Untitled document

Приложение к свидетельству № 55968

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ННК» с Изменением № 1, № 2

Назначение средства измерений

Настоящееописаниетипасистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ННК» с Изменением

№ 1, № 2 (далее по тексту - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы авто-

матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС

КУЭ) ОАО «ННК», регистрационный №56008-13, ОАО «ННК» с Изменением № 1», регистра-

ционный №56008-14 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов,

приведенных в таблице 2. АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной

электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи

полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя

измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные транс-

форматоры напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной

электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по

ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измеритель-

ные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические

характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями

информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя

сервер, GSM-модем, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации

локальнойвычислительнойсетииразграниченияправдоступакинформации,

автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), расположенные на каждом из

предприятий, и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Лист № 2

Всего листов 9

Цифровой сигнал с выходов счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК передается посредством

встроенного коммуникатора GSM C-1.02.01 по основному и резервному каналам сотовой связи

стандарта GSM в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ. Сервер ИВК осуществляет вычисление

электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и

хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС», региональные филиалы ОАО «СО ЕЭС»

(РДУ) и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется от ИВК АИИС КУЭ по каналу связи с

протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии с

приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния

средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Поло-

жению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оп-

тового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровень счетчиков и уровень ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы време-

ни по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точно-

го времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов

первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эта-

лона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов пер-

вого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сер-

вера ИВК с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть Интернет

осуществляется с помощью модуля ПО «Альфа ЦЕНТР» (AC_T) с использованием протокола

NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-

5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 мин,

коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний

часов счетчиков с сервером ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в

30 минут). Корректировка часов счётчика выполняется автоматически при расхождении с часа-

ми сервера на величину ±2 с., но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИ-ИС

КУЭ не превышает ±5 с.

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

минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректи-

руемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректи-

ровке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «ННК» с Изменением № 1, № 2 используется ПО «АльфаЦЕНТР»,

в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту про-

граммного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами дос-

тупа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое

ПО «АльфаЦЕНТР».

Лист № 3

Всего листов 9

045761ae9e8e40c82b0

61937aa9c5b00

182cd539b83b8734c8

387c22d72ffff9

f5df8fc01ad2da8cd818

c668f5effd82

12.07.04.01

b8c331abb5e3444417

0eee9317d635cd

MD5

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наименова-Наименование про-НаименованиеНомер вер-

ние про- граммного модуля файла сии про-

граммного (идентификационное граммного

обеспечения наименование про- обеспечения

граммного обеспече-

ния)

Цифровой иденти-

фикатор программ-

ного обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифи-

катора про-

граммного

обеспечения

Encryptdll.dll

860d26cf7a0d26da4ac

b3862aaee65b1

0939ce05295fbcbbba4

00eeae8d0572c

Программа – плани-

ровщик опроса и пере-Amrserver.exe

дачи данных

Драйвер ручного оп-

росасчетчиковиAmrc.exe

УСПД

Драйверавтоматиче-

ПО «Альфаского опроса счетчи-Amrа.exe

ЦЕНТР»ков и УСПД

Драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

Библиотека шифрова-

ния пароля счетчиков

Библиотекасообще-

нийпланировщикаAlphamess.dll

опросов

Комплексыизмерительно-вычислительныедляучётаэлектрическойэнергии

«АльфаЦЕНТР» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным

номером № 44595-10.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от

счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-

троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи

измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-

ков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические харак-

теристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий»

в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характери-

стики приведены в таблице 2.

Таблица 2

Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «ННК» с Изменением № 1,

№ 2 и их основные метрологические характеристики

Метрологиче-

ские

схеме

ний натро-

ная

греш-

рабочих

Номер

Измерительные компоненты

характеристики

точки Вид ИК

Номер

измере-

Наименование

элек-

Основ

Погреш

ИК

одно

ли

точки измерений

эне

по-

ность в

нейной ТТ ТН Счетчик ИВК гии

ность,

услови-

ях, %

8910

ТП-14 6/0,4 кВ,

РУ-6кВ, ввод

КЛ-6 кВ Ф №1

от ПС 35/6 кВ

«ГПП-ЖБШ»

Ак-

тивная±1,3±3,4

Реак-±2,5±5,8

тивная

ПС 35/6 кВ

«ГПП-ЖБШ»,

РУ-6 кВ, Секция

№1, яч. №2

Ак-

тивная±1,3±3,4

ПС 35/6 кВ

«ГПП-ЖБШ»,

РУ-6 кВ, Секция

№1, яч. №4

Реак-±2,5±5,8

тивная

Ак-

тивная±1,3±3,4

ПС 35/6 кВ

«ГПП-ЖБШ»,

РУ-6 кВ, Секция

№2, яч. №14

НТМИ-6

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав.№ 19714

456

ООО «Вяземский щебеночный завод»

ТПЛ-10с-(1)У3

Кл.т. 0,5НТМИ-6(10)-1-ПСЧ-

50/5УХЛ 24ТМ.05МК.00

Зав.№ Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5S/1,0

26611300000016000/100Зав.№

Зав.№ Зав.№ 121 1107131918

2661130000002

ТПЛ-10ПСЧ-Кл.т.

0,5 4ТМ.05МК.00

150/5Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 121 НТМИ-6 Зав.№

Зав.№ 122 Кл.т. 0,5 1107131827

ТПЛ-106000/100ПСЧ-Кл.т.

0,5 Зав.№ 241 4ТМ.05МК.00

200/5Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 312 Зав.№

Зав.№ 313 1109131318

ТПЛ-10ПСЧ-Кл.т.

0,5 4ТМ.05МК.00

300/5Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 201 Зав.№

Зав.№ 29601107131890

Реак-±2,5±5,8

тивная

Ак-

тивная±1,3±3,4

ПС 35/10 кВ

«Кайдаково»,

КРУН-10 кВ, 1

сек 10 кВ, яч.

№1001

Кл.т. 0,5

10000/100

Зав.№ 5915

ТВЛМ-10ПСЧ-

Реак-±2,5±5,8

тивная

Ак-

тивная±1,3±3,4

Реак-±2,5±5,8

тивная

ТП-14 6/0,4 кВ,

РУ-0,4 кВ, 1 с.ш.

0,4 кВ, КЛ-0,4

кВ «Гаражи»

400/5

ПСЧ-

Зав.№

1108130479

Ак-

тивная±1,0±3,3

Реак-±2,1±5,7

тивная

ТП-14 6/0,4 кВ,

РУ-0,4 кВ, 1 с.ш.

0,4 кВ, КЛ-0,4

кВ №1414 «Ст.

Обезж.-2»

200/5

ПСЧ-

Кл.т. 0,5

НТМИ-10-66У3

4ТМ.05МК.04

100/5 Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 19329Зав.№

Зав.№ 18778 1107131976

Т-0,66

Кл.т. 0,5

4ТМ.05МК.04

Зав.№ 009564

&fraq34;

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 010300

Зав. № 009119

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5

4ТМ.05МК.04

Зав.№ 021141

&fraq34;

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№ 021137

Зав. № 021142

Зав.№

1109130542

HP Pro-

liant

DL160

Gen8

E5-2603

Зав.№

CZJ3070

LRY

Ак-

тивная±1,0±3,3

Реак-±2,1±5,7

тивная

Лист № 5

Всего листов 9

Продолжение таблицы 2

123

78910

ТП-14 6/0,4 кВ,

РУ-0,4 кВ, 2 с.ш.

880,4 кВ, КЛ-0,4

кВ №1408

«Ст. Обезж.-1»

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

&fraq34;

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№

1108130002

Ак-

тивная±1,0±3,3

ТП-14 6/0,4 кВ,

РУ-0,4 кВ, 2 с.ш.

990,4 кВ, КЛ-0,4

кВ №1403

«Биофильтра»

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

&fraq34;

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№

1109130417

ТП-14 6/0,4 кВ,

РУ-0,4 кВ, 2 с.ш.

1010 0,4 кВ, ВЛ-0,4

кВ «Жил. Посе-

лок»

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5

200/5

Зав.№ 021149

Зав.№ 021144

Зав.№ 021148

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5

100/5

Зав.№ 011484

Зав.№ 011487

Зав.№ 011482

Т-0,66 У3

Кл.т. 0,5

200/5

Зав.№ 021151

Зав.№ 021147

Зав.№ 021143

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

&fraq34;

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав.№

1108130366

DL160

Зав.№

Реак-±2,1±5,7

HP Pro-

тивная

liant

Ак-

Gen8 E5-

тивная ±1,0 ±3,3

2603

Реак- ±2,1 ±5,7

CZJ3070

тивная

LRY

Ак-

тивная±1,0±3,3

Реак-±2,1±5,7

тивная

Примечания:

1Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (30 минут).

2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы

интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4Нормальные условия эксплуатации:

параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uн; ток (0,02 – 1,2) Iн; cos

= 0,9инд.;

частота (50 ± 0,2) Гц;

температура окружающей среды: (20±5) °С.

5Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения – (0,9 – 1,1) U

н1

; диапазон силы

первичного тока – (0,02(0,05) – 1,2) Iн1; коэффициент мощности cosφ(sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 – 0,87);

частота – (50 ± 0,2) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 50 °С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 35 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для электросчетчиков:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1) U

н2

; диапазон силы

вторичного тока (0,01 – 1,2) I

н2

; диапазон коэффициента мощности cosφ(sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 –

0,87); частота – (50 ± 0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха для счетчиков – от минус 40 °С до плюс 60 °С;

относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

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

относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 20 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Лист № 6

Всего листов 9

6Погрешность в рабочих условиях указана для cos

= 0,8 инд и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 °С до

плюс 35 °С.

7Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера ИВК на однотипный утвержденного

типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ННК» порядке. Акт хранится

совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный

информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе-

ребойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью

выделенного канала связи сети Интернет по электронной почте или с помощью сотовой связи

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

журнал сервера:

параметрирования;

пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и сервере;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервер ИВК;

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

ровании:

электросчетчика;

сервер ИВК.

Возможность коррекции времени в:

электросчетчиках (функция автоматизирована);

сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

Лист № 7

Всего листов 9

сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не

менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

сервер ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не

менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого

учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ННК» с Изменением № 1, № 2 типографским

способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В

комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства

измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

№

изоляцией

НаименованиеТип

Госреестра

Количество

Трансформаторы тока ТПЛ-10с 29390-102

Трансформаторы тока проходные с литой

ТПЛ-10 1276-596

0,5; 0,5S; 1,0

Трансформаторы тока измерительные ТВЛМ-10 1856-63 2

Трансформаторы тока классов точности

Т-0,66 51516-12 15

функциональные

Трансформаторы напряженияНТМИ-6(10)50058-121

Трансформаторы напряжения НТМИ-6 831-532

Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66 831-691

Счетчики электрической энергии много-

ПСЧ-4ТМ.05МК50460-12 10

Методика поверки——1

Формуляр——1

Руководство по эксплуатации——1

Поверка

осуществляется по документу МП 56008-14 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ННК» с Изменением

№ 1, № 2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

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

ры тока. Методика поверки»;

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

форматоры напряжения. Методика поверки»;

по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без

отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

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

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

Лист № 8

Всего листов 9

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии мно-

гофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика повер-

ки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский

ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис-

темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений

№ 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи-

ками системы 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%, дис-

кретность 0,1%.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с

использованием АИИС КУЭ ОАО «ННК» с Изменением № 1, № 2», аттестованной ООО «Тех-

носоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ОАО «ННК» с Изменением № 1, № 2»

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

нические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-

ные положения.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-

измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Лист № 9

Всего листов 9

Изготовитель

ЗАО «Транссервисэнерго»

Юридический адрес: 121552, Российская Федерация, г. Москва, ул. Ярцевская, д. 34, стр.1

Почтовый адрес: 119296, Российская Федерация, г. Москва, Ленинский проспект, д. 64а

Тел.: (495) 380-37-70

Факс: (4922) 380-37-70

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт»

(ООО «Энергостандарт»)

Юридический адрес: 123056 г. Москва, ул. Большая Грузинская, д. 42

Тел.: 8(495) 640-96-09

E-mail:

info@en-st.ru

Испытательный центр

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.«____»_____________2014 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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