Untitled document

Приложение к свидетельству № 53351

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2

(2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта

электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ

ОАО «Сода») (далее – АИИС КУЭ), предназначена для измерения измерений активной,

реактивной электрической энергии, потребляемой объектами ОАО «Башкирская содовая

компания» Промплощадка-2, а также регистрации и хранения параметров электропотребления,

формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка

электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут

быть использованы для коммерческих расчетов

Описание средства измерений

АИИС КУЭ реализована в объеме второй пусковой очереди АИИС КУЭ ОАО «Сода» и

представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с

централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к

единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с

заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз

данных) и от несанкционированного доступа;

передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о

состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних

пользователей);

обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и

т.п.);

диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК)-(11 точек измерения) ,

содержит в своем составе:

измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001;

измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001;

вторичные измерительные цепи тока и напряжения;

счетчики электрической энергии счетчики активной и реактивной электроэнергии :

-EPQS136.22.18.LL класса точности 0,5S/1 и EPQS111.22.27.LL 0,2S/0,5 по ГОСТ Р 52323-05

для активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной электроэнергии,

-СЭБ-1ТМ.02М.02 (безтрансформаторного включения) класса точности 1 по ГОСТ Р 52322-05

для активной электроэнергии и класса точности 2 по ГОСТ Р 52425-05для реактивной

энергии;

Лист № 2

Всего листов 8

2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)

содержит в своем составе:

устройства «ШЛЮЗ Е-422»-(2 шт) для автоматизации измерений и учета энергоресурсов

(далее-УСПД), ГР № 36638-07 ;

устройство «Шлюз Е-422GSM»- (3шт)для автоматизации измерений и учета энергоресурсов

(далее-УСПД), ГР №46553-11;

каналообразующая аппаратура;

3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем

составе:

сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений;

технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав

доступа к информации;

радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее УССВ),ГР№ 40586-09;

технические средства приема-передачи данных;

Первичные фазные 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 посредством линий связи RS – 485 каждые 30 минут

поступает в УСПД. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД,

где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности, хранение измерительной

информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний

уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД

устройствам.

ИВК с периодичностью не реже чем один раз в сутки производится автоматизированный сбор

результатов измерений с УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу

данных сервера БД. На верхнем – третьем уровне системы выполняется обработка

измерительнойинформации,формированиеихранениепоступающейинформации,

оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерений в

организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с

согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ). СОЕВ

создана на основе УССВ РСТВ-01-01, в состав которого входит приемник сигналов точного

времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени

часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с сервером. Часы УСПД синхронизируются

от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении

часов УСПД и сервера на значение превышающее ± 2 с (программируемый параметр). Часы

счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция

часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с

(программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

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

минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах

Лист № 3

Всего листов 8

корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий

корректировке.

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного

доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.

Server_MZ4.dll

1.0.1.1

PD_MZ4.dll

1.0.1.1

ASCUE_MZ4.dll

1.0.1.1

MD5 checksums

generated by

MD5summer

обеспечения

наименование

Номер версии

ионный

программного

(контрольная

сумма

Алгоритм

цифрового

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используетсяаппаратно - программный комплекс (АПК) для

автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора (СС) и

сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Программные средства СС и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО,

включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные

программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+»

версия 4.04, ПО СОЕВ.

Идентификационные данные программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4

приведены в Таблице 1.

Таблица 1

Цифровой

Наименование

Идентификационное(идентификац

идентификатор

вычисления

программного

программного номер)

обеспечения

идентификатора

обеспеченияпрограммногопрограммного

обеспечения

исполняемого кода)

обеспечения

Сервер сбора

данных

Пульт

диспетчера

АРМ

Энергетика

f851b28a924da7cde

6a57eb2ba15af0c

2b63c8c01bcd61c4f

5b15e097f1ada2f

cda718bc6d123b63a

8822ab86c2751ca

Наметрологическиехарактеристикимодулявычисленийоказываютвлияние

пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных

из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность).

Пересчёт происходит в базе данных (БД) при формировании отчетов. Значения пересчетных

коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и фиксацией

изменений в журнале событий.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие

возможностьнесанкционированноймодификации,загрузки(втомчислезагрузки

фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных

изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи,

разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты в

соответствии с МИ 3286-2010– «высокий».

Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов (ИК), значение характеристик погрешности АИИС КУЭ

приведены в таблице 2

Лист № 4

Всего листов 8

Состав измерительного канала

Номер канала

и наименование

объекта

Таблица 2.

ТТТНСчетчикУСПД

Вид

эл.энергии

ность в

рабочих

Метрологические

характеристики ИК

Основная

Погреш-

погреш-

ность,%

условиях, %

ГПП Рассольное

110/35/6 кВ ОРУ-

35кВ, 1сш, яч.4,

ввод 5В

±0,8 ±2,9

±2,3 ±4,6

ГПП Рассольное

110/35/6 кВ ОРУ-

35кВ, 2сш, яч.6,

ввод 6В

±0,8 ±2,9

±2,3 ±4,6

±0,8 ±2,9

±2,3 ±4,6

±0,8 ±2,9

±2,3 ±4,6

Шлюз Е-422

№12019

±0,8 ±2,9

±2,3 ±4,6

ГПП Рассольное

110/35/6 кВ ОРУ-

35кВ, 1сш, яч.1-

ВЛ-35кВ

Водозабор 1цепь

ГПП Рассольное

110/35/6 кВ ОРУ-

35кВ, 1сш, яч.3-

ВЛ-35кВ Урман-

Бишкадак 1цепь

ГПП Рассольное

110/35/6 кВ ОРУ-

35кВ, 2сш, яч.7-

ВЛ-35кВ

Водозабор 2цепь

ГПП Рассольное

110/35/6 кВ ОРУ-

35кВ, 2сш, яч.9-

ВЛ-35кВ Урман-

Бишкадак 2цепь

±0,8 ±2,9

±2,3 ±4,6

КНС

Рассолопромысла,

РП-2 0,22кВ, гр.7-

ф. СК "Солевик"

Шлюз Е-

422 GSM

№110829

±2,8 ±3,2

±5,6 ±5,8

КТП-33, Цех КД-

3, ЩСУ-2 0,4кВ -

ф. Станция МТС

СЭБ-

1ТМ.02М.02

КТ 1/2

Зав.№

1202130239

EPQS

136.22.18LL

КТ 0,5s/1

Зав.№

937305

Шлюз Е-422

GSM

№110830

±1,4 ±1,8

±3,4 ±3,5

АБКЮжная

проходная , РП-1

0,4кВ-

ф.Овощехранили

ще

EPQS

136.22.18LL

КТ 0,5s/1

Зав.№

937309

Шлюз Е-

422

№12018

ТОЛ-35III-IV НАМИ-35 УХЛ1EPQS

600/5; КТ 0,535000/100 111.22.27LL

А.Зав.№1140;КТ 0,2КТ 0,2s/0,5

В.Зав. №1141; А,В,С Зав.№

С.Зав. №1143 Зав.№1957 942820

ТОЛ-35III-IV НАМИ-35 УХЛ1EPQS

600/5; КТ 0,535000/100 111.22.27LL

А.Зав.№1142;КТ 0,2КТ 0,2s/0,5

В.Зав. №1141; А,В,С Зав.№

С.Зав. №1139 Зав.№1962 942821

ТОЛ-35III-IV НАМИ-35 УХЛ1EPQS

300/5; КТ 0,535000/100 111.22.27LL

А.Зав.№1043;КТ 0,2КТ 0,2s/0,5

В.Зав. №1046; А,В,С Зав.№

С.Зав. №1044 Зав.№1957 942816

ТОЛ-35III-IV НАМИ-35 УХЛ1EPQS

300/5; КТ 0,535000/100 111.22.27LL

А.Зав.№1041;КТ 0,2КТ 0,2s/0,5

В.Зав. №1039; А,В,С Зав.№

С.Зав. №1078 Зав.№1957 942819

ТОЛ-35III-IV НАМИ-35 УХЛ1EPQS

300/5; КТ 0,535000/100111.22.27LLА

А.Зав.№1045; КТ 0,2 КТ 0,2s/0,5Р

В.Зав. №1040; А,В,С Зав. №

С.Зав. №1047Зав.№1962942822

ТОЛ-35III-IV НАМИ-35 УХЛ1 EPQS

300/5; КТ 0,5 35000/100 111.22.27LL

А.Зав.№1042;КТ 0,2КТ 0,2s/0,5

В.Зав. №1048; А,В,С Зав.№

С.Зав. №1038 Зав.№1962 942823

±1,4 ±1,8

±3,4 ±3,5

Лист № 5

Всего листов 8

Состав измерительного канала

Метрологические

характеристики ИК

Вид эл.энергии

СЭБ-

1ТМ.02М.02

КТ 1/2

Зав.№

1202130179

Номер канала

и наименование

объекта

ТТТНСчетчикУСПД

ность в

рабочих

Основная

Погреш-

погреш-

ность,%

условиях, %

ТП-17 6/0,4кВ РП

10 ЩО-59 - ф.0,22кВ

ИП Курышева

±2,8 ±3,2

±5,6 ±5,8

ТП-13 6/0,4кВ -

ф.0,4кВ Гаражи

EPQS

136.22.18LL

КТ 0,5s/1

Зав.№

937310

Шлюз Е-422 GSM

№110825

±1,4 ±1,8

±3,4 ±3,5

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и

средней мощности (30 мин.).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;

сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos

=0,9 инд;

температура окружающей среды: от 15 до 25

С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном,

сила тока от 0,05·Iном до 1,2·Iном для ИК 1-6, от 0,05·Iном до Iмах для ИК 7-11;

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60

С ;для трансформаторов тока по

ГОСТ 7746-2001;для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001 дляустройства

«Шлюз» Е-422,«ШЛЮЗ Е-422(GSM)» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов

УСПД от минус 40 до плюс 60

С;для сервера от плюс 10 до плюс 35

С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,05 Iном, cos

= 0,8 инд и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +40 °С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные

утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Башкирская содовая

компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик электроэнергии СЭБ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее 165000

часов

-счетчик электроэнергии EPQS– среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Т

ср

= 400 000 ч, среднее

время восстановления работоспособности не более t

= 2 ч;

- устройство Шлюз Е-422 для автоматизации измерений и учета энергоресурсов – среднее

Лист № 6

Всего листов 8

время наработки на отказ не менее 50000 часов;

- устройство Шлюз Е-422GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов – среднее

время наработки на отказ не менее 55000 часов;

- радиосервер точного времени РСТВ-01-01 – среднее время наработки на отказ не менее 55000

часов;

-сервер (параметры надежности: коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время

восстановления работоспособности tв = 30 мин).

Надежность системных решений:

резервирование питания с помощью устройства АВР;

резервированиеканаловсвязи:информацияорезультатахизмеренийможет

передаваться в организации – участники оптового рынка электроэнергии с помощью

электронной почты и сотовой связи;

Регистрация событий:

в журнале счётчика:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени;

журнал ИВК:

- параметрирование;

- попытка не санкционируемого доступа;

- коррекция времени;

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера.

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

- установка пароля на счётчик;

- установка пароля на сервер;

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- 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 не менее

2730 часов.

-сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств

измерений на срок не менее 3,5 лет.

-устройства «ШЛЮЗ Е-422

»,

«ШЛЮЗ Е-422(GSM)» для автоматизации измерений и

учета энергоресурсов обеспечивают хранение данных о электропотреблении (профиль

нагрузки счетчиков), не менее 45 суток, время сохранения измерительной информации в

устройстве при пропадании напряжения питания-10 лет.

Лист № 7

Всего листов 8

листы эксплуатационной

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные

документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на создание АИИС КУЭ, а

также эксплуатационной документацией – паспортом-формуляром (ФО 4222-2013АС001-

5040099482-2013).

Поверка

Осуществляется по документу МП 4222-2013АС001-5040099482-2013 «Система

автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии.

Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ – ФБУ «Самарский ЦСМ» 14 октября 2013г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

средства измерений падения напряжения в линии соединении счетчика с

ТН в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений падения

напряжения в линии соединения с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации».

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

Трансформаторы тока. Методика поверки»;

трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки» Методика поверки» и/или МИ 2845-2003

«ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте

эксплуатации», МИ2925-2005«ГСИ.Измерительныетрансформаторынапряжения

35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства

измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения

измерений без отключения цепей»;

средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с МИ 3196-2009.

«Государственная системаобеспеченияединстваизмеренийвторичнаянагрузка

трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

счетчиков СЭБ-1ТМ.02М – в соответствии с документом ИЛГШ.411152.175

РЭ1. Руководство пользователя. Часть2. Методика поверки;

счетчиков EPQS – по методике поверки РМ 1039597-26:2002 «Счётчик

электрической энергии многофункциональный EPQS», утвержденной Государственной

службой метрологии Литовской Республики;

устройство «ШЛЮЗ Е-422

для автоматизации измерений и учета

энергоресурсов и устройство «ШЛЮЗ Е-422(GSM)» – в соответствии с методикой поверки

АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;

радиосерверов точного времени РСТВ-01-01 – в соответствии с разделом 5 в

Руководстве по эксплуатации «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП

ВНИИФТРИ в январе 2009 г.

радиочасы МИР РЧ-01, ПГ±1 мкс;

Сведения о методиках (методах) измерений

Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационно-

измерительной системе коммерческого учёта электроэнергии ОАО «БСК» Промплощадка-2

(2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода») приведены в документе - «Методика измерений

количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной

информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (мощности)

ОАО «БСК» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода») для оптового рынка

электроэнергии» ЦПА.424340.01-БСК.МИ.

Лист № 8

Всего листов 8

Методика аттестована ОАО «Фирма ОРГРЭС» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009.

Свидетельство об аттестации № 009-01.00032-2013 от 09 сентября 2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Башкирская

содовая компания» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода»)

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

технические условия».

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

3) ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

4) ГОСТ Р 8.596-2002«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительныхсистем.

Основные положения».

5) ГОСТ Р 52322-2005«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 2I. Статические счетчики активной энергии классов

точности 1 и 2».

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

Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности

0,2S и 0,5S».

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

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

8) Система автоматизированная информационно-измерительнаякоммерческого учета

электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2. Технорабочий

проект ЦПА.424340-01-СД. (Пояснительная записка. Рабочая документация);

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспеченияединстваизмеренийсистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительнойкоммерческогоучётаэлектроэнергииОАО«Башкирскаясодовая

компания» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода»)

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ЗАО «Центр промышленной автоматизации»

Юридический адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41, офис 28

Тел. (495) 967-96-10

Почтовый адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21, корп. 41, офис 28 А/Я 71

Тел. (495) 967-96-10

Испытательный центр

ФБУ «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в

Самарской области» ФБУ «Самарский ЦСМ»

Почтовый адрес: 443013 г. Самара, пр. Карла Маркса, 134,

Тел/факс: (846) 336 - 08 – 27, (846) 336 - 15 – 54;

E-mail:

referent@samaragost.ru

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № 30017-08 от 25.09.2008 г.

Заместитель Руководителя Федерального агентства

по техническому регулированию и метрологии___________ Ф.В. Булыгин

М.п."_____"_________2013г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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