Приложение к свидетельству № 56244
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии(АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части
ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС «Бавлы»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
троэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Приволжскнефтепровод» по
ЛПДС «Бавлы» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реак-
тивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных до-
кументов и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы
напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнер-
гии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-
2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и техни-
ческие средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики из-
мерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-
ИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее –
УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее – УСВ)
УСВ-2.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер
приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала
(АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее – ПО) ПК «Энерго-
сфера».
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают 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 актив-
ной 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 зна-
чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется
хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верх-
ний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройст-
вам.
Лист № 2
Всего листов 11
На верхнем – третьем уровне системы выполняется обработка измерительной инфор-
мации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов транс-
формации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчет-
ных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организа-
ции – участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе
ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата
80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъек-
та оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъек-
та рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по груп-
пам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных дан-
ных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО "АК "Транснефть" (номер в Госреест-
ре №54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматри-
вает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и
ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координиро-
ванного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального по-
зиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координи-
рованным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Госре-
естр СИ №39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные,
поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигацион-
ной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP со-
гласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержа-
щие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам
спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу
ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное
обновление данных на сервере ИВК.
Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВКЭ обеспечивает ав-
томатическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. УСВ-2 синхронизирует собственное си-
стемное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, полу-
чаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от величины
расхождения часов УСПД и времени приемника. Сличение часов счетчиков с часами УСПД
осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при
расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с. Погрешность часов компонентов АИ-
ИС КУЭ не превышает ± 5 с.
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.
Лист № 3
Всего листов 11
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии 7.0, в
состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает
защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с
правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обес-
печиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Наименование
программного
обеспечения
Идентифика-
ционное на-
именование
программного
обеспечения
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) программ-
ного
обеспечения
Цифровой идентифи-
катор программного
обеспечения (кон-
трольная сумма ис-
полняемого кода)
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора про-
граммного
обеспечения
ПК
«Энергосфера»
7.0
Библиотека
pso_metr.dll
1.1.1.1
CBEB6F6CA69318BE
D976E08A2BB7814B
MD5
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормиро-
ваны с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 11
Состав измерительного канала
Номер ИК
Вид электро-
энергии
ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
6000/√3:100/√3
Зав. № 13196
Зав. № 13930
Зав. № 13932
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 0804110264
активная
реактивная
ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
6000/√3:100/√3
Зав. № 13874
Зав. № 14104
Зав. № 13490
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 0802121094
СИКОН С70
Зав. № 07068
HP ProLiant
ВL460 G6,
HP ProLiant
ВL460 Gen8
активная
реактивная
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование объекта
ТТТНСчётчикУСПДСервер
12
4
5
6
7
8
ЛПДС «Бавлы»,
1ЗРУ-6 кВ, яч. №2
«Ввод №1»
ЛПДС «Бавлы»,
2ЗРУ-6 кВ, яч.9
«Ввод №2»
3
ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
300/5
Ф.А: Зав. № 12341
Ф.С: Зав. № 12361
ТПЛ-10с
Кл. т.0,5
Ф.В: Зав. № 2697
ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
300/5
Ф.А: Зав. № 12360
Ф.С: Зав. № 1186
ТПЛ-10с
Кл. т.0,5
Ф.В: Зав. № 1951
Лист № 5
Всего листов 11
3
ЛПДС «Бавлы»,
РУ-0,4 кВ СКИН 232
активная
реактивная
4
ЛПДС «Бавлы»,
РУ-0,4 кВ, яч. №3
ВЛ-0,4 кВ «Жилпоселок
Нефтепровод» (транзит)
СИКОН С70
Зав. № 07068
HP ProLiant
ВL460 G6,
HP ProLiant
ВL460 Gen8
активная
реактивная
1
2
45
6
7
8
СЭТ-4ТМ.03М.08
–Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 0809130734
3
ТОП-0,66
Кл. т. 0,5S
100/5
Зав. № 3095177
Зав. № 3095216
Зав. № 3095184
ТОП-0,66
Кл. т. 0,5S
150/5
Зав. № 3101846
Зав. № 3101867
Зав. № 3101835
СЭТ-4ТМ.03М.08
–Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 0810131046
Лист № 6
Всего листов 11
Номер ИК
Диапазон тока
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
3, 4
(ТТ 0,5S; Сч 0,2S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
2
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
Основная погрешность,
(±
d
), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
3 4 5
1,0 1,2 2,2
1,3 1,6 2,9
Погрешность в рабочих
условиях, (±
d
), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
6 7 8
1,2 1,4 2,3
1,4 1,7 3,0
1
1
2,32,85,4
2,42,95,4
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
1,1 1,3 2,2
1,4 1,7 3,0
1,7 2,0 2,7
1,9 2,2 3,3
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 0,2S)
2
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 0,5S)
2,32,95,4
2,63,25,6
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<0,05Iн
1
0,91,01,8
0,91,01,8
1,31,42,6
2,42,85,3
1,11,21,9
1,11,21,9
1,41,62,7
2,52,95,3
Номер ИК
Диапазон тока
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
3, 4
(ТТ 0,5S; Сч 0,5)
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
1
1
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 0,5)
2
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
Основная погрешность,
(±
d
), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
3 4 5
2,6 1,8 1,2
3,5 2,4 1,5
6,4 4,3 2,5
2,7 2,0 1,5
3,6 2,6 1,7
Погрешность в рабочих
условиях, (±
d
), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
6 7 8
3,0 2,4 1,9
3,8 2,8 2,1
6,5 4,6 2,9
4,2 3,8 3,5
4,8 4,1 3,6
2
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 1,0)
6,44,42,7
7,25,54,2
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<0,05Iн
1
1,91,61,0
1,91,61,0
2,92,41,4
5,44,42,6
2,52,21,9
2,52,21,9
3,32,72,1
5,64,63,0
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
Лист № 7
Всего листов 11
диапазон напряжения (0,98 – 1,02) Uном;
диапазон силы тока (1 – 1,2) Iном,
частота (50
±
0,15) Гц;
коэффициент мощности cos
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
ТТ и ТН от минус 40 °C до плюс 50 °C;
счетчиков от плюс 21 °C до плюс 25 °C;
УСПД от плюс 10 °C до плюс 30 °C;
ИВК от плюс 10 °C до плюс 30 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
– параметры сети:
диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн
1
;
диапазон силы первичного тока - (0,02 – 1,2) Iн
1
;
коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота - (50
±
0,2) Гц;
– температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 60 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
– параметры сети:
диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн
2
;
диапазон силы вторичного тока (0,02 – 1,2) Iн
2
;
коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха:
– для счётчиков электроэнергии от минус 40 °C до плюс 60 °C;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры окру-
жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на анало-
гичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечис-
ленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Приволжскнефтепро-
вод» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъ-
емлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
–электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее Т =
140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-12) – среднее время наработ-
ки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–УСПД СИКОН С70 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–сервер HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8– среднее время наработки
на отказ не менее Т
G6
=261163, Т
Gen8
=264599 ч, среднее время восстановления работоспособно-
сти tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
Лист № 8
Всего листов 11
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни-
ка бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-
даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной
почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована);
– о состоянии средств измерений.
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
– УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-
дому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохране-
ние информации при отключении питания – не менее 10 лет;
– Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-
нее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Приволжскнефтепровод»
по ЛПДС «Бавлы» типографским способом.
Лист № 9
Всего листов 11
СИКОН С70
УСВ-2
ПК "Энергосфера"
СЭТ-4ТМ.03М36697-122
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип№ ГосреестраКоличество, шт.
1 2 3 4
Трансформатор токаТЛО-1025433-034
Трансформатор тока ТПЛ-10с29390-052
Трансформатор тока ТОП-0,6647959-116
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06 3344-046
Счётчик электрической энер-
гии многофункциональный
Счётчик электрической энер-
гии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М36697-082
Устройство сбора и передачи
данных
28822-051
41681-101
ССВ-1Г
39485-082
-1
Устройствосинхронизации
времени
Сервер точного времени
Серверспрограммным
обеспечением
Методика поверки
Формуляр
Руководство по эксплуатации
-
-
-
-1
-1
-1
Поверка
осуществляется по документу МП 57983-14 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в
части ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС «Бавлы». Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в июне 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
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 от-
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика повер-
ки», согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика повер-
ки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
СИКОН С70 – по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70.
Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
УСВ-2 – по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика по-
верки ВЛСТ. 237.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;
Лист № 10
Всего листов 11
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной систе-
мы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений №
27008-04;
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками
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 количества электриче-
скойэнергии(мощности)сиспользованиемавтоматизированнойинформационно-
измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в
части ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС «Бавлы» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть»
в части ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС «Бавлы»)», аттестованной ФГУП «ВНИ-
ИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к cистеме автома-
тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИ-
ИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС
«Бавлы»
1. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
4. 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.
Изготовитель
ООО «Автоматизированные системы в энергетике», г. Владимир
Юридический адрес: 600031, г. Владимир, ул. Юбилейная, д.15
Тел.: 89107694566
E-mail:
Лист № 11
Всего листов 11
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:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в
целях 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.