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) ООО "Котовская ТЭЦ" Нет данных, ГРСИ 59080-14
Номер госреестра:
59080-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Котовская ТЭЦ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
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 № 55727
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Котовская ТЭЦ»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Котовская ТЭЦ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения,
формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (trial – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы на-
пряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии
по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005
в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и техниче-
ские средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики изме-
рительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 4.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-
ИС КУЭ, включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (далее –
УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-
приемника типа УСВ-1 (Зав. № 196), каналообразующую аппаратуру, технические средства для
организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ав-
томатизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирами-
да 2000».
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают 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
усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и то-
ка за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения про-
изводится вычисление полной мощности за период. 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 зна-
чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс
RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации,
в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации
ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также
отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-
ной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформле-
Лист № 2
Всего листов 10
ние отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в
организации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в
ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде xml-файлов
формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения стату-са
субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энер-гии
и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, со-
стояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с ИВК настоя-
щей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ фи-
лиала ОАО «ТГК-4» «ТАМБОВСКАЯ РЕГИОНАЛЬНАЯ ГЕНЕРАЦИЯ» (номер в Госреестре
№ 34023-07).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматри-
вает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и
ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхрони-
зирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника,
входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации
фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с.
ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ,
корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхож-
дения. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение
показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется независимо
от наличия расхождений. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет
±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи
со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении часов
счетчиков и УСПД более 0 с, но не чаще 1 раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют
не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время
(дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Лист № 3
Всего листов 10
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав ко-
торого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного
обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Сред-
ством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пира-
мида 2000».
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Наименование про-
граммного обеспе-
чения
Идентифика-
ционное на-
именование
программного
обеспечения
2
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) про-
граммного
обеспечения
3
Цифровой иденти-
фикатор программ-
ного обеспечения
(контрольная сум-
ма исполняемого
кода)
4
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора про-
граммного
обеспечения
5
CalcClients.dll
3
e55712d0b1b219065
d63da949114dae4
MD5
CalcLeak-
age.dll
3
b1959ff70be1eb17c8
3f7b0f6d4a132f
MD5
CalcLosses.dll
3
d79874d10fc2b156a
0fdc27e1ca480ac
MD5
Metrology.dll
3
52e28d7b608799bb3
ccea41b548d2c83
MD5
ParseBin.dll
3
6f557f885b7372613
28cd77805bd1ba7
MD5
ParseIEC.dll
3
48e73a9283d1e6649
4521f63d00b0d9f
MD5
1
Модуль вычисления
значений энергии и
мощности по груп-
пам точек учета
Модуль расчета не-
баланса энер-
гии/мощности
Модуль вычисления
значений энергии
потерь в линиях и
трансформаторах
Общий модуль, со-
держащий функции,
используемые при
вычислениях раз-
личных значений и
проверке точности
вычислений
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пере-
даваемых в бинар-
ном протоколе
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пере-
даваемых по прото-
колам семейства
МЭК
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пере-
даваемых по прото-
колу Modbus
ParseMod-
bus.dll
3
c391d64271acf4055
bb2a4d3fe1f8f48
MD5
Лист № 4
Всего листов 10
Окончание таблицы 1
2
3
4
5
ParsePira-
mida.dll
3
ecf532935ca1a3fd32
15049af1fd979f
MD5
SynchroNSI.dl
l
3
530d9b0126f7cdc23
ecd814c4eb7ca09
MD5
1
Модуль обработки
значений физиче-
ских величин, пере-
даваемых по прото-
колу Пирамида
Модуль формирова-
ния расчетных схем
и контроля целост-
ности данных нор-
мативно-справочной
информации
Модуль расчета ве-
личины рассинхро-
низации и значений
коррекции времени
VerifyTime.dll
3
1ea5429b261fb0e28
84f5b356a1d1e75
MD5
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-
мида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пира-
мида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельст-
во об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от
счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-
троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи
измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков элек-
трической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, норми-
рованы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 5
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 – 4.
Наименование точки
измерений
Вид элек-
троэнергии
СИКОН С70
Зав. № 07374
ИВК «ИКМ-
Пирамида»
Зав. № 150
активная
реактивная
СИКОН С70
Зав. № 07374
ИВК «ИКМ-
Пирамида»
Зав. № 150
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер
ИК
Состав измерительного канала
ТНСчётчик
УСПД
Сервер
Котовская ТЭЦ,
1ГРУ 6 кВ, 2 СШ,
яч. № 26
6000/100
Кл.т. 0,5
НАМИТ-10-2 УХЛ2
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0831
Зав. № 0812136220
Котовская ТЭЦ,
2ГРУ 6 кВ, 2 СШ,
яч. № 33
ТТ
ТПОЛ-10
1000/5
Кл.т. 0,5
А: Зав. № 24736
В: Зав. № 24718
С: Зав. № 24740
ТПОЛ-10
1000/5
Кл.т. 0,5
А: Зав. № 24741
В: Зав. № 24868
С: Зав. № 24734
6000/100
Кл.т. 0,5
НАМИТ-10-2 УХЛ2
СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0831
Зав. № 0812136753
Лист № 6
Всего листов 10
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Основная погреш-Погрешность в рабочих
Номер ИКДиапазон токаность, (
±
δ), % условиях, (
±
δ), %
cos
j
cos
j
cos
j
cos
j
cos
j
cos
j
= 0,9 = 0,8 = 0,5 = 0,9 = 0,8 = 0,5
1: 2
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
1,1 1,3 2,2 1,3 1,5 2,3
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
1,4 1,6 3,0 1,6 1,8 3,1
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
2,52,95,52,63,05,5
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Основная погреш-Погрешность в рабочих
Номер ИКДиапазон токаность, (
±
δ), % условиях, (
±
δ), %
cos
j
cos
j
cos
j
cos
j
cos
j
cos
j
= 0,9 = 0,8 = 0,5 = 0,9 = 0,8 = 0,5
1, 2
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
2,6 1,9 1,3 3,0 2,4 1,9
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
3,5 2,5 1,6 3,8 2,9 2,1
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
6,44,52,66,64,72,9
Примечания:
1Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва-
ла, соответствующие вероятности 0,95.
3Нормальные условия эксплуатации:
-параметры сети: диапазон напряжения (0,99 – 1,01) Uн; диапазон силы тока
(0,05 – 1,2) Iн, частота (50
±
0,15) Гц; коэффициент мощности cos
j
= 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
-температура окружающей среды:
-ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;
-счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
-УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
-ИВК от плюс 10 °С до плюс 25 °С;
-магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4Рабочие условия эксплуатации:
-для ТТ и ТН:
-параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн
1
; диапазон
силы первичного тока (0,05 – 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота (50
±
0,4) Гц;
-температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.
-для счетчиков электроэнергии:
-параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн
2
; диапазон
силы вторичного тока (0,01 – 1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота (50
±
0,4) Гц;
-температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от
минус 40 °C до плюс 60 °C;
-магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
Лист № 7
Всего листов 10
5Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,5; 0,8; 0,9 инд и температу-
ры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С до
плюс 35 °С.
6Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке.
Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-электросчётчик СЭТ-4ТM.03M – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-УСПД СИКОН С70 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-УСВ-1 – среднее время наработки на отказ не менее 35 000 ч, среднее время вос-
становления работоспособности tв = 2 ч;
-ИВК «ИКМ-Пирамида» – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.
Надежность системных решений:
-защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни-
ка бесперебойного питания;
-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-
даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной
почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-журнал счётчика:
-параметрирования;
-пропадания напряжения;
-коррекции времени в счетчике;
-журнал УСПД:
-параметрирования;
-пропадания напряжения;
-коррекции времени в счетчике и УСПД;
-пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-электросчётчика;
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-испытательной коробки;
-УСПД;
-ИКМ-Пирамида;
-защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
-электросчетчика;
-УСПД;
-ИВК «ИКМ-Пирамида».
Возможность коррекции времени в:
-электросчетчиках (функция автоматизирована);
-УСПД (функция автоматизирована);
-ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-о результатах измерений (функция автоматизирована);
Лист № 8
Всего листов 10
-о состоянии средств измерений.
Цикличность:
-измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
-УСПД - график средних мощностей по каждому каналу - 45 суток; при от-
ключении питания - не менее 5 лет;
-ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств
измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Котовская ТЭЦ» типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
36697-12
2
28822-05
1
28716-05
1
29484-05
1
№ Госреестра
47958-11
16687-02
Количество, шт.
6
1
СЭТ-4ТM.03М
данных
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
Трансформатор тока проходныеТПОЛ-10
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи
СИКОН С70
УСВ-1
«ИКМ-Пирамида»
Устройства синхронизации
времени
Комплексы информационно-
вычислительные
Методика поверки-
Формуляр-
Руководство по эксплуатации-
-
-
-
1
1
1
Лист № 9
Всего листов 10
Поверка
осуществляется по документу МП 59080-14 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Котовская ТЭЦ». Ме-
тодика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
-трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато-
ры тока. Методика поверки»;
-трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс-
форматоры напряжения. Методика поверки»;
-по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от-
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе-
ния цепей. Методика выполнения измерений»;
-счетчиков СЭТ-4ТM.03M – по документу «Счетчики электрической энергии мно-
гофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Ме-
тодика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
-СИКОН С70 – по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН
С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;
-УСВ-1 – в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-
1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;
-ИВК«ИКМ-Пирамида»-подокументу«Комплексыинформационно-
вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в 2005 году;
-радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис-
темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04;
-переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи-
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от
минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от
10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электриче-
скойэнергии(мощности)сиспользованиемавтоматизированнойинформационно-
измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ООО «Котовская ТЭЦ»
(АИИС КУЭ ООО «Котовская ТЭЦ»», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛО-
ГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-
тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и
мощности (АИИС КУЭ) ООО «Котовская ТЭЦ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения.
Лист № 10
Всего листов 10
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
-при осуществлении торговли.
Изготовитель
ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»
Юридический адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д.8
Тел.: (4922) 33-67-66
Факс: (4922) 42-45-02
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Центр энергетических решений»
ООО «Центр энергетических решений»
Юридический адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский проспект, д. 40
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, 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.«____»_____________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 75361-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АО "ОДК-Климов" площадка №3 | Нет данных | ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 29445-05 | Электроды редоксметрические платиновые | ЭРП-1 | ООО НПО "Измерительная техника ИТ", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 60832-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Юрахлы" Южно-Уральской ЖД-филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Курганской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 31596-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Любим" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 55360-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Генерирующая компания" Казанская ТЭЦ-1 | Нет данных | ООО "Татарстан Автоматизация и Связь Энерго", г.Казань | 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