
при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуа-
Номер ИИКcos φ
тации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
d
5 %
,
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
d
20 %
,
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
d
100 %
,
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
0,9± 3,6
0,8± 3,4
0,7± 3,3
0,5± 3,1
0,9 ―
0,8 ―
0,7 ―
0,5―
± 3,2
± 3,1
± 3,0
± 2,8
± 6,1
± 5,0
± 4,3
± 3,2
± 3,1
± 3,0
± 2,9
± 2,8
± 3,4
± 2,9
± 2,6
± 2,1
± 3,0
± 2,9
± 2,8
± 2,8
± 2,7
± 2,4
± 2,2
± 1,9
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Примечания:
1 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии
и средней мощности (30 мин.).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, со-
ответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
-
напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
-
сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos
j
=0,9 инд;
-
температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25
°
С.
4 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; от 0,05 Iном до 1,2 Iном для ИИК
№ 3;
-
температура окружающей среды:
-
для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 25
°
С;
СЭТ-4ТМ.03 – средняя время наработки на отказ не менее
Лист № 6
Всего листов 9
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчики СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-2005 (ГОСТ 30206-94 для ИИК
№ 3) в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425-2005 (ГОСТ 26035-83 для
ИИК № 3) в режиме измерения реактивной электроэнергии, счетчики СЭТ-4ТМ.03 по
ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме из-
мерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристика-
ми не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на од-
нотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте поряд-
ке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая
часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее
-
счетчиков электроэнергии
140000 часов;
-
счетчиков электроэнергии
90000 часов;
-
УСПД контроллер СИКОН С50 – среднее время наработки на отказ не менее 100000 ча-
сов;
-
УСВ-2 – не менее 35 000 часов.
-
сервер - среднее время наработки на отказ не менее 140 200 часов.
Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:
-
для счетчика Тв ≤ 168 часов;
-
для сервера Тв ≤ 1 час;
-
для СОЕВ Тв ≤ 168 часов.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного дос-
тупа:
-
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для
пломбирования;
-
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механически-
ми пломбами;
-
наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых па-
ролей на счетчиках, УСПД, сервере;
-
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентифи-
кацию пользователей и эксплуатационного персонала;
-
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
-
фактов параметрирования счетчика;
-
фактов пропадания напряжения;
-
фактов коррекции шкалы времени счетчике.
Н
аличие фиксации в журнале событий УСПД следующих событий:
-
фактов параметрирования;
-
фактов пропадания напряжения;
-
фактов коррекции шкалы времени в счетчике и УСПД.
Лист № 7
Всего листов 9
Возможность коррекции шкалы времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована);
-
сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03 – профиль мощности при време-
ни интегрирования 30 мин. – 113 суток;
-
УСПД контроллер СИКОН С50 – график приращений энергии за интервал 30 мин. –
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
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4
Наименование
Тип
2
ТВГ-110
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
ТОЛ-35
Количество, шт.
3
6
2
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
Счётчик электрической энергии
УСПД
Устройство синхронизации времени
Сервер
Программное обеспечение
Паспорт-Формуляр
Методика поверки
НАМИ-110 УХЛ1 6
ЗНОМ-35-65 2
СЭТ-4ТМ.03М.01 2
СЭТ-4ТМ.03.01 1
СИКОН С50 1
УСВ-2 1
HP ProLiant ML310e Gen8v2 1
«Пирамида 2000» 1
ИЮНД.411711.059. ПС-ФО 1
МП 1904/550-20141
Поверка
осуществляетсяподокументу«ГСИ. Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО ПДК «Апшеронск».
Методика поверки. МП 1904/550-2014», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва»
05 сентября 2014 года.
Лист № 8
Всего листов 9
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 счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М – по методике поверки ИЛГШ.411152.145
РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г;
-
для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки ИЛГШ.411152.124
РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г;
-
для УСВ-2 – по методике поверки ВЛСТ 237.00.000И1, утверждённой ГЦИ СИ
ВНИИФТРИ в 2009 г.
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
-
термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена де-
ления 1°С.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества
электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии ЗАО ПДК «Апшеронск». Свидетельство
об аттестации методики (метода) измерений № 1390/550-01.00229-2014.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 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.
7 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
При осуществлении торговли.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ИСКРЭН» (ООО «ИСКРЭН»)
Адрес: 117292, г. Москва, ул. Кржижановского, д. 7, корп. 2, офис 18
Телефон: (495) 663-77-47
Лист № 9
Всего листов 9
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений
Федеральное бюджетное учреждение "Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в г.Москве" (ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва")
117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д.31
Тел. (495) 544-00-00;
Аттестат аккредитации по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 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 |
| 46774-11 | Антенна рупорная измерительная | EMCO 3115 | Фирма "An ESCO Technologies Company ETS-LINDGREN", США | 1 год | Перейти |
| 45599-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/35 кВ № 202 - АИИС КУЭ ПС 330/110/35 кВ № 202 | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 71502-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Сетевая компания" ЧЭС Чистопольского РЭС 2 | Нет данных | Филиал ОАО "Сетевая компания" Чистопольские электрические сети, г.Чистополь | 4 года | Перейти |
| 33615-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Дзержинская ТЭЦ" | Нет данных | ЗАО ПКФ "Энергоинформ", г.Нижний Новгород | 4 года | Перейти |
| 60928-15 | Система измерений количества и параметров нефти сырой Северо-Ютымского месторождения ООО "Нобель Ойл" | Нет данных | ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис", г.Уфа | 1 год | 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