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 подстанции 500 кВ "Южная" Нет данных, ГРСИ 63286-16
Номер госреестра:
63286-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Южная"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Средневолжская Инжиниринговая Компания" (СВИК), г.Самара
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 025
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 61585
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Южная»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии подстанции 500 кВ «Южная» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для
измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного
сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса
точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН)
класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчика активной и реактивной электроэнергии типа
АЛЬФА А1800, класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и
класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных
электрических цепей и технических средств приема – передачи данных.
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее –
ИВКЭ) созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325
(Госреестр СИ РФ № 37288-08, зав. № 000577), устройства синхронизации времени и
коммутационного оборудования.
УСПД типа RTU-325 обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет (с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений
электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой
информации в информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК). Полученная
информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины
хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения
информации определяется при конфигурировании УСПД.
Третий уровень – ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базах данных серверов ПАО «Федеральная Сетевая
Компания Единой Энергетической Системы» (ПАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии (далее – ОРЭ).
ИВК состоит из сервера сбора и передачи данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Волго-
Донского ПМЭС, центра сбора и обработки данных (далее – ЦСОД) филиала ПАО «ФСК ЕЭС»
- МЭС Центра и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (далее – ИВК
АИИС КУЭ ЕНЭС), а также устройства синхронизации времени УССВ-16HVS, аппаратуры
приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной
сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД филиала ПАО
«ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется программное обеспечение (далее – ПО)
«АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС – специализированное программное обеспечение
Автоматизированнаяинформационно-измерительнаясистемакоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС (далее – СПО АИИС КУЭ ЕНЭС).
К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено
автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) персонала.
Лист № 2
Всего листов 8
Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ
подстанции.
Измерительные каналы (далее – ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый, второй и
третий уровни АИИС КУЭ.
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.
Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного
аналого-цифрового преобразователя (далее – АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных
значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в
цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера.
Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит
вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной
мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.
Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и
измеряемых величин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по цифровому
интерфейсуRS-485.Полученнаяинформацияобрабатывается,записываетсяв
энергонезависимую память УСПД.
Сервер сбора и передачи данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Волго-Донского ПМЭС
автоматически опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному
каналу связи - волоконно-оптической линии связи (далее – ВОЛС). При отказе основного
канала связи опрос УСПД выполняется по резервному GSM-каналу связи.
Собранные на сервере сбора и передачи данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Волго-
Донского ПМЭС данные автоматически отправляются в ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» -
МЭС Центра.
В ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра информация о результатах
измерений автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по
каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на
«жестком» диске.
В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС опрашивает ЦСОД филиала
ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи
энергетики (ЕЦССЭ) – один раз в 30 минут. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет соединение
и получение данных с ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра.
В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС информация о результатах измерений автоматически
формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматически формирует файл отчета с
результатами измерений при помощи СПО АИИС КУЭ ЕНЭС, в формате XML, и
автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления
коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и всем заинтересованным
организациям-участникам ОРЭ, через IP сеть передачи данных ПАО «ФСК ЕЭС», с доступом в
глобальную компьютерную сеть Internet.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную
функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в
себя устройство синхронизации времени УССВ-16HVS, ИВК, УСПД, счетчик электрической
энергии.
Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при
каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется
автоматически в случае расхождения времени часов счетчиков и УСПД на величину более
± 2 с.
Лист № 3
Всего листов 8
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически сервером сбора и передачи
данных филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Волго-Донского ПМЭС, к которому подключено
устройство синхронизации времени УССВ-16HVS, принимающего сигналы точного времени от
спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка времени УСПД
RTU-325 производится один раз в 30 минут при рассогласовании более чем на ± 1с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на
длительный срок, время часов счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта.
При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт
счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
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 УСПД 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 ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра используется ПО «АльфаЦЕНТР», а
в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС – СПО АИИС КУЭ ЕНЭС. Идентификационные данные приведены в
таблицах 1.1-1.2.
Таблица 1.1 – Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС, установленного в ИВК
АИИС КУЭ ЕНЭС
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПО СПО АИИС КУЭ ЕНЭС
Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.0
Цифровой идентификатор ПОd233ed6393702747769a45de8e67b57e
Алгоритмвычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
Цифровой идентификатор ПО
MD5
Таблица 1.2 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ЦСОД
филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПО «Amrserver.exe», «Аmrc.exe»,«Amra.exe»,
«Cdbora2.dll», «encryptdll.dll», «alphamess.dll»
Номер версии (идентификационный номер) ПО12.05.01.01
22262052a42d978c9c72f6a90f124841,
1af7a02f7f939f8a53d6d1750d4733d3,
15a7376072f297c8b8373d815172819f,
58de888254243caa47afb6d120a8197e,
0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c,
b8c331abb5e34444170eee9317d635cd
Алгоритмвычисленияцифрового
идентификатора ПО
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 – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.
Номер ИК
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
Обозначение, тип
Заводской
номер
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
Наименование
измеряемой величины
Вид энергии
Основная
относительная
погрешность
ИК,
(±δ) %
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
эксплуатации,
(±δ) %
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01270662
10000000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Таблица 2 – Состав первого уровня ИК и их метрологические характеристики
Канал
измерений
Измерительные компонентыМетрологические характеристики
Наименование объекта
учета, диспетчерское
наименование
присоединения
678910
ТТ
ТН
4
AGU-525
AGU-525
AGU-525
VCU-525
VCU-525
VCU-525
VCU-525
VCU-525
VCU-525
5
12100115
12100116
12100117
24900114
24900115
24900113
24900112
24900111
24900110
123
Кт = 0,2S
А
Ктт = 2000/1 В
№ 53607-13
С
А
Кт = 0,2
В
Ктн = С
19 500000/√3/100/√3
А
№ 53610-13
В
С
ВЛ 500 кВ
Ростовская АЭС – Южная
Активная0,51,9
Реактивная1,11,9
Лист № 5
Всего листов 8
Примечания:
1.
В Таблице 2 в графе «Границы интервала относительной погрешность измерений, (±
d
), %, в
рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95» приведены границы интервала
погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности
Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 2 % от Iном и температуре окружающего
воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от 15 до 30 °С.
2.
Нормальные условия:
-
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
;
коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 до 50 °С; ТН - от минус 40 до 50 °С;
счетчиков: (23 ± 2) °С; УСПД - от 15 до 25 °С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).
3.
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
; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 – 1,0
(0,6 – 0,87); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от 15 до 30 °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 15 до 30 °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 до 30 °С;
-
относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
-
атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст. ((100 ± 4) кПа).
4.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные,
утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в
Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок
службы и средняя наработка на отказ;
- электросчетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа АЛЬФА А1800
– не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55000 ч, среднее время
восстановления работоспособности 1 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности 1 ч.
Лист № 6
Всего листов 8
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
В журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
В журнале событий УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- выводы измерительных трансформаторов тока;
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным
данным для различных групп пользователей.
Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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
30 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
- ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при
отключении питания – не менее 35 суток;
- ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений –
не менее 3,5 лет.
Лист № 7
Всего листов 8
на систему
электроэнергии
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументации
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета
подстанции 500 кВ «Южная» типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Измерительный трансформатор тока типа AGU-525
Измерительный трансформатор напряжения VCU-525
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа АЛЬФА А1800
Устройства сбора и передачи данных RTU-325
Устройство синхронизации времени УССВ-16HVS
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
ИВК ЦСОД МЭС Центра
ПО «АльфаЦЕНТР
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС
АРМ оператора
Переносной инженерный пульт на базе Notebook
Формуляр
Методика поверки
Количество
3 шт.
6 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 экземпляр.
1 экземпляр
Поверка
осуществляется по документу МП 63286-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергииподстанции500кВ«Южная».
Измерительные каналы.Методика поверки»,утвержденномуФГУП «ВНИИМС»в
декабре 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки», МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность
нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения
измерений»;
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки», МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без
отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
счетчиков типа АЛЬФА А1800 – в соответствии с документом «Счетчики электрической
энергиитрехфазныемногофункциональныеАЛЬФАА1800.Методикаповерки.
ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
-
УСПД RTU-325 – в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных
RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС – в соответствии с документом МП 59086-14 "ГСИ. Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
АИИС КУЭ ЕНЭС. Методика поверки", утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ»
10 ноября 2014 г.,
Лист № 8
Всего листов 8
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
АИИС КУЭ 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;
-
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до +
60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%,
дискретность 0,1%;
-
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной
индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом
и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методизмеренийизложенвдокументе«Методикаизмеренийколичества
электроэнергии и мощности с использованием Системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 500 кВ «Южная»,
аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергииподстанции
500 кВ «Южная».
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.
Основные положения».
2.ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
3. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью«Средневолжская Инжиниринговая
Компания», (ООО «СВИК»)
ИНН: 6319179949
Юридический/почтовый адрес: 443008, Россия, г. Самара, тупик Томашевский, д. 3а,
офис 303
Тел./факс: (846) 246-03-27
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний
измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииC.C. Голубев
М.п.« ___ » ________________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 56868-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО "КВАДРА" - "Восточная генерация" на объекте Липецкая ТЭЦ-2 | Нет данных | ООО "ИЦ "Энергия", г.Иваново | 4 года | Перейти |
| 62667-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Оленья" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 57423-14 | Регистраторы качества электроэнергии | Fluke 1730 и Fluke 1735 | Фирма "Fluke Corporation", США | 1 год | Перейти |
| 76150-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ Пулковская | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 33260-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Шапка" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 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