Приложение к свидетельству № 63385
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Самарский» ПАО «Т Плюс» - г. Сызрань,
ПНС № 2, 5
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Самарский» ПАО «Т Плюс» - г. Сызрань, ПНС № 2, 5
(далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и
мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи
полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные
трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной
электрическойэнергииврежимеизмеренийактивнойэлектрическойэнергиипо
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52322-2005, и в режиме измерений реактивной электрической
энергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные 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) включает в себя сервер
ИВК с программным обеспечением (далее – ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ»,
устройство синхронизации времени УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические
средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к
информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений
передаются в целых числах кВт·ч.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485
поступает на входы GSM-коммуникаторов, далее информация передаётся по каналу связи
Лист № 2
Всего листов 10
стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS – на входы сервера ИВК, где
осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической
энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и
хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал
ОАО «СО ЕЭС» Самарское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу
связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 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
Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов
оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-3,
синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени,
получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-3. Пределы допускаемой
абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам
встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC составляет не
более ±100 мкс.
Сервер ИВК периодически сравнивает свое системное время с УСВ-3. Сличение часов
сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от
наличия расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ИВК производится во время
сеанса связи со счётчиками. Корректировка часов счётчиков от часов сервера ИВК
осуществляется независимо от наличия расхождений, но не чаще одного раза в сутки. Передача
информации от счётчиков электрической энергии до сервера ИВК реализована с помощью
каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов
счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов
указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.
Лист № 3
Всего листов 10
Значение
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ», в состав которых входят программы, указанные в
таблицах 1а и 1б. ПО «Пирамида 2000» выполняет функцию сбора данных в системе. Функции обработки, хранения и передачи данных в
энергосбытовую компанию выполняет ПО «Энфорс АСКУЭ». ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в
соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными
средствами ПО «Пирамида 2000» и ПО «Энфорс АСКУЭ».
Таблица 1а — Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные
признаки
Идентификационное CalcClien CalcLeak CalcLoss Metrolog ParseBin. ParseIEC. ParseMod ParsePira SynchroN VerifyTi
наименование ПО ts.dll age.dll es.dll y.dll dll dll bus.dll mida.dll SI.dll me.dll
Номер версии
(идентификационный3
номер) ПО
e55712d0b1959ff7d79874d1 52e28d7b6f557f8848e73a92c391d642ecf53293530d9b011ea5429b
Цифровойb1b21906 0be1eb17 0fc2b156608799bb 5b737261 83d1e664 71acf4055ca1a3fd 26f7cdc2261fb0e2
идентификатор ПО 5d63da94 c83f7b0f a0fdc27e 3ccea41b 328cd778 94521f63 5bb2a4d3 3215049a 3ecd814c 884f5b35
9114dae4 6d4a132f 1ca480ac 548d2c83 05bd1ba7 d00b0d9f fe1f8f48 f1fd979f 4eb7ca09 6a1d1e75
Алгоритм вычисления
цифровогоMD5
идентификатора ПО
2.3.0.12
MD5
Значение
M80020.exe
2.2.1.20
ce7bb2858a21dff28b925816a3a1dda0
Таблица 2б — Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные признаки
Идентификационное наименование ПОCalcFormula.exe
Номер версии (идентификационный
номер) ПО
Цифровой идентификатор ПОced70f330d11fd08bdfe91f4f729386e
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 10
1.3
ПНС №5
10/6/0,4 кВ,
РУ-10 кВ, 2
сш, яч. 16
НАМИТ-10
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 0939
1.4
ПНС №5
10/6/0,4 кВ,
РУ-10 кВ, 3
сш, яч. 35
НАМИТ-10
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 0921
1.5
ПНС №5
10/6/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, 1
сш, п.5, ввод
с тр-ра №2
—
1.6
ПНС №5
10/6/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, 2
сш, п.8, ввод
с тр-ра №3
—
Счетчик
энергии
гии
носи-
тельной
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические
характеристики
Метрологичес-
Измерительные компонентыкие характе-
ристики ИК*
Преде- Преде-
лы до- лы до-
Видпуска- пуска-
Но-Наименова-элек- емой емой от-
мер ние точки Сервер тро- основ-носи-
ИК измерений
ТТ ТН электрической
энер-
ной от-
погреш-
тель- ности в
ной по- рабочих
грешно услови-
сти, ях,
(±δ) % (±δ) %
1
2
4
56789
ПСЧ-Ак-
4ТМ.05МКтивная1,33,4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №Реак-2,55,8
1111152672 тивная
Зав. №
3
ТЛК-10
Кл.т. 0,5
300/5
Зав. № 2167
Зав. № 1976
Зав. № 1934
ТЛК-10
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 3059
Зав. № 3848
Зав. № 3113
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S
1000/5
Зав. №
5112402
Зав. №
5112388
Зав. №
5112421
ТШП-0,66
Кл.т. 0,5S
1000/5
Зав. №
5112403
Зав. №
5112397
Зав. №
5112416
M2
Зав.№
ПСЧ-Ак-
4ТМ.05МКтивная1,33,4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №Реак-2,55,8
1111152714 тивная
IBM
System
ПСЧ-
x3650
Ак-
4ТМ.05МК.16 тивная 1,0 3,4
Кл.т. 0,5S/1,0
KD11Z7
Реак- 2,1 5,8
1111130682тивная
F
ПСЧ-Ак-
4ТМ.05МК.16тивная1,03,4
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №Реак-2,15,8
1111130244 тивная
Лист № 5
Всего листов 10
2.1
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 4756
2.2
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 6956
2.3
—
2.4
—
2.5
—
2.6
—
2.7
—
1
Продолжение таблицы 2
23
4
56789
ГПП
№9, ф.9
Кл.т. 0,5
150/5
Зав. № 30852
Нефтемаш
ТПЛ-10
110/6/6 кВ,
ЗРУ 6 кВ, 1
сш-6 кВ, яч.
Зав. №
35688
СЭТ-Ак-
4ТМ.03Мтивная1,13,0
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №Реак-2,34,8
0809151286 тивная
ГПП
№44, ф.44
Кл.т. 0,5
150/5
Зав. № 8225
Нефтемаш
ТПЛ-10
110/6/6 кВ,
ЗРУ 6 кВ, 4
сш-6 кВ, яч.
За
в
. №
8180
СЭТ-Ак-
4ТМ.03Мтивная1,13,0
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №Реак-2,34,8
0811158217 тивная
Зав. №
12114882
Зав. №
Зав. №
02027559
Зав. №
ТОП-0,66
Кл.т. 0,5
ТП «ФОК»
300/5
6/0,4 кВ, РУ-
0,4 кВ, 1 сш-
0,4 кВ, яч. 3
12114883
Зав. №
12114884
ТОП-0,66
Кл.т. 0,5
ТП «ФОК»
200/5
6/0,4 кВ, РУ-
0,4 кВ, 2 сш-
0,4 кВ, яч. 6
02027560
Зав. №
02027561
Шкаф учета
0,4 кВ ГСК
«Энергетик»,—
КЛ-0,4 кВ от
п.1В ПНС №5
Шкаф учета
0,4 кВ ГК
№20, КЛ-0,4—
кВ от п.1Н
ПНС №5
Шкаф учета
0,4 кВ ГСК
«Лада», КЛ-—
0,4 кВ от п.2Н
ПНС №5
ПСЧ-Ак-
4ТМ.05М.11тивная1,03,3
Кл.т. 0,5S/1,0
Зав. №Реак-2,15,7
0606100380 тивная
IBM
System
x3650
M2
ПСЧ-Зав.№Ак-
4ТМ.05М.11 KD11Z7 тивная1,03,3
Кл.т. 0,5S/1,0F
Зав. №Реак-2,15,7
0606100494 тивная
ПСЧ-Ак-
4ТМ.05МК.24тивная1,13,5
Кл.т. 1,0/2,0
Зав. №Реак-2,26,9
1103151469 тивная
ПСЧ-Ак-
4ТМ.05МК.24тивная1,13,5
Кл.т. 1,0/2,0
Зав. №Реак-2,26,9
1103151567 тивная
ПСЧ-Ак-
4ТМ.05МК.24тивная1,13,5
Кл.т. 1,0/2,0
Зав. №Реак-2,26,9
1108151204 тивная
Лист № 6
Всего листов 10
*Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерения активной и реактивной
электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.
3Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
-
параметры сети: напряжение (0,95–1,05)Uн; ток (1,0–1,2)Iн; cos
j
=0,9инд.; частота
(50±0,2) Гц;
-
температура окружающей среды: (23±2) °С.
4Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9–1,1)Uн
1
; диапазон
силы первичного тока (0,01(0,05)–1,2)Iн
1
; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0 (0,5–0,87);
частота (50±0,2) Гц;
-
температура окружающего воздуха от - 45 до + 40 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 98 % при + 25 °С;
-
атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9–1,1)Uн
2
; диапазон
силы вторичного тока (0,01–1,2)Iн
2
; 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 от - 40 до + 60 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 90 % при + 30 °С;
-
атмосферное давление от 70,0 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 + 15 до + 25 °С;
-
относительная влажность воздуха не более 80 % при + 25 °С;
-
атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
5Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % I
ном
cos
j
=0,8инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от - 5 до
+ 40
°
С.
6Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается
замена УСВ-3 на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном
собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК – среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
счётчик ПСЧ-4ТМ.05М – среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;
-
счётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч
-
УСВ-3 – среднее время наработки на отказ не менее Т=45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв=2 ч;
Лист № 7
Всего листов 10
-
сервер ИВК – среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв=1 ч.
Надежность системных решений:
-
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться 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 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:
-
счетчика электрической энергии;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
сервера.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
-
счетчика электрической энергии;
-
сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
-
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
о состоянии средств измерений;
-
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК – тридцатиминутный профиль
нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;
-
счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М – тридцатиминутный профиль
нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;
-
счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – тридцатиминутный профиль
нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания – не менее 5 лет
-
сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее
3,5 лет (функция автоматизирована).
Лист № 8
Всего листов 10
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
литой изоляцией
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонентаТип компонента№ Госреестра Количество, шт.
Трансформаторы тока ТЛК10 9143-836
Трансформаторы тока шинные ТШП 47957-116
Трансформаторы тока проходные с
ТПЛ-10 1276
-
594
многофункциональные
Трансформаторы токаТОП-0,6657218-146
Трансформаторы напряжения НАМИТ-1016687-972
Трансформаторы напряжения НТМИ-6-66 2611-702
Счетчики электрической энергии
П
СЧ-4ТМ.05МК46634-117
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05М36355-072
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
СЭТ-4ТМ.03М36697-122
Устройства синхронизации времениУСВ-351644-121
Сервер IBM System x3650 M2 —1
Методика поверки — —1
Паспорт-формуляр 66992322.384106.103.ФО —1
Поверка
осуществляется по документу МП 64964-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Самарский» ПАО
«Т Плюс» - г. Сызрань, ПНС № 2, 5. Измерительные каналы. Методика поверки»,
утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» в июне 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство
о поверке АИИС КУЭ.
Документы на поверку измерительных компонентов:
-
ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК – в соответствии с документом
ИЛГШ.411152.167РЭ1«Счетчикэлектрическойэнергиимногофункциональный
ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным
руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
-
счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М – в соответствии с методикой
поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации
ИЛГШ.411152.146РЭ согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
20.11.2007 г.;
-
счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом
ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М,
СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным
руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;
Лист № 9
Всего листов 10
-
устройство синхронизации времени УСВ-3 – в соответствии с документом
ВЛСТ.240.00.000МП «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика
поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.
Основные средства поверки:
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global PositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и 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
Методизмеренийизложенвдокументе66992322.384106.103.И3«Система
автоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии
филиала «Самарский» ПАО «Т Плюс» - г. Сызрань, ПНС № 2, 5. Руководство пользователя».
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергоинтеграция» (ООО «Энергоинтеграция»)
Адрес: 115114, г. Москва, ул. Дербеневская, д.1, стр.6
ИНН: 7704760530
Тел./факс: (495) 665-82-06
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго» (ООО «Альфа-Энерго»)
Адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1
Тел.: (499) 917-03-54
Лист № 10
Всего листов 10
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации
метрологии и испытаний в Рязанской области» (ФБУ «Рязанский ЦСМ»)
Адрес: 390011, г. Рязань, Старообрядческий проезд, д. 5
Тел/факс: (4912)55-00-01 / 44-55-84
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Рязанский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа RA.RU.311204 от 10.08.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии_____________С.С. Голубев
«____»_____________ 2016 г.
М.п.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.