Untitled document

Приложение к свидетельству № 53335

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-

та электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Когалым»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Когалым» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для

измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки,

хранения, отображения и передачи информации. Выходные данные системы могут быть ис-

пользованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизиро-

ванную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точ-

ности 0,5S по ГОСТ 7746-2001 и счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа Альфа

А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и 1,0 по

ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, вторичных измерительных цепей и

технических средств приема-передачи данных.

Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для хране-

ния профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по ак-

тивной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же за-

программированных параметров.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -

ИВКЭ), созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства

синхронизации времени и коммутационного оборудования.

УСПД типа ЭКОМ – 3000 обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет (с учетом ко-

эффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической

энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в ин-

формационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК). Полученная информация накапливает-

ся в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов состав-

ляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при кон-

фигурировании УСПД.

3-й уровень – ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);

- обработку данных и их архивирование;

- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая Ком-

пания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;

- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка элек-

троэнергии (далее – ОРЭ).

ИВК состоит из центр сбора и обработки данных (далее – ЦСОД) филиала ОАО «ФСК

ЕЭС» - МЭС Западной Сибири и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС

(Метроскоп) (далее – ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройств синхронизации

времени УССВ-35HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для орга-

низации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к инфор-

мации. В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири используется программное

обеспечение (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», а в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) – специали-

Лист № 2

Всего листов 10

зированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная сис-

тема коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее – СПО «Мет-

роскоп»).

К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено

автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) персонала.

Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ под-

станции.

Измерительные каналы (далее – ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни

АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи преобразуются измерительными трансформаторами в аналого-

вые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответст-

вующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках из-

меряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угло-

вую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены

шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы.

Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается

непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет вы-

борки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-

цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходи-

мых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегри-

рованные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет

дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой

памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на

ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифро-

вому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным ви-

дам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается

программно.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств изме-

рений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи

(интерфейс RS-485).

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) автоматиче-

ски опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по сетям спутниковой связи

VSAT (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по

резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM в ЦСОД

филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Между ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метрос-

коп) и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири происходит автоматическая

репликация данных по сетям единой цифровой сети связи энергетики (далее - ЕЦССЭ).

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ав-

томатическиформируетфайлотчетасрезультатамиизмеренийприпомощи

СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автома-

тизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в

филиал «СО ЕЭС» - Тюменское РДУ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с дос-

тупом в глобальную компьютерную сеть Internet.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии

и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод

передачи данных.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функ-

цию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.

Контроль времени в часах счетчиках ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом

сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматиче-

ски в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ± 1 секунды.

Корректировка часов УСПД выполняется автоматически, через встроенный в УСПД

Лист № 3

Всего листов 10

GPS-приемник. В комплект GPS-приемника входит антенна и антенный кабель. Корректировка

часов УСПД происходит ежесекундно.

В ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) исполь-

зуется устройства синхронизации времени УССВ-35HVS, принимающие сигналы точного вре-

мени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов серве-

ров ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS. При нарушении связи между

УСПД и подключенного к нему встроенного GPS-приемника, время часов УСПД корректирует-

ся от сервера ИВК автоматически в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более

± 1 секунды.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, пере-

дачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и

организационных мероприятий.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, ми-

нуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируе-

мого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректиров-

ке.

Программное обеспечение

Таблица 1 – Идентификационные данные СПО «Метроскоп», установленного в ИВК АИИС

КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ЦСОД филиала ОАО «ФСК

ЕЭС» - МЭС Западной Сибири

Наименование

программного

обеспечения

Идентификацион-

ное наименование

программного

обеспечения

Номер версии

(идентифика-

ционный но-

мер) про-

граммного

обеспечения

Цифровой идентификатор

программного обеспечения

(контрольная сумма испол-

няемого кода)

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иденти-

фикатора про-

граммного

обеспечения

СПО (АИИС КУЭ)

ЕНЭС (Метроскоп)

1.00

289аа64f646cd3873804db5fbd

653679

MD5

amra.exe

ifrun60.EXE

trtu.exe

ACUtils.exe

«Альфа

ЦЕНТР»

12.05.01.01

MD5

СПО (АИИС

КУЭ) ЕНЭС

(Метроскоп)

ACTaskManager.exe

6e650c8138cb81a299ade24c1d

63118d

0e90d5de7590bbd89594906c8

df82ac2

4e199ce8459276fd1cb868d991

f644e3

8626b3449a0d41f3ba54fc85ed

0315c7

82a64e23b26bf5ca46ca683b0ef

25246

Лист № 4

Всего листов 10

amrserver.exe

Encryptdll.dll

alphamess.dll

12.05.01.01

MD5

Окончание таблицы 1

Альфа ЦЕНТР Дис-

петчер заданий.lnk

«Альфа

amrc.exe

ЦЕНТР»

cdbora2.dll

2035c1f5a49fa4977689dfc6b49

dc395

22262052a42d978c9c72f6a90f

124841

58bd614e4eb1f0396e0baf54c1

96324c

309bed0ed0653b0e621501376

1edefef

0939ce05295fbcbbba400eeae8

d0572c

b8c331abb5e34444170eee9317

d635cd

Комплекс измерительно-вычислительный АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), включающий в

себя СПО «Метроскоп» внесен в Госреестр СИ РФ под № 45048-10;

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнер-

гии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации

измерительных каналов;

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4 нормированы

с учетом ПО;

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой

подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защи-

ты – «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Лист № 5

Всего листов 10

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровня ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики

ИК в таблицах 3 и 4.

активная,

реактивная

Таблица 2 – Состав 1-го и 2-го уровня ИК

Измерительные компоненты

Номер ИК

Наименование

объекта

ТТ

Вид электро-

ТНСчетчикУСПД

энергии

КЛ – 0,4 кВ

1Северное во-

локно - 1

КЛ – 0,4 кВ

2Северное во-

локно - 2

ТОП-0,66

Госреестр

№ 47959 - 11

Кл. т. 0,5S

40/5

Зав. №

3076254

Зав. №

3076256

Зав. №

3076255

ТОП-0,66

Госреестр

№ 47959 - 11

Кл. т. 0,5S

40/5

Зав. №

3076259

Зав. №

3076257

Зав. №

3076258

A1805RALXQ-

P4GB-DW-4

Госреестр

- № 31857-11

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. №

01263050ЭКОМ -

3000

Госреестр

№ 17049-04

Зав. №

A1805RALXQ- 07050871

P4GB-DW-4

Госреестр

-№ 31857-11

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. №

01263051

Основная относительная по-

грешность ИК, (±

), %

Номер ИК

Диапазон

значений

силы тока

1, 2

Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Пределы относительной погрешности ИК

cos

= cos

1,0 0,87 0,8 0,5

3 4 5 6

Относительная погрешность

ИК в рабочих условиях экс-

плуатации, (±δ), %

cos

= cos

1,0 0,87 0,8 = 0,5

78910

1,82,32,64,72,2

2,62,94,9

1,01,41,62,81,6

1,82,03,2

0,81,01,11,91,4

1,61,72,3

0,02Iн

0,05Iн

0,2Iн

Iн

1,2Iн

0,81,01,11,91,4

1,61,72,3

Лист № 6

Всего листов 10

Основная относительная

погрешность ИК, (±

), %

Номер ИК

Диапазон

значений

силы тока

Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

Пределы относительной погрешности ИК

cos

=cos

= cos

0,87 0,80,5

(sin

= (sin

0,5) 0,6) 0,87)

3 4 5

Относительная погреш-

ность ИК в рабочих усло-

виях эксплуатации, (±

), %

cos

=cos

0,87 0,8 0,5

(sin

= (sin

0,5) 0,6) 0,87)

6 7 8

4,94,02,45,74,83,6

3,12,61,74,23,83,1

2,11,81,33,53,32,9

0,02Iн

0,05Iн

1, 2

0,2Iн

< Iн

Iн

1,2Iн

2,11,81,33,53,32,9

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

− параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

− параметры сети: диапазон напряжения (0,98 – 1,02)Uн; диапазон силы тока

(1,0 – 1,2)Iн; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) – 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

− температура окружающего воздуха: ТТ от 15°С до 35°С; счетчиков: от 21°С до 25°С;

УСПД от 15°С до 25°С;

− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ:

− параметры сети: диапазон напряжения (0,9 – 1,1)Uн1; диапазон силы первичного тока

(0,02 – 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0(0,6 – 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;

− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для электросчетчиков:

− параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн; диапазон силы вто-

ричного тока (0,01 – 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,6 – 0,87);

частота (50 ± 0,5) Гц;

− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;

− относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Лист № 7

Всего листов 10

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

− параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;

− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установ-

ленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая

часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 – не

менее 120000 ч; среднее время восстановления работоспособности 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время вос-

становления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время вос-

становления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и уст-

ройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-

ваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени;

- журнал УСПД:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение сервера;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- выводы измерительных трансформаторов тока;

- электросчётчика;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

ние:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным

данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

Лист № 8

Всего листов 10

- 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 при от-

ключении питания: для счетчиков типа Альфа А1800 – не менее 30 лет;

- ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее

35 суток;

- ИВК – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не менее

3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-

ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Когалым» типографическим способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В

комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства

измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Наименование (обозначение) изделия

Количество (шт.)

Трансформаторы тока ТОП-0,66

Счетчики электрической энергии многофункциональные А1800

ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири

СПО "Метроскоп"

ПО "АльфаЦЕНТР"

Методика поверки

Формуляр

Инструкция по эксплуатации

Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ

Устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-30001

УССВ-35HVS2

Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Мет-

роскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

Лист № 9

Всего листов 10

Поверка

Осуществляется по документу МП 55798-13 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Когалым». Ме-

тодика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2013 года.

Перечень основных средств поверки:

трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки»;

по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения

цепей. Методика выполнения измерений»;

счетчиков Альфа А1800 – в соответствии с документом «Счетчики электрической

энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯ-

ИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

УСПД ЭКОМ-3000 – в соответствии с документом «ГСИ. Программно-

технический комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-269-99», утвержденным

УНИИМ в декабре 1999 г.,

ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) – в соответствии с документом

ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ

ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», ут-

вержденным ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 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 со

счетчиками АИИС КУЭ 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%.

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 КУ) ПС 220 кВ «Когалым», свидетельство об ат-

тестации методики измерений № 01.00225/206-393-13 от 30.10.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Когалым»

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие техни-

ческие условия».

ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Ча-

стные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии клас-

сов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Ча-

стные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения».

Лист № 10

Всего листов 10

Метод измерений изложен в документе Методика измерений электрической энергии и мощно-

сти с использованием системы автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ПС 220

кВ «Когалым», свидетельство об аттестации методики измерений №

01.00225/206-393-13 от 30.10.2013 г.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ООО «УралЭнергоСервис»

450022, Республика Башкирия, г. Уфа, ул. Ст. Злобина, 6

Тел.: +7 (347) 248-12-28

Факс: +7 (347) 248-10-04

Заявитель

ООО «ЕвроМетрология»

Юридический/почтовый адрес: 140000, Московская область, Люберецкий район,

г. Люберцы, ул. Красная, д. 4.

Тел. +7 (926) 786-90-40

Испытатель

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;

E-mail:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в це-

лях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.«____»_____________2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru