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) АО "ГТ Энерго" ГТ-ТЭЦ "Орловская" и ГТ-ТЭЦ "Мичуринская" Нет данных, ГРСИ 65099-16
Номер госреестра:
65099-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" ГТ-ТЭЦ "Орловская" и ГТ-ТЭЦ "Мичуринская"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ЭнергоСервис", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 65530
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Орловская» и
ГТ-ТЭЦ «Мичуринская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Орловская» и ГТ-ТЭЦ «Мичуринская»
(далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и
мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи
полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные
трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной
электрическойэнергииврежимеизмеренийактивнойэлектрическойэнергиипо
ГОСТ Р 52323-2005,и в режиме измерений реактивной электрическойэнергиипо
ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи
данных.Метрологические и техническиехарактеристики измерительныхкомпонентов
АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325L (далее – УСПД), устройство
синхронизации системного времени УССВ и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер
с программным обеспечением (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации
системного времени УССВ, автоматизированное рабочее место, расположенные в центре сбора и
обработки информации (далее – ЦСОИ) АО «ГТ Энерго», а также каналообразующую
аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и
разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Лист № 2
Всего листов 9
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений
передаются в целых числах кВт·ч.
Для ИК №№ 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи
интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной
информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер,
расположенный в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», по каналу связи сети Ethernet (основной канал связи).
При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи
стандарта GSM.
ДляостальныхИКцифровойсигналсвыходовсчётчиковпосредством
Ethernet-коммутатора по каналу связи сети Ethernet (основной канал связи) поступает на сервер,
расположенный в ЦСОИ АО «ГТ Энерго». При отказе основного канала связи опрос счётчиков
выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM. На сервере, расположенном в
ЦСОИ АО «ГТ Энерго», осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в
частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ
и ТН, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных
документов.
Передача информации от сервера, расположенного в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», в
ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, ОАО «СО ЕЭС» 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 АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и
смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ве-
дения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного
времени на базе УССВ-35HVS, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы
по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемников.
Сравнение показаний часов УСПД с УССВ, расположенным в ПС 110/10 кВ Северная,
осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов УСПД производится при расхождении с
УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера, расположенного в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», с
соответствующим УССВ, осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов сервера
производится при расхождении с УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД (для ИК №№ 1, 2) производится
во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении
показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Сравнениепоказанийчасовсчетчиковсчасамисервера,расположенногов
ЦСОИ АО «ГТ Энерго», (для ИК №№ 3, 4, 5, 6) производится во время сеанса связи.
Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и
часов сервера на величину более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Для ИК №№ 1, 2 передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД,
от УСПД до сервера, и для ИК №№ 3, 4, 5, 6 – от счётчиков электрической энергии до сервера
реализована с помощью каналов связи. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата,
часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Лист № 3
Всего листов 9
признаки
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы,
указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в
соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование
данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные
Значение
Amrc.exe
15.04.01
Идентификационное на-Amrser-Ame-Cdbora2.Encrypt-Alpha-
именование ПО ver.exeta.exe dll dll.dll mess.dll
Номер версии (иденти-
фикационный номер) ПО
101c059ab03481e5b4fad82339c3cefb0939ce05b8c331ab
Цифровой идентифика-8cd564ab4f4a2dd5d4c02011dbb1f5a4295fbcbbb5e34444
тор ПО db880ddb 799a898c 3d79b9d5 7082b8a9 ba400eea 170eee93
18ffbbbc 94330c3a 4bf632ab 47bdea76 e8d0572c 17d635cd
Алгоритм вычисления
цифрового идентифика-MD5
тора ПО
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 9
Измерительные компоненты
HP
ProLiant
ML370
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 — Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
мер
измерений
Но-Вид
Но-элек-
мер точки
Наименование точки
Счетчик
Сервертро-
ИКизме- ТТ ТН электрической УСПД энер-
ренийэнергиигии
Метрологические
характеристики ИК*
ПределыПределы до-
допускае- пускаемой
мой основ- относитель-
ной отно- ной погреш-
сительной ности в ра-
погрешно- бочих усло-
сти, (±δ) % виях, (±δ) %
123
8
91011
4567
АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Орловская»
ПС 110/10 кВ «Се-1
1.1верная», ГРУ-10 кВ,
1С-10 кВ, яч.3
CTS 12TJP 4.1ПСЧ-
1250/5 10000:√3/100:√3 4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5S/1,0
актив-
ная
1,33,4
ПС 110/10 кВ «Се-2
1.2верная», ГРУ-10 кВ,
2С-10 кВ, яч.4
Госреестр № Госреестр № Госреестр №
38209-08 51401-12 46634-11
Госреестр №Госреестр №Госреестр №
RTU-
38209-08 51401-12 46634-11
325L
CTS 12TJP 4.1ПСЧ-
Госр
е
-
1250/5 10000:√3/100:√3 4ТМ.05МК.00
Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5S/1,0
естр №
37288-08
реак-2,55,9
тив-
ная
актив-
ная
1,33,4
реак-2,55,9
тив-
ная
Лист № 5
Всего листов 9
HP
ProLiant
ML370
Продолжение таблицы 2
123
8
91011
4567
АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Мичуринская»
Мичуринская
31ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ,
1сКРУ-6 кВ, яч.13
1250/5
Кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
36697-12
ARJP3/N2JVRQ3n/S2
Кл.т. 0,5
6300:√3/100:√3
Кл.т. 0,2S/0,5
—
Госреестр № Госреестр №
Госр
е
е
с
тр №
50463-1221988-01
актив-
ная
1,13,0
Мичуринская
42ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ,
2сКРУ-6 кВ, яч.12
1250/5
Кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
36697-12
ARJP3/N2JVRQ3n/S2
Кл.т. 0,5
6300:√3/100:√3
Кл.т. 0,2S/0,5
—
Госреестр № Госреестр №
Госр
е
е
с
тр №
50463-1221988-01
реак-2,34,9
тив-
ная
актив-
ная
1,13,0
Мичуринская
53ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ,
3сКРУ-6 кВ, яч.13
Кл.т. 0,
Кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
36697-12
ARJP3/N2JVRQ3n/S2
1250/5
5
6300:√3/100:√3
Кл.т. 0,2S/0,5
—
Госреестр № Госреестр №
Госр
е
е
с
тр №
50463-1221988-01
реак-2,34,9
тив-
ная
актив-
ная
1,13,0
Мичуринская
64ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ,
4сКРУ-6 кВ, яч.12
1250/5
Кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
36697-12
ARJP3/N2JVRQ3n/S2
Кл.т. 0,5
6300:√3/100:√3
Кл.т. 0,2S/0,5
—
Госреестр № Госреестр №
Госр
е
е
с
тр №
50463-1221988-01
реак-2,34,9
тив-
ная
актив-
ная
1,13,0
реак-2,34,9
тив-
ная
Лист № 6
Всего листов 9
*Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.
3Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
-
параметры сети: напряжение (0,95–1,05)Uн; ток (1,0–1,2)Iн; cos
j
=0,9инд.; частота
(50±0,2) Гц;
-
температура окружающей среды: (20±5) °С.
4Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9–1,1)Uн
1
; диапазон
силы первичного тока (0,05–1,2)Iн
1
; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0 (0,5–0,87);
частота (50±0,2) Гц;
-
температура окружающего воздуха от - 45 до + 40 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 98 % при + 25 °С;
-
атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9–1,1)Uн
2
; диапазон
силы вторичного тока (0,01–1,2)Iн
2
; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0
(0,5–0,87); частота (50±0,2) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
-
температура окружающего воздуха от - 40 до + 60 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 90 % при + 30 °С;
-
атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
-
температура окружающего воздуха от - 10 до + 55 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 95 % при + 30 °С;
-
атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.
5Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % I
ном
cos
j
=0,8инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от - 10 до
+ 35 °С.
6Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается
замена УСПД на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном
собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК – среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
RTU-325L – среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв=24 ч;
-
УССВ – среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв=2 ч;
Лист № 7
Всего листов 9
-
сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, среднее время
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 в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной
почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
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:
-
счетчика электрической энергии;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД;
-
сервера.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
-
счетчика электрической энергии;
-
УСПД;
-
сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована);
-
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
о состоянии средств измерений;
-
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК – тридцатиминутный профиль на-
грузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;
-
счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – тридцатиминутный профиль на-
грузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;
-
RTU-325L – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее
45 суток; при отключении питания – не менее 3,5 лет;
-
сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее
3,5 лет (функция автоматизирована).
Лист № 8
Всего листов 9
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
ПСЧ-4ТМ.05МК2
СЭТ-4ТМ.03М4
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонентаТип компонентаКоличество, шт.
Трансформаторы тока CTS 6
Трансформаторы тока ARJP3/N2J 12
Трансформаторы напряжения TJP 6
Трансформаторы напряжения VR 12
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройства сбора и передачи данных RTU-325L 1
Устройства синхронизации системного времени УССВ 2
Сервер HP ProLiant ML370 1
Методика поверки — 1
Паспорт-формуляр ЭНСР.411711.042.ПФ 1
Поверка
осуществляется по документу МП 65099-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ
«Орловская» и ГТ-ТЭЦ «Мичуринская». Измерительные каналы. Методика поверки»,
утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» в августе 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство
о поверке АИИС КУЭ.
Документы на поверку измерительных компонентов:
-
ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК – в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1
«Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по
эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский
ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
-
счетчик СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1
«Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.
Руководство поэксплуатации.Часть2.Методикаповерки»,утвержденным
ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
-
RTU-325L – в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства
сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
Основные средства поверки:
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global PositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Лист № 9
Всего листов 9
-
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от - 20 до
+ 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дис-
кретность 0,1 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
МетодизмеренийизложенвдокументеЭНСР.411711.042.И3«Система
автоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии
АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Орловская» и ГТ-ТЭЦ «Мичуринская». Руководство пользователя».
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ 34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.
Основные положения.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоСервис» (ООО «ЭнергоСервис»)
Адрес: 119607, г. Москва, ул. Раменки, дом 17, корпус 1, офис 15
ИНН 7705957842
Тел. (985) 129-94-39
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью ИТЦ «СМАРТ ИНЖИННИРИНГ» (ООО ИТЦ «СИ»)
Юридический адрес: 117403, г. Москва, ул. Булатниковская, д. 9, корпус 4, офис 7
Почтовый адрес: 117534, г. Москва, а/я 32
Тел.: (925) 44-22-829
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,
метрологии и испытаний в Курской области» (ФБУ «Курский ЦСМ»)
Адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а
Тел./факс: (4712) 53-67-74
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Курский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № 30048-11 от 15.08.2011 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии_____________С.С. Голубев
«____»_____________2016 г.
М.п.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 50486-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Дружба" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Самарской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 22876-02 | Машина координатно-измерительная цифровая | VRZ 742C (MATEMAT) | Фирма "Heidenhain", Швейцария | 1 год | Перейти |
| 65428-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Государственной компании "Автодор" Воронежская область | Нет данных | ЗАО "РеконЭнерго", г.Воронеж | 4 года | Перейти |
| 54259-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ "Южноуральской ГРЭС-2" | Нет данных | ОАО "Южный инженерный центр энергетики", г.Краснодар | 4 года | Перейти |
| 31135-06 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 260 | Нет данных | Бугульминский опытный завод "Нефтеавтоматика", г.Бугульма | 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