Приложение к свидетельству № 77137
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учетаэлектроэнергииООО «Газпромэнерго» ООО «Газпромтрансгаз
Санкт-Петербург» Смоленское ЛПУ МГ КС-3 «Смоленская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Смоленское
ЛПУ МГ КС-3 «Смоленская» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений
активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные
интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет trial многофункциональную, многоуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из трех уровней:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее –
счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации
системного времени, автоматизированные рабочие места оператора, программное обеспечение
(ПО) и технические средства приема-передачи данных;
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) – центр сбора и
обработки информации ООО «Газпром энерго» (далее – ЦСОИ), выполненный на основе
серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением
программного обеспечения из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» (Рег. номер 44595-10). ЦСОИ
включаетвсебяканалообразующуюаппаратуру,серверыбазданных(БД)и
автоматизированные рабочие места ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, ИВКЭ, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи
образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в
аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей
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, реактивной и полной мощности, которые
усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета
коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за
период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов
времени 30 минут;
- средняя на интервале времени 30 минут активнаяи реактивная электрическая
мощность.
УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:
-
один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов
измерений;
-
хранение результатов измерений в базе данных;
-
передачу результатов измерений в ИВК.
Лист № 2
Всего листов 9
-
синхронизацию (коррекцию) времени в УСПД и коррекцию времени в счетчиках;
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
-
периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов
измерений электрической энергии;
-
автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии
объектов измерений;
-
хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
-
автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы
каналов связи, восстановления питания;
-
перемножениерезультатовизмерений,хранящихсявбазеданных,на
коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
-
формирование отчетных документов;
-
ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений,
осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации
(коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания
питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
-
конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
-
сбор и хранение журналов событий счетчиков;
-
ведение журнала событий ИВК;
-
синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в
счетчиках электроэнергии и УСПД;
-
аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения
параметров и любого изменения данных;
-
самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами
измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка
электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а
также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между
информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями
ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах
80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
-
посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для
передачи данных от счетчиков до УСПД;
-
посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов
ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от УСПД
до уровня ИВК;
-
посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи
данных с сервера баз данных на АРМ;
-
посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во
внешние системы (основной канал);
-
посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во
внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого
времени (СОЕВ), включающая в себя часы ЦСОИ, УСПД и счетчиков. ЦСОИ получает шкалу
времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного
типа. Синхронизация часов ЦСОИ с сервером синхронизации времени происходит при
расхождении более чем на ±1 с.
Лист № 3
Всего листов 9
УСПД получает шкалу времени от приемника сигналов GPS/ГЛОНАСС УСВ-3.УСВ-3
осуществляет прием и обработку сигналов GPS/ГЛОНАСС, по которым осуществляет
постоянную синхронизацию собственных часов со шкалой времени UTC(SU) и часов УСПД с
периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. Синхронизация часов УСПД с УСВ-3 происходит
при расхождении более чем на ±1 с. При каждом опросе счетчиков УСПД определяет поправку
часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по ±2 с (параметр
настраиваемый), то формирует команду синхронизации.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ЦСОИ отображают факты коррекции
времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции
времени, на которую было скорректировано устройство. При нарушении в приеме сигналов
точного времени УСПД, коррекцию времени в ИВКЭ и (или) счетчиках может производить
уровень ИВК (ЦСОИ).
Программное обеспечение
ВАИИСКУЭиспользуетсяПО«АльфаЦЕНТР».УровеньзащитыПОот
непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации
ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью
пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню
«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в
таблице 1.
не ниже 12.1
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
обеспечения
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование программного
ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер)
программного обеспечения
Цифровой идентификатор программного
обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
ТН
Счетчик
Таблица 2 – Состав ИК
№НаименованиеТТ
ИК ИК
123
1ПС 110кВ КС-3-1,ТЛО-10
ЗРУ-1 10 кВ, Кл.т. 0,2S
1 СШ 10 кВ, яч.1 Ктт = 1500/5
Рег. № 25433-
03
4
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
5
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
УСПД/УССВ/
Сервер
6
УСПД RTU-325
Рег. № trial-08;
УСВ-3
Рег. № 64242-16;
ЦСОИ
Лист № 4
Всего листов 9
УСПД
RTU-325
Рег. № 37288-
08;
УСВ-3
Рег. № 64242-
16;
ЦСОИ
5
6
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
Продолжение таблицы 2
123
ТЛО-10
ПС 110кВ КС-3-1,Кл.т. 0,2S
2ЗРУ-1 10 кВ, Ктт = 1500/5
2 СШ 10 кВ, яч.4 Рег. №
25433-03
ТЛО-10
ПС 110кВ КС-3-1,Кл.т. 0,2S
3ЗРУ-1 10 кВ,Ктт = 1500/5
3 СШ 10 кВ яч.37 Рег. №
25433-03
ТЛО-10
ПС 110кВ КС-3-1,Кл.т. 0,2S
4ЗРУ-1 10 кВ, Ктт = 1500/5
4 СШ 10 кВ, яч.34 Рег. №
25433-03
ТЛО-10
ПС 110кВ КС-3-1,Кл.т. 0,2S
5ЗРУ-2 10 кВ,Ктт = 1500/5
5 СШ 10 кВ, яч.47 Рег. №
25433-03
ТЛО-10
ПС 110кВ КС-3-1,Кл.т. 0,2S
6ЗРУ-2 10 кВ, 6 Ктт = 1500/5
СШ 10 кВ, яч.44 Рег. №
25433-03
ТЛО-10
ПС 110кВ КС-3-1,Кл.т. 0,2S
7ЗРУ-2 10 кВ,Ктт = 1500/5
7 СШ 10 кВ, яч.71 Рег. №
25433-03
ТЛО-10
ПС 110кВ КС-3-1,Кл.т. 0,2S
8ЗРУ-2 10 кВ, Ктт = 1500/5
8 СШ 10 кВ, яч.62 Рег. №
25433-03
ТЛО-10
ПС 110кВ КС-3-2,Кл.т. 0,2S
9 ЗРУ-3 10 кВ, 1Ктт = 1500/5
СШ 10 кВ, яч.36 Рег. №
25433-03
ТЛО-10
ПС 110кВ КС-3-2,Кл.т. 0,2S
10ЗРУ-3 10 кВ, Ктт = 200/5
1 СШ 10 кВ, яч.28 Рег. №
25433-03
4
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
VR
Кл.т. 0,5
Ктн =
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Меркурий 234
ARTM2-00 PB.R
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 48266-11
Лист № 5
Всего листов 9
11
ЗРУ-3 10 кВ,
Ктт = 1500/5
Ктн =
Меркурий 234
Окончание таблицы 2
123456
ТЛО-10 VR
ПС trial КС-3-2,Кл.т. 0,2SКл.т. 0,5
ARTM2-00 PB.R
2 СШ 10 кВ, яч.6 Рег. № 10000/√3/100/√3
Кл.т. 0,2S/0,5
25433-03Рег. № 21988-01
Рег. № 48266-11
3 СШ 10 кВ, яч.25
ТЛО-10
Рег. №
VR
10000/√3/100/√3
ARTM2-00 PB.R
ЗРУ-3 10 кВ,
ТЛО-10
Рег. №
VR
Ктн =
ARTM2-00 PB.R
Рег. № 48266-11
ЗРУ-3 10 кВ,
ТЛО-10
Рег. №
VR
Ктн =
ARTM2-00 PB.R
Рег. № 48266-11
ПС 110кВ КС-3-2,Кл.т. 0,2SКл.т. 0,5
Мерк
у
рий
234
12ЗР
У
-3 10 кВ,Ктт = 1500/5Ктн
=
Кл.т. 0,2S/0,5УСПД RTU-325
25433-03 Рег. № 21988-01
Рег. № 48266-11 Рег. № 37288-08;
УСВ-3
ПС 110кВ КС-3-2,Кл.т. 0,2SКл.т. 0,5
Мерк
у
рий
234
Рег. № 64242-16;
13
4 СШ 10 кВ, яч.17
Ктт = 1500/5
10000/√3/100/√3
Кл.т. 0,2S/0,5
25433-03Рег. № 21988-01
ЦСОИ
ПС 110кВ КС-3-2,Кл.т. 0,2SКл.т. 0,5
Мерк
у
рий
234
14
4 СШ 10 кВ, яч.13
Ктт = 200/5
10000/√3/100/√3
Кл.т. 0,2S/0,5
25433-03Рег. № 21988-01
Примечания:
1 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
таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и устройства синхронизации времени на аналогичные
утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на
Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные
документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС
КУЭ как их неотъемлемая часть
ИК №№
cos
j
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
I
2
≤ I
изм
<I
5
I
5
≤ I
изм
<I
20
I
20
≤ I
изм
<I
100
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
% δ
Wо
A
% δ
Wо
P
% δ
Wо
A
%δ
Wо
P
% δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
1, 2, 3, 4,0,50±2,1±1,6±1,7±1,4±1,4±1,0±1,4±1,0
5, 6, 7, 8,0,80±1,3±2,0±1,1±1,7±0,9±1,3±0,9±1,3
9, 10, 11,
0,87±1,3±2,3±1,0±1,9±0,8±1,5±0,8±1,5
12, 13, 14
1,00±1,0-±0,8-±0,7-±0,7-
ИК №№
cos
j
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
I
2
≤ I
из
м
<I
5
I
5
≤ I
и
зм
<I
20
I
20
≤ I
из
м
<I
100
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
W
A
%δ
W
P
% δ
W
A
%δ
W
P
% δ
W
A
%δ
W
P
% δ
W
A
%δ
W
P
%
1, 2, 3, 4,0,50±2,2±2,1±1,7±1,9±1,5±1,7±1,5±1,7
5, 6, 7, 8,0,80±1,5±2,4±1,2±2,2±1,1±1,9±1,1±1,9
9, 10, 11,
0,87±1,4±2,7±1,2±2,3±1,0±2,1±1,0±2,1
12, 13, 14
1,00±1,2-±0,8-±0,8-±0,8-
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с
Лист № 6
Всего листов 9
Примечание:
I
2
– сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I
5
– сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I
20
–
сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I
100
– сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I
120
– сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
I
изм
– силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно
номинального тока ТТ;
δ
Wо
A
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
δ
Wо
Р
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
δ
W
A
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
δ
W
P
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
от (2)5 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25
от (2)5 до 120
от 90 до 110
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от -40 до +40
от 0 до +40
от +15 до +25
100
3,5
Значение
14
30
30
Автоматическое
Автоматическое
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
-
ток, % от I
ном
-
напряжение, % от U
ном
-
коэффициент мощности cos
j
температура окружающего воздуха для счетчиков,
°
С:
Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
-
ток, % от I
ном
-
напряжение, % от U
ном
-
коэффициент мощности cos
j
температура окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков и УСПД
-
для сервера
Период измерений активной и реактивной средней мощности и
приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии,
минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам
Формирование базы данных с указанием времени измерений и
времени поступления результатов
Глубина хранения информации
Счетчики:
-
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее
Сервер ИВК:
-
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
Лист № 7
Всего листов 9
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
–резервный сервер с установленным специализированным ПО;
–резервирование каналов связи между уровнями ИВКЭ и ИВК и между ИВК и
внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
–счётчика, с фиксированием событий:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике.
– ИВК, с фиксированием событий:
-
даты начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
-
программные и аппаратные перезапуски;
-
установка и корректировка времени;
-
переход на летнее/зимнее время;
-
нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и
соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера;
– защита информации на программном уровне:
-
результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи);
-
установка пароля на счетчик;
-
установка пароля на УСПД;
-
установка пароля на ЦСОИ.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АУВП.411711.041.ФО «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Смоленское ЛПУ МГ КС-3 «Смоленская».
Формуляр».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначение
1 2
Трансформаторы токаТЛО-10
Трансформаторы напряженияVR
СчетчикиМеркурий 234 ARTM2-00 PB.R
Количество, шт.
3
42
36
14
Лист № 8
Всего листов 9
23
RTU-325 1
АльфаЦЕНТР 1
УСВ-3 1
АУВП.411711.041.ФО 1
Окончание таблицы 6
1
УСПД
ИВК
СОЕВ
Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии ООО
«Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз
Санкт-Петербург» Смоленское ЛПУ МГ
КС-3 «Смоленская». Формуляр
Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии ООО
«Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз
Санкт-Петербург» Смоленское ЛПУ МГ
КС-3 «Смоленская». Методика поверки
МП-221-RA.RU.310556-2019 1
Поверка
осуществляется по документу МП-221-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго»
ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Смоленское ЛПУ МГ КС-3 «Смоленская».
Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 12.08.2019 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей
измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ»
24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
- для поверки измерительных компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ применяются
средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа
измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической
энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Санкт-
Петербург» Смоленское ЛПУ МГ КС-3 «Смоленская»». Методика измерений аттестована
ФГУП «СНИИМ». Аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ» по аттестации методик (методов)
измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром
энерго» ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Смоленское ЛПУ МГ КС-3
«Смоленская»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
Лист № 9
Всего листов 9
Изготовитель
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью «Газпром
энерго» (Инженерно-технический центр ООО «Газпром энерго»)
ИНН 7736186950
Адрес: 460000, г. Оренбург, ул. Терешковой, д. 295
Телефон: +7 (3532) 687-124, факс: +7 (3532) 687-127
Е-mail:
Испытательный центр
Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия
«Всероссийский научно - исследовательский институт физико-технических и радиотехнических
измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60
E-mail:
Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по
проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от
14.01.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.