Приложение к свидетельству № 53801
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии ОАО «Кировэнергосбыт»
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
электроэнергии ОАО «Кировэнергосбыт» (далее АИИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт»)
предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии за интервалы
времени.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт» является трехуровневой системой с иерархиче-
ской распределенной обработкой информации:
– первый – уровень измерительных каналов (далее - ИК);
– второй – уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки;
– третий – уровень информационно-вычислительного комплекса.
В состав АИИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт» входит система обеспечения единого
времени (далее – СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.
АИИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт» решает следующие задачи:
– измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и ав-
томатический сбор результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретно-
стью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;
– автоматическое выполнение измерений;
– автоматическое ведение системы единого времени;
– регистрация параметров электропотребления;
– формирование отчетных документов и передачи информации в интегрированную ав-
томатизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ), ОАО «СО ЕЭС» и
другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт» включает следующие уровни:
1-й уровень состоит из 9 ИК и включает в себя:
– измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S; 0,5; 0,5S;
– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0,2; 0,5;
– счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа классов точности
0,2S/0,5 и 0,5S/1;
– счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа классов точности
0,2/0,5;
– вторичные измерительные цепи;
2-й уровень ИВКЭ включает в себя:
– УСПД типа RTU-325;
– технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
3-й уровень ИВК включает в себя:
– технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
– сервер базы данных.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигна-
лов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и
Лист № 2
Всего листов 11
напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и пол-
ной 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 вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием ре-
зультатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал време-
ни 0,02 с.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени усредне-
ния 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электроэнергии.
Цифровые сигналы с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-
485 и через сегменты локальной вычислительной сети (ЛВС) поступает в УСПД, расположен-
ный в специализированном НКУ «Шкаф АИИС КУЭ». В УСПД осуществляется хранение из-
мерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных через сегмент ло-
кальной вычислительной сети (ЛВС) по сети Ethernet на уровень сервер БД уровня ИВК, где
осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформа-
ции ТТ и ТН, хранение и накопление измерительной информации.
Синхронизация времени осуществляется при помощи устройства синхронизации сис-
темного времени (УССВ), подключенного к УСПД и обеспечивающего прием сигналов точного
времени спутниковой навигационной системы GPS/Глонасс. УСПД при каждом сеансе опроса
счетчиков (1 раз в 30 минут) осуществляет синхронизацию времени встроенных часов счетчика
со встроенными часами УСПД при расхождении времени между ними более чем на 2 с.
Регламентированный доступ к информации сервера БД АИИС КУЭ с АРМ операторов
осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интер-
фейсу Ethernet.
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбировани-
ем:
– испытательной коробки (специализированного клеммника);
– крышки клеммных отсеков счетчиков;
– Сервера;
– УСПД.
Программное обеспечение
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
– периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор результатов
измерений с заданной дискретностью учета (30 мин);
– автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
– хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в
специализированной базе данных;
– автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям по-
лучателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, гра-
фиков с возможностью получения печатной копии;
– использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов из-
мерений в ИАСУ КУ (КО);
– конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспе-
чения;
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного
доступа к данным;
– сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановле-
ния питания;
– передача в автоматизированном режиме в ИАСУ КУ (КО), ОАО «СО ЕЭС» и другим
заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений;
Лист № 3
Всего листов 11
– автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт», событий в АИИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт»;
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт».
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
– автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Наимено-
вание про-
граммного
обеспече-
ния
Цифровой идентифи-
катор программного
обеспечения (кон-
трольная сумма ис-
полняемого кода)
045761ae9e8e40c82b06
1937aa9c5b00
05a5d6be0574fce8a274
62e3498dda62
aeefde21a81569
abec96d8cb4cd3507b
860d26cf7a0d26da4acb
3862aaee65b1
0939ce05295fbcbbba40
0eeae8d0572c
Комплек-
сы измери-
тельно-
вычисли-
тельные
для учета
электро-
энергии
«Альфа-
ЦЕНТР»
АС_UE
b8c331abb5e34444170
eee9317d635cd
MD5
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) про-
граммного
обеспечения
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иден-
тификатора
программного
обеспечения
Идентификационное на-
именование программ-
ного обеспечения
(наименование програм-
ного модуля , наимено-
вание файла)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Программа планиров-
щик опроса и передачи
данных (стандартный
каталог для всех моду-
лей, Amrserver.exe)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Драйвер ручного опроса
счетчиков, Amrc.exe)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Драйвер автоматическо-
го опроса счетчиков,
Amra.exe)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Драйвер работы с БД,
Cdbora2.dll)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Библиотека шифрова-
ния пароля счетчиков,
Encryptdll.dll)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Библиотека сообщений
планировщика опросов,
Alphamess.dll)
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-
ний соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:
– установкой пароля на счетчик;
– установкой пароля на сервер;
– установкой пароля на УСПД;
– защитой результатов измерений при передаче информации (использованием элек-
тронной цифровой подписи).
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Канал измере-
ний
Погрешность
ИК в рабочих
условиях экс-
плуатации,
± %
Номер ИК
cos φ = 0,87
sin φ = 0,5
cos φ = 0,5
sin φ = 0,87
330000
16666-97
ЕвроАЛЬФА
Активная
Реактивная
± 0,8 %
± 1,5 %
± 1,7 %
± 1,7 %
Метрологические характери-
стики
Доверительные границы отно-
сительной погрешности ре-
Состав измерительного каналазультата измерений количества
активной и реактивной элек-
троэнергии и мощности при
доверительной вероятности
Р=0,95:
Наименование объекта
учета, диспетчерское
наименование присое-
динения
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент транс-
формации,
№ Госреестра СИ
или свидетельства о по-
верке
Основная по-
грешность
ИК,
Обозначение, тип± %
Ктт ·Ктн ·Ксч
Вид электрической энергии
56
7
8
ТТ
ТН
4
АТБМО-110 УХЛ1
ВТБМО-110 УХЛ1
СТБМО-110 УХЛ1
АНКФ-110-57У1
ВНКФ-110-57У1
СНКФ-110-57У1
12 3
КТ=0.2S
Ктт=300/1
23256-02
КТ=0.5
Ктн=110000:√3/100: √3
1188-58
КТ=0.2S/0.5
Ксч=1
1
ПС Лазарево-1 110/10 кВ
ВЛ-110 кВ Дубники-1
Счетчик
Лист № 4
Всего листов 11
Таблица 2. Продолжение
ТТ
ТН
330000
2
ПС Лазарево-1 110/10 кВ
ВЛ-110 кВ Дубники-2
Счетчик
16666-97
ЕвроАЛЬФА
ТТ
ТН
330000
3
ЕвроАЛЬФА
ТТ
ТН
220000
4
ПС Санчурск
110/35/10 кВ
ВЛ-110 кВ Пижма
Счетчик
16666-97
ЕвроАЛЬФА
1 2 3 4 5 6
7 8
АТБМО-110 УХЛ1
ВТБМО-110 УХЛ1
СТБМО-110 УХЛ1
АНКФ-110-57У1
ВНКФ-110-57У1
СНКФ-110-57У1
КТ=0.2S
Ктт=300/1
23256-02
КТ=0.5
Ктн=110000:√3/100: √3
1188-58
КТ=0.2S/0.5
Ксч=1
Активная ± 0,8 % ± 1,7 %
Реактивная ± 1,5 % ± 1,7 %
АТБМО-110 УХЛ1
ВТБМО-110 УХЛ1
СТБМО-110 УХЛ1
АНКФ-110-57У1
ВНКФ-110-57У1
СНКФ-110-57У1
ПС Лазарево-1 110/10 кВ
ОМВ 110 кВ
Счетчик
КТ=0.2S
Ктт=300/1
23256-02
КТ=0.5
Ктн=110000:√3/100: √3
1188-58
КТ=0.2S/0.5
Ксч=1
16666-97
Активная ± 0,8 % ± 1,7 %
Реактивная ± 1,5 % ± 1,7 %
АТРГ-110 II*
ВТРГ-110 II*
СТРГ-110 II*
АНАМИ-110 УХЛ1
ВНАМИ-110 УХЛ1
СНАМИ-110 УХЛ1
КТ=0.5S
Ктт=200/5
26813-06
КТ=0.2
Ктн=110000:√3/100: √3
24218-08
КТ=0.5S/1.0
Ксч=1
Активная ± 1,1 %
Реактивная ± 2,2 %
± 3,0 %
± 3,0 %
Лист № 5
Всего листов 11
Таблица 2. Продолжение
ТТ
ТН
3000
5
ПС Кичма 35/10 кВ
Фидер 10 кВ №0
Счетчик
16666-97
ЕвроАЛЬФА
ТТ
ТН
30000
6
НПС «Прудки»,
ЗРУ-10 кВ, Ввод №1
яч. 3
Альфа
ТТ
ТН
30000
7
НПС «Прудки»,
ЗРУ-10 кВ, Ввод №2
яч. 27
Счетчик
14555-95
Альфа
1 2 3 4 5 6
7 8
АТОЛ-10-8.2-2 У2
В-
СТОЛ-10-8.2-2 У2
А
ВНАМИ-10
С
КТ=0.5S
Ктт=150/5
47959-11
КТ=0.5
Ктн=10000/100
20186-05
КТ=0.5S/1
Ксч=1
Активная ± 1,2 % ± 3,0 %
Реактивная ± 2,4 % ± 4,0 %
АТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10
С
Счетчик
КТ=0.5
Ктт=1500/5
1856-63
КТ=0.2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0.2/0.5
Ксч=1
14555-95
Активная ± 0,9 % ± 5,0 %
Реактивная ± 2,0 % ± 2,5 %
АТВЛМ-10
В-
СТВЛМ-10
А
ВНАМИ-10
С
КТ=0.5
1500/5
1856-63
КТ=0.2
Ктн=10000/100
11094-87
КТ=0.2/0.5
Ксч=1
Активная ± 0,9 %
Реактивная ± 2,0 %
± 5,0 %
± 2,5 %
Лист № 6
Всего листов 11
Таблица 2. Продолжение
ТТ
ТН
ТН отсутствует
20
8
ПС Прудки 110/10 кВ
Ввод 0,4 кВ ТСН-1
Счетчик
16666-97
ЕвроАЛЬФА
ТТ
ТН
ТН отсутствует
20
9
ПС Прудки 110/10 кВ
Ввод 0,4 кВ ТСН-2
ЕвроАЛЬФА
1 2 3 4 5 6 7 8
КТ= 0.5S
Ктт= 100/5
50733-12
АТ-0,66 М УЗ/II
ВТ-0,66 М УЗ/II
СТ-0,66 М УЗ/II
КТ=0.5S/1
Ксч=1
Активная ± 1,0% ± 3,0%
Реактивная ± 2,1% ± 3,0%
КТ= 0.5
Ктт= 100/5
50733-12
АТ-0,66 М УЗ/II
ВТ-0,66 М УЗ/II
СТ-0,66 М УЗ/II
Счетчик
КТ=0.5S/1
Ксч=1
16666-97
Активная ± 1,2% ± 5,0%
Реактивная ± 2,4% ± 3,0%
Лист № 7
Всего листов 11
Лист № 8
Всего листов 11
Примечания:
1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погреш-
ности измерений электроэнергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95;
cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном I
ном
.
2. В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» при-
ведены границы погрешности измерений электроэнергии и мощности посредством ИК при до-
верительной вероятности Р=0,95; cosφ=0,5 (sinφ=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от I
ном
.
3. Нормальные условия эксплуатации:
– параметры сети: диапазон напряжения (0,98 ÷ 1,02)U
ном
; диапазон силы тока
(1,0 ÷ 1,2)I
ном
; коэффициент мощности cos
j
=0,9 инд.
– температура окружающего воздуха для счетчиков электрической энергии: от trial 40
0
С до 25
0
С; УСПД – от минус 40
0
С до 60
0
С;
– магнитная индукция внешнего происхождения – 0 мТл;
– относительная влажность воздуха (70±5) %;
– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
– параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)U
ном1
; диапазон силы
первичного тока (0,01 ÷ 1,2)I
ном1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 ÷ 1,0 (0,6 ÷ 0,87); час-
тота (50
±
0,5) Гц;
– температура окружающего воздуха от
-
30
0
С до 35
0
С;
– относительная влажность воздуха (70±5) %;
– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.
Для счетчиков электроэнергии:
– параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)U
ном2
; диапазон силы
вторичного тока (0,01 ÷ 1,2)I
ном2
; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 ÷ 1,0
(0,6 ÷ 0,87); частота (50
±
0,5) Гц;
– магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
– температура окружающего воздуха от 15
0
С до 30
0
С;
– относительная влажность воздуха (40 ÷ 60) %;
– атмосферное давление (750±30) мм рт. ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
– параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В, частота (50 ± 1) Гц;
– температура окружающего воздуха от 15
0
С до 30
0
С;
– относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
– атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.
5. Надежность применяемых в системе компонентов:
-
счётчик электроэнергии – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности не более 7 суток;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч., среднее время
восстановления работоспособности не более 24 ч.;
6. Глубина хранения информации:
-
счетчикэлектроэнергии–тридцатиминутныйпрофильнагрузкивдвух
направлениях, не менее 70 суток; при отключении питания – не менее 30 лет.
-
УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по
каждому ИК – не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания – не
менее 3 лет.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Лист № 9
Всего листов 11
таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт» как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени в АИИС КУЭ
ОАО «Кировэнергосбыт» ± 5 с.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени в АИ-
ИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт» ± 5 с/сут.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится в левой верхней части титульных листов эксплуата-
ционной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную ком-
мерческого учета электроэнергии ОАО «Кировэнергосбыт».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт» приведена в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт»
Наименование
Тип
Количество
ТБМО-110 УХЛ1
ТРГ-110 II*
ТОЛ-10-8.2-2 У2
ТВЛМ-10
Т-0,66 М У3/II
НКФ-110-57У1
НАМИ-110 УХЛ1
НАМИ-10
ЕвроАЛЬФА
9 шт.
3 шт.
2 шт.
4 шт.
6 шт.
6 шт.
3 шт.
3 шт.
7 шт.
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока элегазовые
Трансформаторы тока опорные
Трансформаторы тока измерительные
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения антирезонансные
Трансформаторы напряжения
Счетчики электроэнергии многофункциональные
Счетчики электрической энергии многофункцио-
нальные
Альфа
2 шт.
Устройство сбора и передачи данных
RTU-325
1 шт.
Руководство по эксплуатации
Методика поверки
ДИЯМ.422231.291.ИЭ
ДИЯМ.422231.291.МП
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляется по документу ДЯИМ.422231.291.МП «Система автоматизированная ин-
формационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Кировэнергосбыт».
Методикаповерки»,утвержденномуИнновационнымфондом«РОСИСПЫТАНИЯ»
02.12.2013 г.
Рекомендуемые средства поверки:
- трансформатор напряжения лабораторный измерительный НЛЛ-15, номинальное на-
пряжение первичной обмотки 10 000 В, класс точности 0,1 или 0,2;
- делитель напряжения ДН-220пт, коэффициент деления 1100, пределы допускаемой
относительной основной погрешности при измерении напряжения переменного тока синусои-
дальной формы номинальной частотой 50 Гц ± 0,1 %;
- прибор сравнения КНТ-03, пределы погрешности измерения: по напряжению не более
± (0,001+0,03∙А) %, по углу не более ± (0,1+0,03∙А) мин, где А-значения измеряемой величины.
Лист № 10
Всего листов 11
- трансформатор тока измерительный лабораторный ТТИ-5000.5; номинальные значе-
ния первичного тока: 100 А, 150 А, 200 А, 300 А, 1500 А; номинальный класс точности 0,05;
- частотомер электронно-счетный с диапазоном измерения 0,01 Гц — 12 МГц, с преде-
лом абсолютной погрешности измерения не более 0,01 Гц;
- измеритель нелинейных искажений с диапазоном измерения 0…10 % с пределом аб-
солютной погрешности измерения не более 0,1 %
- нагрузочные устройства (магазины проводимости или магазины сопротивления),
обеспечивающие нагрузку поверяемого трансформатора в пределах от 25 до 100 % его номи-
нальной мощности, с пределом допускаемой основной погрешности активной и реактивной со-
ставляющих мощности не более ± 4 %;
- установка для поверки счетчиков электрической энергии МК6801;
- блок питания Б5-30;
- секундомер механический СОПпр; класс точности 2;
- оптический преобразователь для работы со счетчиками электроэнергии; переносной
компьютер с возможностью выхода в интернет для связи с тайм-сервером и программным
обеспечением для работы с радиочасами РЧ-011, ПО программный пакет АС_L Laptop, терми-
нальная программа «Внешний инженерный пульт»;
– мультиметры Ресурс-ПЭ – 2 шт.;
– радиочасы РЧ-011/2.
Сведенияометодиках (методах) измерений
Методика измерений электроэнергии приведена в документе «Методика измерений ко-
личества электроэнергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Кировэнергосбыт» и отдельных
измерительных комплексов», аттестованном Инновационным фондом «РОСИСПЫТАНИЯ».
Свидетельство об аттестации № 1-02-12/13 от 02.12.2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной ин-
формационно-измерительнойкоммерческогоучётаэлектроэнергииОАО «Кировэнергосбыт»
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения
единстваизмерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «Эльстер Метроника»
111141, Российская Федерация, г. Москва, 1-й проезд Перова Поля д.9, стр.3.
Телефон: (495) 730-0286, (495) 730-0287; Сайт:
Заявитель
ООО «Эльстер Метроника»
111141, Российская Федерация, г. Москва, 1-й проезд Перова Поля д.9, стр.3.
Телефон: (495) 730-0286, (495) 730-0287; Сайт:
Лист № 11
Всего листов 11
Испытательный центр
ГЦИ СИ «РОСИСПЫТАНИЯ»
Адрес: 103001, г. Москва, Гранатный пер., д. 4
Телефон/факс: (499) 236-41-71/(499) 230-36-25
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ «РОСИСПЫТАНИЯ» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № 30123-10 от 12.02.2010 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«___» _____________ 2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.