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) ПС 500 кВ Куйбышевская Нет данных, ГРСИ 65175-16
Номер госреестра:
65175-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Куйбышевская
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.№ 392
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 63610
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Куйбышевская
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Куйбышевская (далее - 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
измерений.
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 Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в
режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические
средстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехническиехарактеристики
измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных RТU-325Н (далее – УСПД),
каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времениУССВ-2
(далее – УССВ-2).
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные
рабочие места персонала (АРМ) и специальное программное обеспечение системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической
энергии Единой национальной электрической сети (далее – СПО АИИС КУЭ ЕНЭС).
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на
верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД
устройствам.
Лист № 2
Всего листов 10
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительнойинформации,вчастности,формированиеихранениепоступающей
информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные
организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному
каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ УССВ-2, принимающим сигналы точного времени от
спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ-2 не более
±
1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УССВ-2
более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД
и времени УССВ-2 не более ±1 с. Часы УСПД обеспечивает автоматическую коррекцию часов
сервера БД. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в
30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД
более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии,
отражается в его журналые событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и
расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент,
непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД и
УСПД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется СПО АИИС КУЭ ЕНЭС версии 1.0, в состав которого
входят модули, указанные в таблице 1. СПО АИИС КУЭ ЕНЭС обеспечивает защиту ПО и
измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными
средствами СПО АИИС КУЭ ЕНЭС.
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС
1.00
d233ed6393702747769a45de8e67b57e
MD5
АИИС КУЭ ЕНЭС, включающая в себя СПО, зарегистрирована в Госреестре СИ РФ
(Рег. № 59086-14).
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,указанные в таблице 2,
нормированы с учетом ПО.
Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
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
Номер ИК
Вид
электроэне
ргии
активная
реактивная
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Наименование
объекта
ТТТНСчётчикУСПД
Основ-
ная
усло-
7
Метрологические
характеристики ИК
Погреш-
ность в
погреш-
рабочих
ность, %
вия
х
, %
8 9
Куйбышевская
IMB 550
Кл. т. 0,5
2000/1
Зав. № 8801150
Зав. № 8811762;
A1802RALXQ-
P4GB-DW-4
№ 005655
±0,9±2,9
±2,4±4,7
ВЛ 500 кВ
«Жигулевская
IMB 550
Кл. т. 0,2S
2000/1
Зав. № 8811747
Зав. № 8811759;
A1802RALXQ-
P4GB-DW-4
123456
CPA 550
Кл. т. 0,2
ВЛ 500 кВ500000:√3/100:√3
«БалаковскаяЗав. № 8811760;RTU-325H
1АЭС-
Зав. № 8801148;
Зав. № 8811761;
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.
№ 1»
Зав. № 8801149;
Зав. № 8811754;
Зав. № 01216053
Зав. № 8811755;
Зав. № 8811756
CPA 550
Кл. т. 0,2
500000:√3/100:√3
Зав. № 8811757;RTU-325H
2
ГЭ
С
-Зав. № 8811745;
Зав. № 8811758;
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав.
Куйбышевская»Зав. № 8811746;
Зав. № 8811751;
Зав. № 01216039
Зав. № 8811752;
Зав. № 8811753
№ 005655
±0,6±1,5
±1,3±2,6
Лист № 4
Всего листов 10
IMB 550
Кл. т. 0,2S
2000/1
Зав. № 8801154;
Зав. № 8801155;
Зав. № 8801156
A1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01216049
RTU-325H
Зав.
№ 005655
TG245
Кл. т. 0,2S
1000/1
Зав. № 00520;
Зав. № 00519;
Зав. № 00515
A1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01216032
RTU-325H
Зав.
№ 005655
Продолжение таблицы 2
12
3
5
6
789
ВЛ 500 кВ
«Заинская
3ГРЭС-
Куйбышевская»
активная±0,6±1,5
реактивная±1,3±2,6
ВЛ 220 кВ
«Куйбышевская
4-Зубчаниновская
I цепь с
отпайками»
4
CPA 550
Кл. т. 0,2
500000:√3/100:√3
Зав. № 8801165;
Зав. № 8801164;
Зав. № 8801163;
Зав. № 8801166;
Зав. № 8801167;
Зав. № 8801168
СРВ-245
Кл. т. 0,5
220000:√3/100:√3
Зав. № 1HSE8704404;
Зав. № 1HSE8704405;
Зав. № 1HSE8704407;
Зав. № 1HSE8704402;
Зав. № 1HSE8704403;
Зав. № 1HSE8704406;
СРА 245
Зав. № 8817465;
Зав. № 8817469;
Зав. № 8817466;
Зав. № 8817467;
Зав. № 8817464;
Зав. № 8817468
активная±0,8±1,6
реактивная±1,8±2,8
Лист № 5
Всего листов 10
5
ВЛ 220 кВ
«Куйбышевская
-Зубчаниновская
II цепь с
отпайками»
TG245
Кл. т. 0,2S
1000/1
Зав. № 00528;
Зав. № 00527;
Зав. № 00514
A1802RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 01216035
RTU-325H
Зав.
№ 005655
GIF 36
Кл. т. 0,5S
50/1
Зав. № 10730641361;
Зав. № 10730641359;
Зав. № 10730641360
VEF 36
Кл. т. 0,5
35000:√3/100:√3
Зав. № 30641370;
Зав. № 30641368;
Зав. № 30641366
А1805RLXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 01227265
RTU-325H
Зав.
№ 005655
Продолжение таблицы 2
12
3
5
6
789
4
СРВ-245
Кл. т. 0,5
220000:√3/100:√3
Зав. № 1HSE8704404;
Зав. № 1HSE8704405;
Зав. № 1HSE8704407;
Зав. № 1HSE8704402;
Зав. № 1HSE8704403;
Зав. № 1HSE8704406;
СРА 245
Зав. № 8817465;
Зав. № 8817469;
Зав. № 8817466;
Зав. № 8817467;
Зав. № 8817464;
Зав. № 8817468
активная±0,8±1,6
реактивная±1,8±2,8
ВЛ 35 кВ «АСК-
2-Усть-
Кинельская с
6отпайкой на ПС
Куйбышевская
(ВЛ 35 кВ
АСК-3)»
активная±1,2±3,4
реактивная±2,8±5,8
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 + 15 до + 35 °С; счетчиков - от + 21 до
+ 25 °С; УСПД - от + 10 до + 30 °С; ИВК - от + 10 до + 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 - 40 до + 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 A1802RALХQ-Р4GB-DW-4 от - 40 до 65 °C;
– для счётчиков электроэнергии А1805RLXQ-P4GB-DW-4 от - 40 до 65 °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 + 10 до + 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 - 6 от 0 до
40 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2. Допускается замена УСПД на УСПД того же утвержденного типа.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
–электросчётчик A1802RALХQ-Р4GB-DW-4 – среднее время наработки на отказ не
менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–электросчётчик А1805RLXQ-P4GB-DW-4 – среднее время наработки на отказ не
менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–УСПД RТU-325Н – среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Лист № 7
Всего листов 10
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 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;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (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
45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
– УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по
каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее
45 суток; сохранение информации 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) ПС 500 кВ Куйбышевская типографским способом.
Лист № 8
Всего листов 10
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и
на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТипРег. №
Количество,
шт.
31857-065
многофункциональный
Трансформатор токаIMB 55032002-069
Трансформатор тока TG24530489-096
Трансформатор тока GIF 3643240-093
Трансформатор напряженияCPA 55015852-0618
Трансформатор напряженияСРВ-24515853-96 6
Трансформатор напряженияСРА 24547846-11 6
Трансформатор напряжения VEF 3643241-09 3
Счётчик электрической энергииA1802RALХQ-Р4GB-DW-
многофункциональный 4
Счётчик
элек
т
рической энергии
А1805RLXQ-P4GB-DW-431857-061
данных
Устройство сбора и передачи
RТU-325Н44626-101
УССВ-254074-131
Устройство синхронизации
системного времени
Программное обеспечение СПО АИИС КУЭ ЕНЭС - 1
Методика поверки - - 1
Паспорт-Формуляр - - 1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП206.1-053-2016«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ
Куйбышевская. Измерительные каналы. Методикаповерки»,утвержденномуФГУП
«ВНИИМС» в августе 2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003«ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные
трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с
помощью эталонного делителя»;
- 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»;
- счетчиковA1802RALХQ-Р4GB-DW-4–подокументуМП-2203-0042-2006
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика
поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков А1805RLXQ-P4GB-DW-4 – по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики
электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»,
согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
Лист № 9
Всего листов 10
- УСПД RТU-325Н – по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и
RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2010 г.;
- УССВ-2 – по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства
синхронизациисистемноговремениУССВ-2.Методикаповерки»,утвержденному
руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 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 - 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) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Куйбышевская, аттестованной
ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПС 500 кВ Куйбышевская
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
Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической
системы»
(ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Тел.: 8-800-200-18-81
Факс: +7 (495) 710-96-55
E-mail:
Лист № 10
Всего листов 10
Заявитель
Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Тел.: (4922) 44-87-06
Факс: (4922) 33-44-86
E-mail:
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.«____»_____________2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 70840-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" Тамбовская ГТ-ТЭЦ | Нет данных | АО "ГТ Энерго", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 66896-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Садовая" присоединений ООО "Стройдеталь" | Нет данных | Филиал "ЭНЕКС" (ОАО) "Волгоградэнергосетьпроект", г.Краснодар | 4 года | Перейти |
| 34495-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ООО "Балтнефтепровод". Измерительно-информационный комплекс НПС "Невель" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 47298-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Саркуз" Горьковской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Удмуртской Республики | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 80490-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (6 очередь) | Общество с ограниченной ответственностью "Новая энергетическая компания" (ООО "НЭК"), г. Краснодар | 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