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 220 кВ Зональная Нет данных, ГРСИ 69853-17
Номер госреестра:
69853-17
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Зональная
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.№ АУВП.411711.ФСК.РИК.024.02
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «07» декабря 2020 г. № 2035
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Зональная
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Зональная (далее – АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной
функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень – включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ),
измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной
электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства
приема-передачи данных;
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему
обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных,
каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями
системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот
уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных
(ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз
данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие
места (АРМ) на базе персонального компьютера (ПК); каналообразующую аппаратуру;
средства связи и передачи данных и специальное программное обеспечение (СПО)
(Метроскоп).
Первичныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным
линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение
мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних
значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи
данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов
измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
2
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной
(общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ.
Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При
отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит
обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и
передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК. В сервере БД ИВК
информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии
автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по
каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на
«жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматизированно формирует
файл отчета с результатами измерений в формате XML и автоматизированно передает его
в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для
оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Зональная ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения
энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется
цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системного времени (УССВ). УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов
сервера,припревышениипорога±1 спроисходиткоррекциячасовсервера.
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически с помощью УССВ ИВКЭ,
коррекция проводится при расхождении часов УСПД и приемника точного времени на
значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с
периодичностью 1 раз в 30 мин, коррекция часов счетчика проводится при расхождении
часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение
Автоматизированнаяинформационно-измерительнаясистемакоммерческогоtrial
электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)).
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете
электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения
результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и
передачу в форматах, предусмотренных регламентом ОРЭМ.
Защитапрограммногообеспечения(ПО)обеспечиваетсяприменением
электроннойцифровойподписи,разграничением правдоступа, использованием
ключевого носителя.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
ИдентификационныеданныеСПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп),
установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер не ниже 1.00
ПО)
Цифровой идентификатор ПОD233ED6393702747769A45DE8E67B57E
Алгоритм вычисления цифрового MD5
идентификатора
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)невлияетнаметрологические
характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
3
Метрологические и технические характеристики
Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
ТФЗМ-110Б-
84
Таблица 2 – Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
№ДиспетчерскоеСостав первого и второго уровней ИК
ИК наименование ИКТТТНСчетчикИВКЭ (УСПД)
НКФ110-83У1
ВЛ 110 кВ(110000/
3)/Альфа А1800
Томская ГРЭС-2
(100/
3)
кл.т 0,2S/0,5
– Зональная
кл.т
0,5
рег. № 31857-
II цепь (С-3)
рег. № 2793-88
р
е
г. №
1188-
11
IIIУ1RTU-325T
11000/5рег. № 44626-
кл.т 0,510
ТФЗМ-110Б-
84
НКФ110-83У1
ВЛ 110 кВ(110000/
3)/Альфа А1800
Томская ГРЭС-2
(100/
3)
кл.т 0,2S/0,5
– Зональная
кл.т
0,5
рег. № 31857-
I цепь (
С
-4)
рег. № 2793-88
рег. № 1188-
11
IIIУ1RTU-325T
21000/5рег. № 44626-
кл.т 0,510
Научная
ТФЗМ-110Б-
84
В
Л 110 кВ
НКФ110-83У1
Зональная –(110000/
3)/Альфа А1800
Октябрьская с
(100/
3)
кл.т 0,2S/0,5
отпайкой на ПС
кл.т
0,5
рег. № 31857-
II цепь (С-80)
рег. № 2793-88
рег. № 1188-
11
IIIУ1RTU-325T
31000/5рег. № 44626-
кл.т 0,510
Научная
ТФЗМ-110Б-
84
В
Л 110 кВ
НКФ110-83У1
Зональная –(110000/
3)/Альфа А1800
Октябрьская с
(100/
3)
кл.т 0,2S/0,5
отпайкой на ПС
кл.т
0,5
рег. № 31857-
I цепь (
С
-81)
рег. № 2793-88
рег. № 1188-
11
IIIУ1RTU-325T
41000/5рег. № 44626-
кл.т 0,510
ВЛ 110 кВЗМ-11
НКФ110-83У
(100/
3)
кл.т 0,5
рег. № 1188-
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 31857-
11
ВЛ 110 кВЗМ-11
НКФ110-83У
(100/
3)
кл.т 0,5
рег. № 1188-
кл.т 0,2S/0,5
рег. № 31857-
11
ТФЗМ-110Б-
84
Зонал
ь
ная –
ТФ
IIIУ1
0Б-
(110000/
3)/
1
Альфа А1800
RTU-325T
5Левобережная с 1000/5 рег. № 44626-
отпайкамикл.т 0,510
II цепь (С-82) рег. № 2793-88
84
Зональная –
ТФ
IIIУ1
0Б-
(110000/
3)/
1
Альфа А1800
RTU-325T
6Левобережная с 1000/5 рег. № 44626-
отпайкамикл.т 0,510
I цепь (С-83) рег. № 2793-88
84
НКФ110-83У1
ВЛ 110 кВ(110000/
3)/Альфа А1800
Зональная –
(100/
3)
кл.т 0,2S/0,5
Коммунальная
кл.т
0,5
рег. № 31857-
(С-84)
рег. № 2793-88
рег. № 1188-
11
IIIУ1RTU-325T
71000/5рег. № 44626-
кл.т 0,510
ТФЗМ-110Б-
84
НКФ110-83У1
ВЛ 110 кВ(110000/
3)/Альфа А1800
Зональная –
(100/
3)
кл.т 0,2S/0,5
Солнечная
кл.т
0,5
рег. № 31857-
(С-85)
рег. № 2793-88
рег. № 1188-
11
IIIУ1RTU-325T
81000/5рег. № 44626-
кл.т 0,510
4
ТФЗМ-110Б-
84
Продолжение таблицы 2
№ДиспетчерскоеСостав первого и второго уровней ИК
ИК наименование ИКТТТНСчетчикИВКЭ (УСПД)
НКФ110-83У1
ВЛ 110 кВ(110000/
3)/Альфа А1800
Зональная –
(100/
3)
кл.т 0,2S/0,5
Предтеченск
кл.т
0,5
рег. № 31857-
(С-86)
рег. № 2793-88
рег. №
1188-
11
IIIУ1RTU-325T
91000/5рег. № 44626-
кл.т 0,510
(100/
3)
500/5кл.т 0,2S/0,5
ОЭЗ-1 (С-87)10
(100/
3)
500/5кл.т 0,2S/0,5
ОЭЗ-1 (С-88)10
ТФЗМ-110Б-
(100/
3)
84
кл.т 0,2S/0,5
НКФ110-83У1
ВЛ 110 кВ
ТРГ-110 II*(110000/
3)/Альфа А1800
RTU-325T
10Зональная –
кл.т
0,
2
S
кл.
т
0,5
рег. № 31857-
рег. № 44626-
рег. № 26813-06
рег. №
1188-
11
84
НКФ110-83У1
ВЛ 110 кВ
ТРГ-110 II*(110000/
3)/Альфа А1800
RTU-325T
11Зональная –
кл.т
0,
2
S
кл.
т
0,5
рег. № 31857-
рег. № 44626-
рег. № 26813-06
рег. №
1188-
11
84
НКФ110-83У1
IIIУ1
(110000/
3)/Альфа А1800
RTU-325T
12ОВ-1101000/5
кл.
т
0,5
рег. №
31857-
рег. № 44626-
рег. № 2793-88
рег. №
1188-
11
кл.т 0,510
(100/
3)
250/5кл.т 0,2S/0,5
Трубачево10
НКФ110-83У1
ВЛ 110 кВ
ТОГФ-110III(110000/
3)/Альфа А1800
RTU-325T
13Зональная –
кл.т
0,
2
S
кл.
т
0,5
рег. № 31857-
рег. № 44626-
рег. № 61432-15
рег. №
1188-
11
84
Примечания:
1 В таблице приняты следующие сокращения: кл. т – класс точности; рег. № -
регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению
единства измерений.
2 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов
с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице, при
условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных
в таблице 3 метрологических характеристик.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт
хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их
неотъемлемая часть.
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице – активная,
реактивная
5
Номер ИКcosφ
Номер ИКcosφ
1 – 9, 12
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,5; ТН 0,5)
10, 11, 13
(Счетчик 0,5;
ТТ 0,2S; ТН 0,5)
Таблица 3 – Метрологические характеристики
Границы интервала допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
), %, при доверительной
вероятности, равной 0,95
1(2) %Р
5 %Р
20 %Р
100 %Р
I
1(2) %
≤I
изм
< I
5 %
I
5 %
≤I
изм
< I
20 %
I
20 %
≤I
изм
< I
100 %
I
100 %
≤I
изм
≤ I
120 %
1,0-±1,9±1,2±1,0
1 – 9, 12 0,9 - ±2,4 ±1,4 ±1,2
(Счетчик 0,2S; 0,8 - ±2,9 ±1,7 ±1,4
ТТ 0,5; ТН 0,5)
0,7 - ±3,6 ±2,0 ±1,6
0,5 - ±5,5 ±3,0 ±2,3
1,0±1,3±1,0±0,9±0,9
10, 11, 130,9±1,3±1,1±1,0±1,0
(Счетчик 0,2S; 0,8 ±1,5 ±1,2 ±1,1 ±1,1
ТТ 0,2S; ТН 0,5) 0,7 ±1,6 ±1,3 ±1,2 ±1,2
0,5 ±2,2 ±1,8 ±1,6 ±1,6
Границы интервала допускаемой относительной погрешности
ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих
условиях эксплуатации АИИС КУЭ (
), %, при доверительной
вероятности, равной 0,95
1(2) %Q
5 %Q
20 %Q
100 %Q
I
1(2) %
≤I
изм
< I
5 %
I
5 %
≤I
изм
< I
20 %
I
20 %
≤I
изм
< I
100 %
I
100 %
≤I
изм
≤ I
120 %
0,9-±6,6±3,8±3,0
0,8-±4,6±2,8±2,3
0,7-±3,8±2,4±2,0
0,5-±3,0±2,0±1,7
0,9 ±3,0±2,5±2,3±2,3
0,8 ±2,4±2,2±1,9±1,9
0,7 ±2,2±2,0±1,7±1,7
0,5 ±2,0±1,9±1,6±1,6
Погрешность системного времени АИИС КУЭ, с±5
Примечания:
1 Погрешность измерений
1(2) %Р
и
1(2) %Q
для cosφ=1,0 нормируется от I
1 %
, погрешность
измерений
1(2) %Р
и
1(2) %Q
для cosφ<1,0 нормируется от I
2 %
.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности
(получасовой).
от 0,99
U
н
до 1,01
U
н
от 0,01
I
н
до 1,2
I
н
50±0,15
Значение
13
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия эксплуатации:
параметры сети:
а)диапазон напряжения
б)диапазон силы тока
в)частота, Гц
температура окружающего воздуха, °С:
) для ТТ и ТН
) для счетчиков
от -40 до +50
от +18 до +25
6
от 0,9
U
н1
до 1,1
U
н1
от 0,8
U
н2
до 1,15
U
н2
от 0,01
I
н1
до 1,2
I
н1
от 0,01
I
н2
до 2
I
н2
50±0,4
согласно ГОСТ 1983-2001,
ГОСТ 7746-2001
120000
Значение
от +10 до +30
от -40 до +50
от +10 до +30
Продолжение таблицы 4
Наименование характеристики
) для УСПД и ИВК
Рабочие условия эксплуатации:
параметры сети:
)диапазон первичного напряжения для ТТ и ТН
)диапазон вторичного напряжения для счетчиков
) диапазон силы первичного тока для ТТ и ТН
диапазон силы вторичного тока для счетчиков
)частота, Гц
температура окружающего воздуха, °С:
а)для ТТ и ТН
б)для счетчиков
Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ
измерительных компонентов:
ТТ и ТН:
) средний срок службы и средняя наработка на отказ
счетчики:
а)среднее время наработки на отказ, ч, не менее
УСПД:
а) среднее время наработки на отказ, ч, не менее
б) среднее время восстановления работоспособности, ч
55000
1
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания
и устройства автоматического ввода резерва;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
а)параметрирования;
б)пропадания напряжения;
в)коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличиемеханическойзащитыотнесанкционированногодоступаи
пломбирование:
а)счетчиков электроэнергии;
б)промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
в)испытательной коробки;
г)УСПД;
- наличие защиты на программном уровне:
а)пароль на счетчиках электроэнергии;
б)пароль на УСПД;
в)пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени:
- в счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- в УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 45 сут; при отключении питания – не менее 5 лет;
7
- ИВКЭ–суточныеданныеотридцатиминутныхприращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому
каналу – не менее 45 сут; при отключении питания – не менее 5 лет;
- ИВК–суточныеданныеотридцатиминутныхприращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому
каналу – не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
13
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
НаименованиеОбозначение
Количество,
шт.
30
6
3
6
Альфа А1800
Трансформатор токаТФЗМ-110Б-IIIУ1
Трансформатор тока ТРГ-110 II*
Трансформатор тока ТОГФ-110III
Трансформатор напряжения НКФ110-83У1
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данныхRTU-325T
Методика поверки РТ-МП-4872-500-2017
ФормулярАУВП.411711.ФСК.РИК.024.02ФО
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4872-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПС 220 кВ Зональная. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва»
22.09.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с методиками поверки на средства измерений,
входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества
электрической энергии «Энергомонитор-3.3Т1», регистрационный номер 39952-08;
- вольтамперфазометр «ПАРМА ВАФ
®
-А», регистрационный номер 22029-10;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер 46656-11;
- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер 46434-11.
Допускается применение аналогичныхсредствповерки, обеспечивающих
определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с
требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки наносится
на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и
мощностисиспользованиемсистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Зональная»,
аттестующая организация ФБУ «Томский ЦСМ», аттестат аккредитации 01.00241-2013 от
11.12.2013.
8
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистеме
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Зональная
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 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой
энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: Россия, 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Телефон: +7 (495) 710-93-33
Web-сайт: www.fsk-ees.ru
E-mail: info@fsk-ees.ru
Модернизация системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Зональная проведена
Обществом с ограниченной ответственностью «Сиблесстрой» (ООО «Сиблесстрой»)
ИНН 7017159810
Адрес: 634021, г. Томск, ул. Шевченко, 15, офис 2
Телефон: +7 (3822) 224-800
E-mail: adm@siblesstroy.pro
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Сиблесстрой»
(ООО «Сиблесстрой»)
ИНН 7017159810
Trial: 634021, г. Томск, ул. Шевченко, 15, офис 2
Телефон: +7 (3822) 224-800
E-mail: adm@siblesstroy.pro
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Телефон: +7 (495) 544-00-00
Web-сайт: www.rostest.ru
E-mail: info@rostest.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310639 от 16.04.2015.
В части вносимых изменений
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»)
Адрес: Россия, 634012, Томская обл., г. Томск, ул. Косарева, д.17-а
Телефон: (3822) 55-44-86, факс: (3822) 56-19-61, голосовой портал: (3822) 71-37-17
Web-сайт: tomskcsm.ru, томскцсм.рф
E-mail: tomsk@tcsms.tomsk.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Томский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30113-13 от 03.06.2013.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 47281-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Бобыльская" Горьковской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Нижегородской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 65205-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оборонэнергосбыт" (ГТП Киембай, КС-15, ГТП Киембай, КС-16, ГТП КС-15, ГТП Прийск-Кумак, ГТП Энергия) | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 34562-07 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 244 | Нет данных | ОАО "Оренбургнефть", г.Бузулук | 1 год | Перейти |
| 66450-17 | Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2060 ЗАО "Предприятие Кара Алтын" при промышленной базе ОАО "Татнефтепром-Зюзеевнефть" | Нет данных | ООО "Итом-Прогресс", г.Ижевск | 1 год | Перейти |
| 48038-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Назаровский завод ТИиК" | Нет данных | ЗАО "Спецэнергоучет", 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