Заказать поверку
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославских ТЭЦ в части дополнительных точек измерения (фид. №№ 23, 32 Ярославской ТЭЦ-1 и фид. № 665-3 Ярославской ТЭЦ-2) Нет данных
ГРСИ 59624-15

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
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославских ТЭЦ в части дополнительных точек измерения (фид. №№ 23, 32 Ярославской ТЭЦ-1 и фид. № 665-3 Ярославской ТЭЦ-2) Нет данных, ГРСИ 59624-15
Номер госреестра:
59624-15
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославских ТЭЦ в части дополнительных точек измерения (фид. №№ 23, 32 Ярославской ТЭЦ-1 и фид. № 665-3 Ярославской ТЭЦ-2)
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
Главное управление ОАО "Территориальная генерирующая компания №2" по Верхневолжскому региону, г.Ярославль
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 004
Описание типа:
Методика поверки:
-
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
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 № 57592
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославских ТЭЦ в части дополнительных
точек измерения (фид. №№ 23, 32 Ярославской ТЭЦ-1 и фид. 665-3
Ярославской ТЭЦ-2)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
троэнергии (АИИС КУЭ) Ярославских ТЭЦ в части дополнительных точек измерения (фид.
№№ 23, 32 Ярославской ТЭЦ-1 и фид. 665-3 Ярославской ТЭЦ-2) (далее по тексту АИИС
КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согла-
сованного регламента.
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) RTU-325
(Госреестр 37288-08), устройство синхронизации системного времени (УССВ) 35-HVS,
техническиесредстваприема-передачиданных,каналысвязи,дляобеспечения
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
ML370R G4 с установленным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР»;
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;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в
отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- передача результатов измерений заинтересованным сторонам;
Лист № 2
Всего листов 8
- 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ, где производится обработка изме-
рительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение ре-
зультатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхрониза-
ции шкалы времени в системе в состав ИВКЭ входит устройство синхронизации времени
(УСВ) на основе приемника GPS типа 35-HVS. СОЕВ обеспечивает автоматическую синхрони-
зацию часов УСПД, при превышении порога ± 2 с происходит коррекция часов УСПД. Часы
сервера синхронизируются при каждом сеансе связи сервер - УСПД, коррекция проводится при
расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 2 с. Часы счетчиков синхро-
низируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков
проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ± 2 с. Взаимодействие ме-
жду уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP, задержками в линиях связи пре-
небрегаем ввиду малости значений. Основная среднесуточная погрешность счетчиков по вре-
мени согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей – ± 1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения входит:
-
операционная система MS Windows Server 2003;
-
система управления базами данных MS Windows SQL Server;
-
программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»;
MD5
Лист № 3
Всего листов 8
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифи-
катора про-
граммного
обеспечения
5
Состав программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» приведён в таблице 1.
Таблица
1
Номер вер-Цифровой иден-
Идентификаци-сии (иден- тификатор про-
Идентификационное наимено- онное наимено- тификаци- граммного обес-
вание программного обеспе- вание файла онный но- печения (кон-
ченияпрограммногомер) про-трольная сумма
обеспечения граммного исполняемого ко-
обеспеченияда)
123 4
3e736b7f3808
ПО «АльфаЦЕНТР»
Версия 12.0163f44cc8e6f7
ас_metrology.dll
bd211c54
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.
ПО "АльфаЦЕНТР" не влияет на метрологические характеристики системы автоматизи-
рованной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ).
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
Вид
электро-
энергии
1
Ярославская
ТЭЦ-1
РУ-6 кВ
фид 23
НОЛ.08
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 109; 506; 11326;
11583; 11375; 11820
Госреестр № 3345-72
EA05RL-B-4
кл.т 0,5S/1
Зав. №
01135032
Госреестр №
16666-97
2
Ярославская
ТЭЦ-1
РУ-6 кВ
фид 32
НОМ-6-77
кл.т 0,5
Ктн = 6000/100
Зав. № 1211; 1250; 1253;
1239
Госреестр № 17158-98
EA05RL-B-4
кл.т 0,5S/1
Зав. №
01135023
Госреестр №
16666-97
RTU325
Госреестр №37288-08 Зав. № 1564
HP Proliant ML370R G4
Таблица 2
Состав ИИК
объекта
Наименование
Трансформатор
тока
УСПД
Счётчик
Сер-
электриче-
вер
ской энергии
1
2
3
4
56
78
ТПОЛ-10
кл.т 0,5S
Ктт = 400/5
Зав. № 1595;
1615
Госреестр №
1261-59
Активная,
Реактивная
ТПФМ-10
кл.т 0,5S
Ктт = 400/5
Зав. № 94181
94087;
Госреестр №
814-53
Активная,
Реактивная
EA05RL-B-4
кл.т 0,5S/1
Зав. №
01135101
Госреестр №
16666-97
Лист № 4
Всего листов 8
ТЭЦ-2
кл.т 0,2S
Зав.№ 14-26771
Госреестр №
Ктн: 6000/100
ТЛО-10
НТМИ-6-65
Ярославская
Ктт = 600/5
Кл. т. 0,5
3
РУ-6 кВ фид
Зав.№ 14-26770;
Зав.№:1707; 5075; 4997;
665-3
3658; 3875; 304
25433-11
Г
о
срее
стр
831-53
RTU325
Госр №37288-08
Зав. № 1563
Активная,
Реактивная
Номер ИКcos φ
Номер ИКcos φ
1 - 2
3
Таблица 3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электриче-
ской энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
), %
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
<I
120%
1,0± 2,6± 1,7± 1,6± 1,6
1 - 20,9 ± 3,0± 2,0± 1,7± 1,7
0,8± 3,5± 2,3± 1,9± 1,9
(Сч. 0,5S; ТТ0,7± 4,1± 2,7± 2,1± 2,1
0,5S; ТН 0,5)0,5± 5,9± 3,7± 2,8± 2,8
1,0± 2,0± 1,5± 1,5± 1,5
30,9± 2,1± 1,6± 1,5± 1,5
0,8± 2,2± 1,7± 1,6± 1,6
(Сч. 0,5S; ТТ0,7 ± 2,4 ± 1,9 ± 1,7± 1,7
0,2S; ТН 0,5)0,5 ± 2,9 ± 2,4 ± 2,0± 2,0
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электриче-
ской энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
d
), %
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
<I
120%
0,9 ± 14,5 ± 5,5 ± 3,7 ± 3,5
0,8 ± 10,9 ± 4,4 ± 3,1 ± 2,9
(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; 0,7 ± 9,4 ± 3,9 ± 2,8 ± 2,8
ТН 0,5) 0,5 ± 8,0 ± 3,5 ± 2,6 ± 2,6
0,9 ± 13,3 ± 4,7 ± 3,1 ± 2,9
0,8 ± 10,2 ± 3,9 ± 2,8 ± 2,6
(Сч. 1,0; ТТ 0,2S; 0,7 ± 8,9 ± 3,6 ± 2,6 ± 2,6
ТН 0,5)
0,5 ± 7,7 ± 3,3 ± 2,5 ± 2,5
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 0,05 Iном до 1,2 Iном;
-
температура окружающей среды:
Лист № 5
Всего листов 8
-
для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 25
°
С;
-
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 электрической энергии многофункциональных EA05RL-B-4 по
ГОСТ Р 52323-2005 (ГОСТ 30206-94)в режиме измерения активной электроэнергии и
ГОСТ 52425-2005 (ГОСТ 26035-83) в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической
энергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими харак-
теристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов сис-
темы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объ-
екте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъ-
емлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
счетчиков электрической энергии многофункциональных EA05RL-B-4 среднее время
наработки на отказ не менее 80000 часов;
-
УСПД RTU325-E1-256– среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
-
УСВ-2 – не менее 40 000 часов.
-
сервер - среднее время наработки на отказ не менее 23612часов.
Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:
-
для счетчика Тв ≤ 2 часов;
-
для УСПД Тв ≤ 1 час;
-
для сервера Тв ≤ 1 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.
Возможность коррекции шкалы времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована);
Лист № 6
Всего листов 8
-
сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счетчики электрической энергии многофункциональные EA05RL-B-4– профиль мощно-
сти при времени интегрирования 30 мин. – 67 суток;
-
УСПД RTU325-E1-256 график приращений энергии за интервал 30 мин. 45 суток,
при отключении питания – не менее 3 лет;
-
ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений
не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта-формуляра типограф-
ским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
EA05RL-B-4
3
Тип
2
ТПФМ-10
ТПОЛ-10
ТЛО-10
НОЛ.08
НОМ-6-77
НТМИ-6
Количество, шт.
3
2
2
2
6
4
6
Таблица 4
Наименование
1
Трансформатор тока (Госреестр 814-53)
Трансформатор тока (Госреестр 1261-59)
Трансформатор тока (Госреестр 25433-11)
Трансформатор напряжения (3345-72)
Трансформатор напряжения (17158-98)
Трансформатор напряжения (831-53)
Счётчик электрической энергии многофунк-
циональные (Госреестр 16666-97)
УСПД (Госреестр № 37288-08)
Устройство синхронизации времени
Сервер
Программное обеспечение
Паспорт-Формуляр
Методика поверки
RTU325-E1-256-M3-B4
35-HVS
HP ProLiant ML370R G4
АльфаЦЕНТР
ПКФР.411711.002.ФО
МП 1976/550-2014
2
1
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 1976/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная инфор-
мационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославских ТЭЦ
в части дополнительных точек измерения (фид. №№ 23, 32 Ярославской ТЭЦ-1 и фид. № 665-3
Ярославской ТЭЦ-2). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва»
12 ноября 2014 года.
Лист № 7
Всего листов 8
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 электрической энергии многофункциональных ЕвроАльфа– в соответст-
вии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные "ЕвроАЛЬФА".
Методика поверки» ДЯИМ.411152.018 МП;
-
для УСПД RTU-325 по документу «Устройства сбора и передача данных RTU-325 и
RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП» утвержденному ГСИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2008г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: ««Методика (методы) измерений количе-
ства электрической энергии с использованием систем автоматизированных информационно-
измерительных коммерческого учета электроэнергии ГУ ОАО «ТГК-2» по ЯО» с изменением
1, 2, 3. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 993/446-01.00229-2012
от 29.03.2012 года.
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
Осуществление торговли.
Изготовитель
Главное управление ГУ ОАО «Территориальная генерирующая компания №2» по Верхне-
волжскому региону
(ГУ ОАО «ТГК-2» по ВВР), г. Ярославль
Адрес: 150040, г. Ярославль, пр. Октября, 42
Телефон: (4852) 58-61-02
Лист № 8
Всего листов 8
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.«____»_____________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
Похожие средства измерения:
ГРСИ Наименование СИ Тип СИ Производитель МПИ Ссылка
80557-20 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Астрахань Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва 4 года Перейти
46247-10 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Тролза Нет данных ООО "Комплексэнергосервис", г.Москва 4 года Перейти
36718-08 Система пожарной и газовой безопасности F&G Объединенного Берегового Технологического Комплекса Филиала компании "СЭИК" Нет данных Филиал компании "Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд." (СЭИК), г.Южно-Сахалинск 3 года - ИК давления и разности давлений, 5 лет - ИК уровня, 1 год - ИК загазованности и содержания кислорода Перейти
37765-08 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ВСК-Энерго" по объекту 2 (Нарофоминская КЭЧ, Алабинская КЭЧ) Нет данных ООО "ЭнергоСнабСтройСервис-Холдинг", г.Москва 4 года Перейти
72351-18 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Агроторг" Нет данных ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир 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


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