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 "ИК МЕГА" Нет данных, ГРСИ 62815-15
Номер госреестра:
62815-15
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ИК МЕГА"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ПраймЭнерго", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 024
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 61073
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ИК МЕГА»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ИК МЕГА» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена
для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи
полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения
(далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по
ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной
электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной
электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи
данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС
КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные
рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее – ПО) Энергосфера.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными 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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
ИВК автоматически опрашивает счетчики АИИС КУЭ. В ИВК информация о
результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически
формируется в архивы (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и сохраняется на
глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы
автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие
смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в
виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент
предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в
ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения
Лист № 2
Всего листов 10
статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической
энергии и мощности.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную
функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в
себя УСВ-3, ИВК, счетчики электрической энергии.
Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет ИВК, при
каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется
автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и ИВК на величину более ± 2 с.
Корректировка часов ИВК выполняется автоматически, от устройства синхронизации
времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12). В комплект УСВ-3 входят антенный блок для
наружной установки и блок питания с интерфейсами. Корректировка часов ИВК происходит
ежесекундно.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже
± 5,0 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических
и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК 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
В АИИС КУЭ ООО «ИК МЕГА» используется ПО Энергосфера, в состав которого
входят модули, указанные в таблице 1. ПО Энергосфера обеспечивает защиту программного
обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое
программными средствами ПО Энергосфера.
ПО
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера»
Библиотека pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер)
7.1
Цифровой идентификатор ПОСBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритмвычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,указанные в таблице 2,
нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Измерительные компоненты
Порядковый
номер
НТМИ-6
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 4024;
Зав. № 3767
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 0111063006
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 996;
Зав. № 688
СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 0107060108
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 9352
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0612080703
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Метрологические
характеристики ИК
НаименованиеВид
объекта и номер электро-
ИКТТТНСчётчикУСПДэнергии
ОсновнаяПогрешность
погрешность, в рабочих
%условиях, %
12
4
5
6789
Саратовская
ТЭЦ-1 110/35/6
1 кВ, ГРУ-6 кВ, I
сш-6 кВ, яч. 38,
ф.630
активная±1,1±3,0
-
реактивная±2,6±4,9
Саратовская
ТЭЦ-1 110/35/6
2кВ, ГРУ-6 кВ, II
сш-6 кВ, яч. 5,
ф.650
активная±1,1±3,0
-
реактивная±2,6±4,9
ЦРП -6 кВ ООО
«Инвестиционная
3компания
МЕГА», РУ-6 кВ,
I сш - 6 кВ, яч. 27
3
ТПОЛ-10-3
Кл. т. 0,5S
1000/5
Зав. № 3514;
Зав. № 3515;
Зав. № 3518
ТПОЛ-10-3
Кл. т. 0,5S
1000/5
Зав. № 3516;
Зав. № 3517;
Зав. № 3519
ТПЛ-10с-У3
Кл. т. 0,5
150/5
Зав. № 0714100000001
Зав. № 0714100000002
активная±1,2±3,3
-
реактивная±2,8±5,7
Лист № 4
Всего листов 10
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 9646
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 9352
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
6000/100
Зав. № 9646
7
ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-
0,4 кВ, ф.1
-
4
56
789
ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл. т. 0,5S/1,0-
Зав. № 0612080693
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,7
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
Кл. т. 0,5S/1,0-
Зав. № 1108150087
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,7
Продолжение таблицы 2
12
ЦРП -6 кВ ООО
«Инвестиционная
4компания МЕГА»,
РУ-6 кВ, II сш - 6
кВ, яч. 20
ЦРП - 6 кВ ООО
«Инвестиционная
5компания МЕГА»,
РУ-6 кВ, I сш - 6
кВ, яч. 25
ЦРП - 6 кВ ООО
«Инвестиционная
6компания МЕГА»,
РУ-6 кВ, II сш - 6
кВ, яч. 28
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
Кл. т. 0,5S/1,0-
Зав. № 1105151311
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,7
3
ТПЛ-10У3
Кл. т. 0,5
150/5
Зав. № 27910;
Зав. № 27800
ТПЛ-10-М
Кл. т. 0,5
300/5
Зав. № 2665;
Зав. № 1880
ТЛК 10
Кл. т. 0,5
300/5
Зав. № 3149;
Зав. № 3618
Т-0,66
Кл. т. 0,5S
100/5
Зав. № 228361;
Зав. № 532339;
Зав. № 532335
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
Кл. т. 0,5S/1,0-
Зав. № 1110152236
активная±1,0±3,3
реактивная±2,4±5,7
Лист № 5
Всего листов 10
8
ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-
0,4 кВ, ф.2
9
ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-
0,4 кВ, ф.3
-
-
Продолжение таблицы 2
12
456
789
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
-Кл. т. 0,5S/1,0-
Зав. № 1110152277
активная±1,0±3,2
реактивная±2,4±5,6
3
Т-0,66
Кл. т. 0,5
150/5
Зав. № 128945;
Зав. № 189740;
Зав. № 190618
Т-0,66
Кл. т. 0,5
200/5
Зав. № 006454;
Зав. № 006415;
Зав. № 006456
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
-Кл. т. 0,5S/1,0-
Зав. № 1110152280
активная±1,0±3,2
реактивная±2,4±5,6
ЩУ-0,4 кВ Власов
10В.П., ф.ввод от
РЩ-5
ПСЧ-4ТМ.05МК.24
-Кл. т. 1,0/2,0-
Зав. № 1110150005
активная±1,1±3,2
реактивная±2,4±6,4
ТП-3 6/0,4 кВ, РУ-
110,4 кВ, II сш -0,4
кВ, ф.22
Т-0,66
Кл. т. 0,5S
200/5
Зав. № 233998;
Зав. № 233995;
Зав. № 234935
ПСЧ-4ТМ.05МК.16
-Кл. т. 0,5S/1,0-
Зав. № 1110152269
активная±1,0±3,3
реактивная±2,4±5,7
ПР №1 0,4 кВ
12корпуса №3, РУ-
0,4 кВ, ф.5
ПСЧ-4ТМ.05МК.24
-Кл. т. 1,0/2,0-
Зав. № 1110150083
активная±1,1±3,2
реактивная±2,4±6,4
Лист № 6
Всего листов 10
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) U
ном
; ток (1,0 – 1,2) I
ном
, частота -
(50
±
0,15) Гц; cos
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от
плюс 21 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн
1
; диапазон силы
первичного тока - (0,02 – 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 40 до плюс 70 °C.
б) 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;
− относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
− атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
– температура окружающего воздуха:
– для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТM.03 от минус 40 до плюс 60 °C;
– для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТM.05M.12 от минус 40 до плюс 60 °C;
– для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТM.05MК от минус 40 до плюс 60 °C;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
− температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 12
от 0 до плюс 40 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
–электросчётчик СЭТ-4ТM.03 – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–электросчётчик ПСЧ-4ТM.05M.12 – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–электросчётчик ПСЧ-4ТM.05MК – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
Лист № 7
Всего листов 10
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал сервера БД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и сервере БД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее
35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
– Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не
менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
на систему
электроэнергии
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументации
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
(АИИС КУЭ) ООО «ИК МЕГА» типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Лист № 8
Всего листов 10
27524-04
2
trial-07
2
46634-11
2
46634-11
4
46634-11
2
№ Госреестра
3
1261-08
29390-05
1276-59
22192-07
9143-06
52667-13
22656-07
47176-11
380-49
2611-70
Количество, шт.
4
6
2
2
2
2
6
3
3
2
4
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
12
Трансформатор тока ТПОЛ-10-3
Трансформатор тока ТПЛ-10с-У3
Трансформатор тока ТПЛ-10У3
Трансформатор тока ТПЛ-10-М
Трансформатор тока ТЛК 10
Трансформатор тока Т-0,66
Трансформатор тока Т-0,66
Трансформатор тока Т-0,66
Трансформатор напряженияНТМИ-6
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66
Счётчик электрической
энергииСЭТ-4ТM.03
многофункциональный
Счётчик электрической
энергииПСЧ-4ТM.05M.12
многофункциональный
Счётчик электрической
энергииПСЧ-4ТM.05MК.00
многофункциональный
Счётчик электрической
энергииПСЧ-4ТM.05MК.16
многофункциональный
Счётчик электрической
энергииПСЧ-4ТM.05MК.24
многофункциональный
Программное обеспечениеЭнергосфера
Методика поверки -
Паспорт-Формуляр -
Руководство по эксплуатации -
-
-
-
-
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 62815-15 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ИК МЕГА».
Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре
2015 г.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
счетчиков СЭТ-4ТM.03 – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки»
Лист № 9
Всего листов 10
ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября
2004 г.;
-
счетчиков ПСЧ-4ТM.05M.12 – по документу «Счетчики электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05М.Руководствопоэксплуатации.Приложение.Методикаповерки»
ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
-
счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК – по документу «Счетчик электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05МК.Руководствопоэксплуатации.Часть2.Методикаповерки»
ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта
2011 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками
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%.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с
Приказом Минпромторга России№ 1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка
проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию
свидетельства о поверке».
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием АИИС КУЭ ООО «ИК МЕГА», аттестованной ФГУП «ВНИИМС»,
аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «ИК МЕГА»
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ПраймЭнерго»
(ООО «ПраймЭнерго»)
ИНН 7721816711
Юридический (почтовый) адрес: 109507, г. Москва, Самаркандский бульвар, д. 11, корп. 1,
пом. 18
Тел.: (926) 785-47-44
E-mail:
Лист № 10
Всего листов 10
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Тел./факс: 8 (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 метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _________________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 69257-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Вынгапур | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 79516-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО "РусГидро" - "Каскад Кубанских ГЭС", КРУН - 6 кВ ГЭС - 2, ГЭС - 3 | Филиал Публичного акционерного общества "Федеральная гидрогенерирующая компания - РусГидро" - "Каскад Кубанских ГЭС" (Филиал ПАО "РусГидро" - "Каскад Кубанских ГЭС"), Ставропольский край, г. Невинномысск | 4 года | Перейти | |
| 78097-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Первомайской ТЭЦ (ТЭЦ-14) филиала "Невский" ПАО "ТГК-1" | ООО "Энергосервис", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти | |
| 40665-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "Рента-Сервис" | Нет данных | ООО "Энергоучет-Автоматизация", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 62752-15 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 185 АО "ННК-Печоранефть" | Нет данных | ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", 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