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 "Шагол" в части КВЛ 220 кВ "Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь" Нет данных, ГРСИ 64030-16
Номер госреестра:
64030-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Шагол" в части КВЛ 220 кВ "Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 027
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 62386
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Шагол» в части КВЛ 220 кВ
«Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии подстанции 500 кВ «Шагол» в части КВЛ 220 кВ «Челябинская ГРЭС - Шагол II
цепь» (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
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой 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 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчика активной и реактивной электроэнергии типа
А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и класса
точности0,5 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 устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325
(Рег. № 37288-08, зав. № 000622), устройства синхронизации системного времени (далее -
УССВ) 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).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), который
входит в Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета
электрической энергии Единой национальной электрической сети (далее - АИИС КУЭ ЕНЭС)
(Рег. №. 59086-14).
ИВК включает в себя каналообразующую аппаратуру, центры сбора и обработки данных
(далее - ЦСОД), автоматизированные рабочие места (АРМ), СОЕВ.
Для работы с АИИС КУЭ на уровне подстанции предусматривается организация АРМ
подстанции.
Лист № 2
Всего листов 9
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.
Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока,
имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи
трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на
вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные
резистивныеделителиподается непосредственно наизмерительнуюмикросхему.
Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по
каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет
вычисления. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают
интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер
осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в
энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением
информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и
обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет
по заданным видам энергии (активная и реактивная). Усреднение мощности происходит на
интервалах, длительность которых задается программно.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос уровня ИВКЭ последовательно-
циклическим способом. Данные по наземным сетям связи операторов (на основе собственных и
арендованных цифровых каналов связи) поступают на соответствующие узлы передачи данных
операторов, размещенных на ММТС-9, г. Москва. Далее данные по каналу единой цифровой
сети связи энергетики (далее - ЕЦССЭ) поступают на ЦСОД Исполнительного аппарата
ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения
и передачи смежным субъектам ОРЭМ, филиалу ОАО «СО ЕЭС» и ИАСУ КУ ОАО «АТС».
Связь организована по дуплексным каналам, данные от ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» к уровню
ИВКЭ поступают в обратном порядке.
В состав АИИС КУЭ входит СОЕВ, выполняющая законченную функцию измерений
времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя радиосервер
точного времени типа РСТВ-01, ИВК, УСПД, счетчики 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 в счетчике и УСПД на величину более ±2 с.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически от сервера БД ИВК АИИС
КУЭ ЕНЭС. Корректировка часов УСПД выполняется с погрешностью, не более ±1 с.
На ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» установлен радиосервер точного времени типа
РСТВ-01 (Рег. № 40586-12). РСТВ-01 расположен в серверных стойках ЦСОД. РСТВ-01
автоматически выполняет контроль времени в ЦСОД, корректировка часов ЦСОД выполняется
с погрешностью, не более ±1 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками, время
счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью
переносногоинженерногопультачерезоптическийпортсчётчикапроизводится
автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ±5,0 с.
Лист № 3
Всего листов 9
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
MD5
Таблица 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
Примечание - Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО - MD5
Хэш сумма берется от склейки файлов: DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы
с учетом ПО.
Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Состав первого уровня ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.
Номер ИК
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
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
1478682
1478738
Кт = 0,5
Ктн =
220000/√3/100/√3
№ 14626-95
1478684
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 36697-12
СЭТ-4ТМ.03М
0811152150
канал
Таблица 2 - Состав первого уровня ИК и метрологические характеристики
Измерительный
Измерительные компоненты
Метрологические характеристики
ИК
Границы интервала основной
относительной погрешности
измерений, (±
d
), %, при
доверительной вероятности
Р=0,95
Границы интервала
относительной погрешности
измерений, (±
d
), %, в рабочих
условиях, при доверительной
вероятности Р=0,95
ТТ
123
Кт = 0,2S
Ктт = 1000/1
№ 56255-14
4
АТВ-ЭК
ВТВ-ЭК
СТВ-ЭК
5678910
15-33760
15-33759
15-33758
АНКФ-220-58 У1
ВНКФ-220-58 У1
ТН
СНКФ-220-58 У1
А НКФ-220-06
В НКФ-220-06
С НКФ-220-06
45
Кт = 0,5
Ктн =
220000/√3/100/√3
№ 41878-09
KВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС -
Шагол II цепь
2200000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная
Реактивная
1515785
±
0,8
±
2,2
1515786
±
1,6
±
2,0
1515787
Лист № 5
Всего листов 9
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 плюс 15 до плюс 30 °C.
2. Нормальные условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50
±
0,5) Гц;
-
параметры сети: диапазон напряжения(0,95 - 1,05)U
н1
;сила тока 1,0 Iном;
коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,87(0,5); частота (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха: (20±5) °C;
-
относительная влажность воздуха (70±5) %;
-
атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков
-
параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50
±
0,5) Гц;
-
параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01)U
н,
, сила тока 1,0 Iном;
коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,87(0,5); частота (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха: (23±2) °C;
-
относительная влажность воздуха (70±5) %;
-
атмосферное давление (100±4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)U
н1
; диапазон силы
первичноготока(0,01-1,0)I
н1
;диапазонкоэффициентамощности
cos
j
(sin
j
) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 35 °C;
-
относительная влажность воздуха (70±5) %;
-
атмосферное давление (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) - 1,0)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 плюс 15 до плюс 30 °C;
-
относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
-
атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота - (50±1) Гц;
-
температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 30 °C;
-
относительная влажность воздуха (70±5) %;
-
атмосферное давление (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.
Лист № 6
Всего листов 9
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;
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М -
не менее 120000 ч; среднее время восстановления работоспособности 168 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 70 000 ч., среднее время
восстановления работоспособности 24 ч.;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности 1 ч.
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).
Лист № 7
Всего листов 9
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при
отключении питания: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М - не менее 45 суток;
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее
45 суток;
- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее
3,5 лет.
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии
подстанции 500 кВ «Шагол» в части КВЛ 220 кВ «Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь».
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Количество (шт.)
3
3
3
1
1
Таблицы 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока ТВ-ЭК
Трансформаторы напряжения НКФ-220-58 У1
Трансформаторы напряжения НКФ-220-06
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М
Устройства сбора и передачи данных RTU-325
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
Радиосервер точного времени РСТВ-01
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС
Переносной инженерный пульт на базе Notebook
Формуляр
Методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 64030-16 «Система автоматизированная информа-
ционно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Шагол» в
части КВЛ 220 кВ «Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь
»
. Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в марте 2016 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»;
-
по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
-
счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «методика поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1являющейсяприложениемкруководствупоэксплуатации
ИЛГШ.411152.145РЭ». Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ
«Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
Лист № 8
Всего листов 9
-
УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и
RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному 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», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ
«Пензенский ЦСМ» 10 ноября 2014 г.;
-
РСТВ-01 - документу «Радиосерверы точного времени РСТВ-01. Методика
поверки» ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.11 г.
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
-
переносной компьютер с СПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками АИИС КУЭ и с СПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
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 мТл до 19,99 мТл.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методизмеренийизложенвдокументе«Методикаизмеренийколичества
электроэнергии имощностисиспользованием автоматизированнойинформационно-
измерительной системы коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ «Шагол» в
части КВЛ 220 кВ «Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь
»,
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 подстанции 500 кВ
«Шагол» в части КВЛ 220 кВ «Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь
»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Публичноеакционерноеобщество«ФедеральнаясетеваякомпанияЕдиной
энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Юридический (почтовый) trial: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Тел./Факс: +7 (495) 710-93-33 / (495) 710-96-55
Заявитель
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: +7 (846) 246-03-27
Лист № 9
Всего листов 9
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 метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 55641-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Средне-Волжский Транснефтепродукт" по ПС "Ковали" | Нет данных | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 54295-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Симская" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Челябинской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 35002-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Кубаньэнерго" Кубанская Генерация Малая ГЭС | Нет данных | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 59131-14 | Система измерительно-управляющая в составе АСУ ТП энергоблока ГТУ ТЭЦ-9 филиала ОАО "Мосэнерго" | Нет данных | Фирма "Siemens AG", Германия | 1 год | Перейти |
| 42177-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС "Балаковская" - АИИС КУЭ ПС "Балаковская" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", 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