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) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть - Приволга" по объекту Водозаборные сооружения площадки "Самара" Нет данных, ГРСИ 64116-16
Номер госреестра:
64116-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть - Приволга" по объекту Водозаборные сооружения площадки "Самара"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 13/04
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 62476
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части
АО «Транснефть - Приволга» по объекту Водозаборные сооружения площадки
«Самара»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
троэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по
объекту Водозаборные сооружения площадки «Самара» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предна-
значена 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 измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы
напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии
поГОСТР52323-2005врежимеизмеренийактивнойэлектроэнергииипо
ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измеритель-
ные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические
характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)
АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -
УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ)
УСВ-2.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер
приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала
(АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энерго-
сфера».
АИИС КУЭ состоит из трех уровней.
На первом уровне первичные фазные токи и напряжения преобразуются измеритель-
ными 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 пе-
риод 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значе-
ниям 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.
На первом уровне цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД,
где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накоплен-
Лист № 2
Всего листов 9
ных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным
к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информа-
ции, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансфор-
мации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных
документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации -
участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе
ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата
80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъек-
та оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка. Передача результатов измере-
ний, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с серве-
ра ИВК настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматри-
вает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и
ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координиро-
ванного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального по-
зиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координи-
рованным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входя-
щими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного
блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о
точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP
(Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку
всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигацион-
ной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сер-
вер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на
сервере ИВК.
Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВКЭ обеспечивает ав-
томатическуюкоррекциючасовУСПД.УСВ-2синхронизируетсобственное
системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, полу-
чаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от величины
расхождения часов УСПД и времени УСВ-2. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуще-
ствляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при рас-
хождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки
.
Погреш-
ность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отража-
ется в его журналые событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхожде-
ние времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредст-
венно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Лист № 3
Всего листов 9
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав кото-
рого входят программы, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту
программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечивае-
мое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера»
Библиотека pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО7.1
Цифровой идентификатор ПОCBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификато-
ра ПО
MD5
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические trial-
теристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Состав измерительного канала
Номер ИК
Вид электро-
энергии
1
ТВЗ ЗРУ-10 кВ, ЗРУ-
10 кВ Ввод-1, яч. 1
2
ТВЗ ЗРУ-10 кВ, ЗРУ-
10 кВ Ввод-2, яч. 12
HP ProLiant
ВL460 G6,
HP ProLiant
ВL460 Gen8
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование объекта
ТТТНСчётчикУСПДСервер
активная
ТОЛ-СЭЩ-10-21
Кл. т. 0,5S
200/5
ТОЛ-СЭЩ-10-21
Кл. т. 0,5S
200/5
НАЛИ-СЭЩ-10
Кл. т. 0,2
10000/100
НАЛИ-СЭЩ-10
Кл. т. 0,2
10000/100
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СИКОН С70
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
реактивная
активная
реактивная
Лист № 5
Всего листов 9
Номер ИК
Диапазон тока
1, 2
(ТТ 0,5S; ТН 0,2;
Сч 0,2S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<0,05Iн
1
Основная погрешность,
(±
d
), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
0,9 1,1 1,9
0,91,11,9
1,21,52,7
2,22,85,3
Погрешность в рабочих
условиях, (±
d
), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
1,0 1,2 2,0
1,01,22,0
1,31,62,8
2,32,95,3
Номер ИК
Диапазон тока
1, 2
(ТТ 0,5S; ТН 0,2;
Сч 0,5)
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<0,05Iн
1
Основная погрешность,
(±
d
), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
2,3 1,6 1,1
2,31,61,1
3,22,31,4
6,34,42,6
Погрешность в рабочих
условиях, (±
d
), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
2,6 2,1 1,7
2,62,11,7
3,52,61,9
6,44,52,9
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:
диапазон напряжения (0,9 - 1,1) Uном;
диапазон силы тока (1 - 1,2) Iном,
частота (50
±
0,5) Гц;
коэффициент мощности cos
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
ТТ и ТН от минус 45 до плюс 40 ˚С;
счетчиков от плюс 21 до плюс 25 ˚С;
УСПД от плюс 15 до плюс 25 ˚С;
ИВК от плюс 15 до плюс 25 ˚С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- 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
±
0,2) Гц;
Лист № 6
Всего листов 9
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети:
диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uн
2
;
диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) Iн
2
;
коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
частота - (50
±
0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии от плюс 17 до плюс 30 °C;
- для ТТ и ТН от плюс 17 до плюс 30 °C;
- для УСПД и УССВ от плюс 17 до плюс 30 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры окру-
жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 17 до плюс 30 ˚С;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на анало-
гичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечис-
ленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном АО «Транснефть-Приволга»
порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемле-
мая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - 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-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-сервер HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8- среднее время наработки
на отказ не менее Т
G6
=261163, Т
Gen8
=264599 ч, среднее время восстановления работоспособно-
сти tв = 0,5 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 trial: -
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;
- сервера;
Лист № 7
Всего листов 9
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- 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 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-
дому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохране-
ние информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее
3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-
ную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ)
ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту Водозаборные со-
оружения площадки «Самара» типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплек-
тующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
36697-12
2
Устройство сбора и передачи данных
СИКОН С70
ПК "Энергосфера"
Рег. №
51623-12
51621-12
Количество, шт.
6
2
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
Трансформатор токаТОЛ-СЭЩ-10-21
Трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-10
Счётчик электрической энергии мно-
гофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М
28822-051
УСВ-2
ССВ-1Г
41681-10 1
39485-08 2
-1
Устройство синхронизации времени
Сервер точного времени
Сервер с программным
обеспечением
Методика поверки
Паспорт-формуляр
-
-
- 1
- 1
Лист № 8
Всего листов 9
Поверка
осуществляется по документу МП 64116-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть»
в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту Водозаборные сооружения площадки «Сама-
ра». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле
2016 г.
Перечень основных средств поверки:
трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформа-
торы 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 отклю-
чения цепей. Методика выполнения измерений»;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика по-
верки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН
С70.Методика поверкиВЛСТ 220.00.00И1»,утвержденному ФГУП
«ВНИИМС» в 2005 г.;
УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика
поверки ВЛСТ. 237.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;
ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/ серверы точного вре-
мени ССВ-1Г. Методика поверки.» ЛЖАР.468150.003-08 МП,утвержденным
ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 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 со счет-
чиками 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%;
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений маг-
нитной 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
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электриче-
ской энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в
части АО «Транснефть - Приволга» по объекту Водозаборные сооружения площадки «Самара»
(АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту Водо-
заборные сооружения площадки «Самара»)», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об
аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Лист № 9
Всего листов 9
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту Водозаборные
сооружения площадки «Самара»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие техни-
ческие 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.
Изготовитель
Обществосограниченнойответственностью«Автоматизированныесистемыв
энергетике» (ООО «Автоматизированные системы в энергетике»)
ИНН 3329074523
Юридический адрес: 600031, г. Владимир, ул. Юбилейная, д.15
Тел.: 89157694566
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
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 измере-
ний 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 |
| 53209-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г.Самара, объект №17) | Нет данных | ООО "Техносоюз", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 46992-11 | Система измерительная контроля температуры криолитозоны | СКТК-ПР | Вилюйская научно-исследовательская мерзлотная станция Учреждения РАН Института Мерзлотоведения им.П.И.Мельникова СО РАН, пос.Чернышевский | 2 года | Перейти |
| 60931-15 | Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 740/2 на выходе НБ №2 ООО "Транснефть - Порт Приморск" | Нет данных | Межрегиональное ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 42101-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ "Сальская" - АИИС КУЭ ПС220/110/10 кВ "Сальская" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 46476-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Беркут" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", 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