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
Канал измерительно-информационный системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Озинская. 1ФПГ-10 кВ ПС 110 кВ Озинская Нет данных, ГРСИ 66895-17
Номер госреестра:
66895-17
Наименование СИ:
Канал измерительно-информационный системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Озинская. 1ФПГ-10 кВ ПС 110 кВ Озинская
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.№ 15
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 65414
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Канализмерительно-информационныйсистемыавтоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ
Озинская. 1ФПГ-10 кВ ПС 110 кВ Озинская
Назначение средства измерений
Канал измерительно-информационный системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Озинская. 1ФПГ-10 кВ
ПС 110 кВ Озинская. (далее по тексту - ИИК) предназначен для измерения активной и
реактивнойэлектроэнергиивсоставесистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовэнерго»
(Регистрационный № 56004-13).
Описание средства измерений
ИИК состоит из трех уровней:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту -
ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по
ГОСТ 1983-2001, счетчик активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или
Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)
включаетвсебяустройствосбораипередачиданных(УСПД)«ЭКОМ-3000»
(Регистрационный № 17049-14), технические средства приема-передачи данных, каналы связи
для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное
оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя
серверсбораданных(ССД)ОАО«Саратовэнерго»,сервербазыданных(СБД)
ОАО «Саратовэнерго», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации
времени УСВ-3 (Регистрационный № 51644-12), а также совокупность аппаратных,
каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних
уровней, ее обработку и хранение.
ИИК решает следующие задачи:
- периодически (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной
дискретностью учета (30 минут) с УСПД и счетчика;
- периодически (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о
состоянии средств измерений с УСПД и счетчика;
- периодически (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных
параметров (пропадание напряжения, коррекция даты, и системного времени) с УСПД и
счетчика;
-передачурезультатовизмеренийворганизации-участникиоптовогорынка
электроэнергии в рамках регламента ОРЭМ;
-обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств
ИИК;
- конфигурирование и настройку параметров ИИК;
- ведение системы единого времени в ИИК;
Лист № 2
Всего листов 8
- хранение, не менее 3,5 лет, результатов измерений и данных о состоянии средств
измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной
защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного
доступа;
-передачурезультатовизмеренийворганизации-участникиоптовогорынка
электроэнергии в рамках согласованного регламента.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
измерительный вход счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные
значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение
вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи
данных, по запросу УСПД, автоматически (один раз в 30 минут), по проводным линиям связи
RS-485 поступает на вход УСПД, где происходит сбор результатов измерений со счетчика и
информации о состоянии средств измерений.
ССД ОАО «Саратовэнерго» при помощи ПО «Альфа ЦЕНТР» с периодичностью один
раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД и считывает 30-минутные профили счетчика за
сутки и журнал событий. ССД ОАО «Саратовэнерго» осуществляет вычисление значений
электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Данные
записываются в базу данных СБД ОАО «Саратовэнерго».
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ
операторов АИИС КУЭ ОАО «Саратовэнерго».
Один раз в сутки СБД ОАО «Саратовэнерго» формирует файл отчета с результатами
измерений при помощи ПО «Энфорс АСКУЭ», в XML формате макета 80020 и предает его в
системуавтоматизированнуюинформационно-измерительнуюкоммерческогоучета
электрической энергии Единой национальной электрической сети (далее по тексту -
АИИС КУЭ ЕНЭС) (Регистрационный № 59086-14), в интегрированную автоматическую
систему управления коммерческим учетом (далее по тексту - ИАСУ КУ) АО «АТС», филиалам
ПАО «СО ЕЭС» и другим субъектам ОРЭМ, заинтересованным в получении результатов
измерений через глобальную компьютерную сеть Internet.
Каналы связи не вносят дополнительной погрешности в измеренные значения энергии и
мощности, которые передаются от счетчика до УСПД, ССД, СБД и АИИС КУЭ ЕНЕС,
поскольку используется цифровой метод передачи данных.
ИИК оснащен системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ ИИК выполняет
законченную функцию измерений времени на всех уровнях ИИК.
В СОЕВ входят часы счетчика, УСПД, ССД ОАО «Саратовэнерго». В качестве устройства
синхронизации времени ССД ОАО «Саратовэнерго» используется УСВ-3.
Сравнение показаний часов ССД ОАО «Саратовэнерго» и УСВ-3 происходит непрерывно.
Синхронизация часов ССД ОАО «Саратовэнерго» и УСВ-3 осуществляется независимо от
показаний часов ССД ОАО «Саратовэнерго» и УСВ-3.
Сравнение показаний часов УСПД и ССД ОАО «Саратовэнерго» происходит при
каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД и ССД
ОАО «Саратовэнерго» осуществляется независимо от показаний часов ССД ОАО «Саратовэнерго»
и УСПД.
Лист № 3
Всего листов 8
Сравнение показаний часов счетчика и УСПД происходит при каждом обращении к
счетчику, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов УСПД и счетчика
осуществляется независимо от показаний часов счетчика и УСПД.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в
таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО.
Идентификационные данные (признаки)Метрологически значимая часть ПО
12
Наименование ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 12.1
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Наименование ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационное наименование ПОCalcFormula
Номер версии (идентификационный номер) ПО 2.3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)4d6ff01785e5e85abfb2889d93fb4aed
Идентификационное наименование ПО DataProc
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)0dda008d662634737e9cd0efb1cc401e
Идентификационное наименование ПО Enf_ASKP
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)2ded85f96b1d71f531502d740d751801
Идентификационное наименование ПО EnfAdmin
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)293293c506c034bf193adab36533e78f
Идентификационное наименование ПО EnfLogon
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)e223eedda21a461799b088a8502d2560
Идентификационное наименование ПО Ev_Viewer
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)4e5e898daf8680d769a37a45cedb891b
Идентификационное наименование ПО LoadDataFromTXT
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)7dfbcf1a4ac9672f7ebfafd3637db076
Идентификационное наименование ПО M50080
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)52da693513088e93fbf11ad09b8df286
Идентификационное наименование ПО M80020
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)4278ac885e31698b8e0029f7bdb424c2
Идентификационное наименование ПО M80020_Imp
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)0734719e576169db3893625fb4052a10
Идентификационное наименование ПО M80030
Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)9cfe5972d6918043ec85b8e0aff18cdc
Лист № 4
Всего листов 8
Продолжение таблицы 1
1
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Идентификационное наименование ПО
Trial версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
2
M80050
2.3
625f522fe1a9c85b76aa3667446cd8a4
M80070
2.3
7e24a0af607a7c19768283d3b066cff1
Mon80020
2.3
825b0a045aa9cf499063c0f98914cb83
Nedouchet
2.3
8cc210d5e52276a43c84058aa51cba38
NewM51070
2.3
fe4dca14e0e333a176fc93318226bfc8
NewMEdit
2.3
46951a1b6f7bc95dcc7ef9de04d9d732
NewOpcon
2.3
d1c09241c24b2d7bb8a62a3e5b7758b4
NewReports
2.3
db5f1096751c949312006739c6087347
XL_Report
2.3
d1d2658e31de06cfb8bd09bf0f779f7c
Obhod.exe
2.3
7abc466be1ae1a70de6fef1cca72fcc1
Alfa_repl.exe
2.3
852315f39666bb75aa77a2263bb12431
TradeGR.exe
2.3
5b85b80c024c1e72cc9a79dd6b39070b
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Состав ИИК приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК приведены в таблице 3.
Лист № 5
Всего листов 8
Состав ИИК
№ ИИК
Наименова-
ние
объекта
ТОЛ-10-I-7У2
Кл. т. 0,5S
600/5
Зав. № 6570
Зав. № 6571
Зав. № 7480
Регистрацион-
ный
№ 47959-16
НАМИТ-10-2
УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 0590
Регистрацион-
ный
№ 16687-13
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
0807160157
Регистрацион-
ный
№ 36697-12
ЭКОМ-3000
Зав. №06061295
Регистрационный № 17049-14
Активная
Реактивная
Таблица 2 - Состав ИИК
ТТТНСчетчик
Вид
электро
ИВКЭИВК
энергии
1ФПГ-10 кВ
15ПС 110 кВ
Озинская
УСВ-3 Зав. №0040
Регистрационный № 51644-12
АИИС КУЭ ОАО «Саратовэнерго»
Регистрационный № 56004-13
W
P1%
<
W
Pизм
<W
P2%
W
P2%
<
W
Pизм
<W
P5%
W
P5%
<
W
Pизм
<W
P20%
W
P20%
<
W
Pизм
<W
P100%
W
P100%
<
W
Pизм
£
W
P120%
15
ТТ-0,5S; ТН-0,5;
Счетчик -0,5S
Номер ИИК
W
Q1%
<
W
Qизм
<W
Q2%
W
Q2%
<
W
Qизм
<W
Q5%
W
Q5%
<
W
Qизм
<W
Q20%
W
Q20%
<
W
Qизм
<W
Q100%
Trial
%
<
W
Qизм
£
W
Q120%
15
ТТ-0,5S; ТН-0,5;
Счетчик -1,0
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при изме-
рении активной электрической энергии в рабочих условиях экс-
Номер ИИК
cos
j
плуатации
d
, %
1,0±2,4±1,7±1,6±1,6±1,6
0,9±2,8±2,0±1,8±1,8±1,8
0,8±3,3±2,2±1,9±1,9±1,9
0,7±3,9±2,5±2,1±2,1±2,1
0,5±5,7±3,5±2,7±2,7±2,7
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при изме-
рении реактивной электрической энергии в рабочих условиях экс-
cos
j
плуатации
d
, %
0,9±6,7
0,8±5,2
0,7±4,6
0,5±4,1
±5,0
±4,3
±4,0
±3,8
±4,3
±3,8
±3,6
±3,4
±4,3
±3,8
±3,6
±3,4
±4,3
±3,8
±3,6
±3,4
Ход часов компонентов ИИК не превышает ±5 с/сут.
Лист № 6
Всего листов 8
Примечания:
1. Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а погрешность
измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 мин).
3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной
погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов ИИК:
− напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
−сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos
j
=0,9 инд;
− температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25
°
С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов ИИК:
− напряжение переменного тока питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном,
− сила переменного тока от 0,01·Iном до 1,2·Iном;
температура окружающей среды:
-
для счетчиков электроэнергии от плюс 5
°
С до плюс 35
°
С;
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001,
счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005;
в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчика электроэнергии, УСПД и
УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же,
как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте
порядке.
Параметры надежности применяемых в ИИК измерительных компонентов:
− счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
− УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;
− УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
− для счетчика Тв ≤ 2 часов;
− для УСПД Тв ≤ 2 часа;
− для сервера Тв ≤ 1 час;
− для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;
− для модема Тв ≤ 1 час.
Защита технических и программных средств ИИК от несанкционированного доступа:
− клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для
пломбирования;
− панелиподключениякэлектрическиминтерфейсамсчетчиковзащищены
механическими пломбами;
− наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых
паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;
− организациядоступакинформацииИВКпосредствомпаролейобеспечивает
идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
− защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
− фактов параметрирования счетчика;
− фактов пропадания напряжения;
− фактов коррекции времени.
Лист № 7
Всего листов 8
Возможность коррекции времени в:
− счетчиках (функция автоматизирована);
− УСПД (функция автоматизирована);
− сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
− счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток
(3,7 месяца); при отключении питания - до 12 лет;
− УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по
каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -не
менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
− ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -
не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра ИИК типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность ИИК приведена в таблице 4
СЭТ-4ТМ.03М.01
1
IBM System х 3650M3
1
Тип
ТОЛ-10-I-7У2
НАМИТ-10-2
Количество, шт.
3
1
ЭКОМ-3000
УСВ-3
1
1
Таблица 4 - Комплектность ИИК
Наименование
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счетчики электрической энергии элек-
тронные многофункциональные
Устройство сбора и передачи данных
Устройство синхронизации времени
Сервер сбора данных
Сервер базы данных
Методика поверки
Паспорт - формуляр
Программное обеспечение
Программное обеспечение
РТ-МП-4125-500-2017
0621/1-16.ПС
АЛЬФА ЦЕНТР
ЭНФОРС АСКУЭ
1
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуРТ-МП-4125-500-2017«ГСИ. Канализмерительно-
информационный системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Озинская. 1ФПГ-10 кВ ПС 110 кВ Озинская.
Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 17 января 2017 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной
с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по методике поверки ПБКМ. 421459.003 МП, утвержденной
ГЦИ СИ ВНИИМС в 2009 г.;
- УСВ-3 - по методике поверки 240 00.000МП утверждённой ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ
в 2012 г.
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS). (Регистрационный № 27008-04);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Лист № 8
Всего листов 8
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С,
цена деления 1°С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о
поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: 0621/1-16.МИ «Методика (методы)
измерений количества электрической энергии с использованием канала измерительно -
информационногоавтоматизированнойинформационно-измерительнойсистемы
коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Озинская. 1ФПГ-10 кВ ПС 110 кВ Озинская».
Нормативные документы, устанавливающие требования к каналу измерительно-
информационномусистемыавтоматизированнойинформационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Озинская. 1ФПГ-10 кВ ПС 110 кВ Озинская
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической
системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Юридический адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Тел.: +7 (495) 710-93-33, Факс: +7 (495) 710-96-55
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергия Юга» (ООО «Энергия Юга»)
Адрес (юридический): 400011, г. Волгоград, ул. Электролесовская, 76
Тел.: +7 (8442) 99-04-04 доб. 1206, Факс: +7 8 (8442) 99-04-04
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект д.31
Тел.: +7(495)544-00-00, +7(499)129-19-11, Факс: +7(499)124-99-96
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств изме-
рений в целях утверждения типа RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 66719-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Иркутскэнерго" Ново-Зиминская ТЭЦ | Нет данных | ЗАО "Ирмет", г.Иркутск | 4 года | Перейти |
| 61718-15 | Резервная система учета нефти системы измерений количества и показателей качества нефти № 706 | Нет данных | АО "Черноморские магистральные нефтепроводы", г.Новороссийск | 1 год | Перейти |
| 46487-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Козырево" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 54573-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Кинель Головная" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Самарской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 14052-94 | Установки для поверки счетчиков электроэнергии СКВТ-Д621 | А2312 | ПКБ Департамента локомотивного хозяйства МПС России (ПКБ ЦТ МПС), г.Москва | 2 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