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 "Данон Россия" ("1-я очередь") Нет данных, ГРСИ 74161-19
Номер госреестра:
74161-19
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Данон Россия" ("1-я очередь")
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО "Энергосбытовая компания РусГидро", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 619.01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 72995
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Данон Россия» («1-я очередь»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Данон Россия» («1-я очередь») (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 (далее - ИИК), которые
включают в себя трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН)
и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и
техническиесредстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехнические
характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АО «Данон
Россия», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД)
АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), тайм-сервер (сервер
времени) ФГУП «ВНИИФТРИ», программное обеспечение (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», АРМ
энергосбытовой организации – субъекта оптового рынка.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух 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 верхний уровень системы, где
осуществляетсявычислениеэлектроэнергииимощностисучетомкоэффициентов
трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в
частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных
документов. Сервер баз данных ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному
каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ энергосбытовой
организации - субъекта оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового
рынка отправляет с использованием ЭП данные отчеты в формате XML по выделенному
каналу связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС», филиалы АО «СО ЕЭС» РДУ, всем
заинтересованным субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного
регламента.
Лист № 2
Всего листов 9
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень ИИК и ИВК. В качестве первичного эталонного источника календарного времени
используется тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1
(ntp1.vniiftri.ru, ntp2.vniiftri.ru), обеспечивающий передачу точного времени через глобальную
сетьИнтернет.Синхронизациясистемноговременитайм-сервераточноговремени
ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 осуществляется от сигналов шкалы
Государственного первичного эталона времени и частоты. В соответствии с международным
нормативным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть
Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Погрешность
синхронизации системного времени тайм-сервера с UTC (универсальное координированное
время в данном часовом поясе) не превышает 10 мкс. Тайм-сервер обеспечивает
автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при
расхождении часов сервера БД и времени тайм-сервера более чем на ±1 с, пределы допускаемой
абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени тайм-сервера не более
± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД. Сличение часов счетчиков
осуществляется при сборе результатов измерений, коррекция часов счетчиков проводится один
раз в сутки при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счётчиков и сервера БД отражают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени,
на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.06, в состав
которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту
программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,
обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
номер)
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПО ПО «АльфаЦЕНТР»
Библиотека ac_metrology.dll
Номер
ПО
версии(идентификационный
не ниже 15.07.06
Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритмвычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,
указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 9
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
активная
реактивная
4
активная
реактивная
5
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Наименование объекта
ТТТНСчётчикУСПД
Основ-
ная
погреш-
Метрологические
характеристики ИК
Погреш-
ность в
рабочих
ность, %
условии-
ях, %
7
89
КРУН-10 кВ,
СШ 10кВ
Кл. т. 0,5
Рег. № 1856-63
Кл. т. 0,5
Рег. № 3344-08
ег. № 36697-1
±1,1±3,0
±2,7±4,8
СЭТ-4ТМ.03М
Рег. № 36697-17
2Кл. т. 0,2S/0,5-
±1,1±3,0
±2,7±4,8
3
123456
Филиал АО «Данон Россия» «Молочный комбинат «Лабинский»
ПС 110 кВ Лабинск-2,ТВЛМ-10ЗНОЛ.06-10
СЭТ-4ТМ.03М
1
1
яч. Л-2-9
,Коэф. тр. 300/5Коэф. тр. 10000:√3/100:√3
Р
Кл. т. 0,2S/0,5
7
-
ПС 110 кВ Лабинск-2, ТЛК10-6 НАМИТ-10
КРУН-10 кВ,Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5
2 СШ 10кВ, Коэф. тр. 300/5 Коэф. тр. 10000/100
яч. Л-2-2 Рег. № 9143-01 Рег. № 16687-02
Филиал АО «Данон Россия» «Молочный комбинат «Кемеровский»
ТОЛ-10-IНТМК-10
ТП-388 10 кВ, РУ-10Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5
кВ, 2 СШ 10кВ, яч.9 Коэф. тр. 100/5Коэф. тр. 10000/100
Рег. № 15128-07 Рег. № 355-49
СЭТ-4ТМ.03М
Рег. № 36697-17
Кл. т. 0,2S/0,5-
±1,1±3,0
±2,7±4,8
ТПЛ-10
Рег. № 1276-59
НТМК-10
Рег. № 355-49
ТП-388 10 кВ, РУ-10Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
кВ, 2 СШ 10кВ, яч.4 Коэф. тр. 75/5 Коэф. тр. 10000/100
Рег. № 36697
-
17
Кл. т. 0,2S/0,5-
±1,1±3,0
±2,7±4,8
ТПЛ-10НТМК-10
ТП-388 10 кВ, РУ-10Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5
кВ, 1 СШ 10кВ, яч.5 Коэф. тр. 75/5Коэф. тр. 10000/100
Рег. № 1276-59 Рег. № 355-49
СЭТ-4ТМ.03М
Рег. № 36697-17
Кл. т. 0,2S/0,5-
±1,1±3,0
±2,7±4,8
Лист № 4
Всего листов 9
6
ТП-388 10 кВ, РУ-10
кВ, 1 СШ 10кВ, яч.10
9
ШР-51 0,4кВ, РУ-0,4кВ,
Гр. №4
12
РУ-10кВ,
1СШ-10кВ, яч. 1
Продолжение таблицы 2
12
789
Кл. т. 0,5
Кл. т. 0,5
Рег. № 36697-17
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,8
ТП-№2 10 кВ, РУ-
70,4кВ,
СШ-0,4кВ, яч.4, Ввод-1
Кл. т. 0,5
Рег. № 36697-17
активная±0,8±2,9
реактивная±2,2±4,6
ТП-№2 10 кВ, РУ-
80,4кВ,
СШ-0,4кВ, яч.1, Ввод-2
Кл. т. 0,5
Рег. № 36697-17
активная±0,8±2,9
реактивная±2,2±4,6
-
-
активная±1,0±3,2
реактивная±2,4±5,6
ШР-144 0,4кВ, РУ-
100,4кВ,
Гр. №3
-
-
активная±1,0±3,2
реактивная±2,4±5,6
ЩО-0,4кВ,
11РУ-0,4кВ,
Ввод-0,4кВ
--
-
активная±1,1±3,2
реактивная±2,4±6,4
Кл. т. 0,5
Кл. т. 0,5
Рег. № 36697-17
3456
ТОЛ-10-I
Н
ТМК-10
СЭТ-4ТМ.03М
Коэф. тр. 100/5Коэф. тр. 10000/100
Кл. т. 0,2S/0,5-
Рег. № 15128-07 Рег. № 355-49
ТШ-0,66
СЭТ-4ТМ.03М.08
Коэф. тр. 1500/5
-Кл. т. 0,2S/0,5-
Рег. № 22657-07
ТШ-0,66
СЭТ-4ТМ.03М.08
Коэф. тр. 1500/5
-Кл. т. 0,2S/0,5-
Рег. № 22657-07
ТОП-0,66ПСЧ-
Кл. т. 0,5 4ТМ.05МК.04
Коэф. тр. 150/5 Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 47959-16Рег. № 64450-16
ТОП-0,66 ПСЧ-
Кл. т. 0,5 4ТМ.05МК.04
Коэф. тр. 100/5 Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 47959-16Рег. № 64450-16
ПСЧ-
4ТМ.05МК.20
Кл. т. 1,0/2,0
Рег. № 64450-16
Филиал АО «Данон Россия» «Молочный комбинат «Ялуторовский»
ТЛП-10ЗНОЛ.06
-
10
СЭТ-4ТМ.03М
Коэф. тр. 100/5Коэф. тр. 10000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2S/0,5-
Рег. № 30709-07 Рег. № 3344-04
активная±1,1±3,0
реактивная±2,7±4,8
Лист № 5
Всего листов 9
13
РУ-10кВ,
1СШ-10кВ, яч. 8
Продолжение таблицы 2
12
67
89
Кл. т. 0,5
Кл. т. 0,5
Рег. № 36697-17
активная
-
реактивная
±1,1±3,0
±2,7±4,8
РУ-10кВ,
142СШ-10кВ,
яч. 10
Кл. т. 0,5
Кл. т. 0,5
Рег. № 36697-17
активная
-
реактивная
±1,1±3,0
±2,7±4,8
РУ-10кВ,
152СШ-10кВ,
яч. 14
Кл. т. 0,5
Рег. № 30709-07
Кл. т. 0,5
Рег. № 3344-04
ег. № 36697-1
345
ТЛП-10ЗНОЛ.06
-
10
СЭТ-4ТМ.03М
Коэф. тр. 300/5 Коэф. тр. 10000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 30709-07Рег. № 3344-04
ТЛП-10ЗНОЛ.06
-
10
СЭТ-4ТМ.03М
Коэф. тр. 300/5 Коэф. тр. 10000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 30709-07Рег. № 3344-04
ТЛП-10ЗНОЛ.06
-
10
СЭТ-4ТМ.03М
Коэф. тр. 100/5 Коэф. тр. 10000:√3/100:√3
Р
Кл. т. 0,2S/0,5
7
активная
-
реактивная
±1,1±3,0
±2,7±4,8
РУ-0,4кВ,
16Щит 0,4кВ дачных
насосов
-
активная
-
реактивная
±1,0±3,2
±2,4±5,6
ТОП-0,66ПСЧ-
Кл. т. 0,5 4ТМ.05МК.04
Коэф. тр. 200/5 Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 47959-16Рег. № 64450-16
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5
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. Погрешность в рабочих условиях указана cos
j
= 0,8 инд I=0,05·I
ном
и температуры окружающего воздуха в месте расположения
счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 16 от 0 до плюс 40 °C.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем
у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2
метрологических характеристик.
5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт
хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Лист № 6
Всего листов 9
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
220000
165000
2
114
45
Значение
16
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
j
- температура окружающей среды,
о
С
от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков,
о
С:
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера,
о
С
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
70000
1
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M, СЭТ-4ТM.03M.08
для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК.04, ПСЧ-4ТM.05MК.20
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера 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;
Лист № 7
Всего листов 9
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
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 4.
СЭТ-4ТM.03M
10
СЭТ-4ТM.03M.08
2
ПСЧ-4ТM.05MК.04
3
ПСЧ-4ТM.05MК.20
1
Тип
2
ТВЛМ-10
ТЛК10-6
ТОЛ-10-I
ТПЛ-10
ТШ-0,66
ТОП-0,66
ТЛП-10
ЗНОЛ.06-10
НАМИТ-10
НТМК-10
Количество, шт.
3
2
2
6
4
6
9
8
9
1
2
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Лист № 8
Всего листов 9
Продолжение таблицы 4
1
Программное обеспечение
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
2 3
«АльфаЦЕНТР» 1
МП 097-2018 1
РЭСС.411711.АИИС.619.1 ПФ1
Поверка
осуществляется по документу МП 097-2018 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Данон Россия» («1-я
очередь»). Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 27.12.2018 г.
Основные средства поверки:
-ТТ – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика
поверки»;
-ТН – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения.
Методика поверки»;
-по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных
трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
-по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных
трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
-по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях
соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
-счетчиков СЭТ-4ТM.03M, СЭТ-4ТM.03M.08 – по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1
«Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.
Руководствопоэксплуатации»,Часть2«Методикаповерки»,утвержденному
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
-счетчиковПСЧ-4ТM.05MК.04,ПСЧ-4ТM.05MК.20–подокументу
ИЛГШ.411152.167РЭ1 «СчетчикиэлектрическойэнергиимногофункциональныеПСЧ-
4ТM.05MК. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
-радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
-термогигрометр CENTER (мод.315): 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 %, Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих – кодом и
(или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Данон Россия» («1-я очередь»), аттестованном
ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
АО «Данон Россия» («1-я очередь»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
Лист № 9
Всего листов 9
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Акционерное общество «Энергосбытовая компания РусГидро»
(АО «ЭСК РусГидро»)
ИНН 7804403972
Адрес: 117393, г. Москва, ул. Архитектора Власова, д. 51, каб. 46
Телефон: 8 (495) 983-33-28
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Стройэнергетика»
(ООО «Стройэнергетика»)
Адрес: 129337, г. Москва, ул. Красная Сосна, д. 20, стр. 1, комн. 4
Телефон/ факс: 8 (495) 410-28-81/ 8 (915) 349-60-32
E-mail:
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, пом. I, комн. № 6, 7
Телефон: 8 (985) 992-27-81
E-mail:
Аттестат об аккредитации ООО «Спецэнергопроект» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312429 от 30.01.2018 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 77214-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ООО "Трейд Парк") | ООО "Альфа-Энерго", г.Москва | 4 года | Перейти | |
| 57078-14 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 543 на "Ватьеганском" месторождении ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Нет данных | Фирма "FMC Technologies Measurement Solutions", США | 1 год | Перейти |
| 30620-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 500 кВ Тамбовская" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 48657-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Калужской области №1 (ГТП Черкасово) | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 42170-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС "Красный Яр" - АИИС КУЭ ПС "Красный Яр" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", 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