Untitled document

Приложение к свидетельству № 67351

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ) (далее по тексту -

АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную

систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК

ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные

трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активнойиреактивной

электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 41907-09

(Рег. № 41907-09), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения

информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий

в каналообразующую аппаратуру, сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного

времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

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

к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии

с заданной дискретностью учета (30 мин);

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о

состоянии средств измерений во всех ИИК;

хранениерезультатовизмеренийиданныхосостояниисредствизмерений

в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности

от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных

параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты

и системного времени);

передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии

в рамках согласованного регламента;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциони-

рованного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

Лист № 2

Всего листов 9

Принцип действия

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами

в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают

на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых

сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического

тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные

значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов

времени 30 мин.

УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики и считывает 30-минутный профиль

мощности. УСПД выступает в качестве промежуточного хранилища измерительной информации,

журналов событий.

Сервер ИВК с периодичностью один раз в сутки считывает из УСПД 30-минутные

профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий счетчиков и самого

УСПД. Считанные данные записываются в базу данных.

При помощи программного обеспечения (ПО) сервер ИВК осуществляет вычисление

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

хранение, оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты

электронного документа 80020).

С уровня ИВК Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ) осуществляется передача XML

макетов 80020 по протоколу ftp либо по электронной почте на АРМ ПАО «Т Плюс».

XML макеты 80020 обрабатываются АРМ ПАО «Т Плюс», шифруются, подписываются

ЭЦП и передаются в АО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Мордовское РДУ и всем

заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения

единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ,

счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется

УССВ-35HVS производства ООО «Эльстер Метроника». УССВ-35HVS осуществляет прием

сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов УСПД и УССВ-35HVS происходит с цикличностью один раз

в час. Синхронизация часов УСПД и УССВ-35HVS осуществляется независимо от показаний

часов УСПД и УССВ-35HVS.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД происходит при каждом

обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ

и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД на

величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к

счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД

осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величинуболее чем ±1 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения

(ПО) представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)Значение

Наименование ПО ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационное наименование ПО ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО 12.1

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Вид

электро

энергии

RTU-327 Зав. № 006515

Рег. № 41907-09

Smartum Rack-4262-W

Состав ИИК АИИС КУЭ

№ ИИК

ТНСчетчикИВКЭ

ИВК

яч.2 "Юго-

Западная-

Кл.т. 0,5

600/5

активная

реактивная

яч.4 "Юго-

Западная-

Кл.т. 0,5

600/5

P4GE-DW-4

Зав.№

Рег.

№ 31857-11

активная

реактивная

ОРУ-

110 кВ

яч.13

"Резинотех-

ника-1"

Кл.т. 0,5

P4GE-DW-4

Зав.№

№ 31857-11

активная

реактивная

ОРУ-

110 кВ

яч.14

"Резинотех-

ника-2"

Кл.т. 0,5

Зав.№

Рег.

активная

реактивная

яч.16

"Восточная-

Кл.т. 0,5

600/5

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Диспетчер-

ское

наименова-ТТ

ние ИИК

123

Саранская

ТВ-110/50

ТЭЦ-2

ОРУ-110 кВ

Зав. № 2160135

Зав. № 2160152

Зав. № 2160125

Рег. № 3190-72

Саранская

ТВ-110/50

ТЭЦ-2

ОРУ-110 кВ

Зав. № 2189150

Зав. № 2189160

Зав. № 2189180

Рег. № 3190-72

Саранская

ТВ-110/50

ТЭЦ-2

750/5

3 Зав. № 1697180

Зав. № 1697183

Зав. № 1697160

Рег. № 3190-72

Саранская

ТВ-110/50

ТЭЦ-2

1000/5

4 Зав. № 1695155

Зав. № 1695152

Зав. № 1695130

Рег. № 3190-72

Саранская

ТВ-110/50

ТЭЦ-2

ОРУ-110 кВ

Зав. № 2052130

Зав. № 2052160

Зав. № 2052140

Рег. № 3190-72

456

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Кл. т 0,5S/1,0

Зав.№

01276631

Рег.

№ 31857-11

НКФ-110-57

A1805RAL-

Кл. т 0,5

110000:√3/

Кл. т 0,5S/1,0

100:√3

Зав. № 706930

01276627

Зав. № 706849

Зав. № 706931

A1805R

Рег.

№ 14205-94

Кл. т 0,5S/1,0

УХЛ1

100:√3

Зав. № 495

Рег

НАМИ-110

01276623

Кл. т 0,2

Рег.

110000:√3/

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Зав. № 551

Кл. т 0,5S/1,0

Зав. №

533

01276642

№ 24218-08

№ 31857-11

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Кл. т 0,5S/1,0

Зав.№

01276625

Рег.

№ 31857-11

активная

реактивная

Лист № 4

Всего листов 9

НКФ-110-57

Кл. т 0,5

110000:√3/

100:√3

Зав. № 706930

Зав. № 706849

Зав. № 706931

Рег.

№ 14205-94

НАМИ-110

УХЛ1

Кл. т 0,2

110000:√3/

100:√3

Зав. № 495

Зав. № 551

Зав. № 533

Рег.

№ 24218-08

Smartum Rack-4262-W

активная

реактивная

активная

реактивная

активная

реактивная

активная

реактивная

активная

реактивная

СШ-110 кВ,

яч.№7,

ОМВ-110 кВ

0,5

750/5

Продолжение таблицы 2

123

ТВ-110/50

СаранскаяКл.т. 0,5

ТЭЦ-2 ОРУ- 750/5

6110 кВ яч.17Зав. № 1906125

"Восточная-Зав. № 1906160

1"Зав. № 1906145

Рег. № 3190-72

ТВ-110/50

СаранскаяКл.т. 0,5

ТЭЦ-2 ОРУ- 600/5

7 110 кВ яч.6 Зав. № 2001140

"Светотех- Зав. № 2001120

ника-1" Зав. № 2001150

Рег. № 3190-72

ТВ-110/50

СаранскаяКл.т. 0,5

ТЭЦ-2 ОРУ- 600/5

8 110 кВ яч.8 Зав. № 1895150

"Светотех- Зав. № 1895160

ника-2" Зав. № 1895170

Рег. № 3190-72

СаранскаяТВ-110/50

ТЭЦ-2, Кл.т. 0,5

ОРУ-110 кВ, 600/5

9 СШ-110 кВ,Зав. № 1999120

яч.№10,Зав. № 1999180

ВЛ -110 кВЗав. № 1999160

Центролит-1 Рег. № 3190-72

Саранская ТВ-110/50Кл.т.

ТЭЦ-2, 0,5

ОРУ-110 кВ,750/5

10 СШ-110 кВ,Зав. № 1694180

яч.№11,Зав. № 1694181

ВЛ -110 кВЗав. № 1694182

Центролит-2 Рег. № 3190-72

Саранская

ТВ-110/50Кл.т.

ТЭЦ-2,

ОРУ-110 кВ,

Зав. № 2516120

Зав. № 2516180

Зав. № 2516140

Рег. № 3190-72

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Кл. т 0,5S/1,0

Зав.№

01276618

Рег.

№ 31857-11

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Кл. т 0,5S/1,0

Зав.№

01276624

Рег.

№ 31857-11

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Кл. т 0,5S/1,0

Зав.№

01276629

Рег.

№ 31857-11

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Кл. т 0,5S/1,0

Зав.№

01276620

Рег.

№ 31857-11

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Кл. т 0,5S/1,0

Зав.№

01276636

Рег.

№ 31857-11

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Кл. т 0,5S/1,0

Зав.№

01276646

Рег.

№ 31857-11

RTU-327 Зав. № 006515

Рег. № 41907-09

активная

реактивная

Лист № 5

Всего листов 9

Smartum Rack-4262-W

Продолжение таблицы 2

123

СаранскаяТФНД-35М

ТЭЦ-2 ОРУ- Кл.т. 0,5

35 кВ яч.1 600/5

ВЛ-35 кВЗав. № 2555

"ЦентральнаяЗав. № 2530

котельная"Рег. № 3689-73

активная

реактивная

ВЛ-35 кВ

"Лямбирь"

Кл.т. 0,5

600/5

Саранская

ТФНД-35М

ТЭЦ-2 ОРУ-

13 35 кВ яч.3

Зав. № 2286

Зав. № 2278

Рег. № 3689-73

активная

реактивная

СаранскаяТФНД-35М

ТЭЦ-2 ОРУ- Кл.т. 0,5

35 кВ яч.5 600/5

ВЛ-35 кВЗав. № 2508

"Ромодано-Зав. № 2530

во"Рег. № 3689-73

активная

реактивная

ВЛ-35 кВ

"Атемар"

Кл.т. 0,5

600/5

Саранская

ТФНД-35М

ТЭЦ-2 ОРУ-

15 35 кВ яч.7

Зав. № 2574

Зав. № 2524

Рег. № 3689-73

ЗНОМ-35-65

Кл. т 0,5

35000:√3/

100:√3

Зав. № 1274569

Зав. № 1145273

Зав. № 1146110

Рег. № 912-70

ЗНОМ-35-65

Кл. т 0,5

35000:√3/

100:√3

Зав. № 1232488

Зав. № 1232556

Зав. № 1232536

Рег. № 912-70

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Кл. т 0,5S/1,0

Зав.№

01276635

Рег.

№ 31857-11

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Кл. т 0,5S/1,0

Зав.№

01276640

Рег.

№ 31857-11

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Кл. т 0,5S/1,0

Зав.№

01276644

Рег.

№ 31857-11

A1805RAL-

P4GE-DW-4

Кл. т 0,5S/1,0

Зав.№

01276645

Рег.

№ 31857-11

RTU-327 Зав. № 006515

Рег. № 41907-09

активная

реактивная

Номер ИИКcosφ

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК

при измерении активной электрической энергии

в рабочих условиях применения

, %

1(2)

изм

< I

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

изм

120 %

123456

1,0-±2,2±1,6±1,5

1 - 150,9-±2,6±1,8±1,6

(ТТ 0,5; ТН 0,5; 0,8 - ±3,1 ±2,0 ±1,8

Счетчик 0,5S)

0,7 - ±3,8 ±2,3 ±2,0

0,5 - ±5,6 ±3,2 ±2,6

1,0-±2,1±1,6±1,4

1 - 110,9-±2,6±1,7±1,5

(ТТ 0,5; ТН 0,2; 0,8 - ±3,1 ±1,9 ±1,6

Счетчик 0,5S)

0,7 - ±3,7 ±2,2 ±1,8

0,5 - ±5,5 ±3,0 ±2,3

Лист № 6

Всего листов 9

Продолжение таблицы 3

Номер ИИКsinφ

0,6

0,71

0,6

0,71

1 - 15

0,44

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Счетчик 1,0)

0,87

1 - 11

0,44

(ТТ 0,5; ТН 0,2;

Счетчик 1,0)

0,87

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК

при измерении реактивной электрической энергии

в рабочих условиях применения

, %

1(2)

изм

< I

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

изм

120 %

- ±7,2 ±4,7 ±4,1

- ±5,5 ±3,9 ±3,6

- ±4,7 ±3,6 ±3,4

- ±4,0 ±3,3 ±3,1

- ±7,1 ±4,6 ±3,9

- ±5,4 ±3,8 ±3,5

- ±4,7 ±3,5 ±3,3

- ±4,0 ±3,2 ±3,1

Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.

Примечания:

1 Погрешность измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

=1,0 нормируется от I

, а погрешность

измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

<1,0 нормируется от I

2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии

и средней мощности (30 мин).

3В качестве характеристик погрешностиИИКустановлены пределыдопускаемой

относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

4 Нормальные условия применения 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 плюс 15 до плюс 25

С;

относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 ˚С.

5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:

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

сила тока от 0,05 Iном до 1,2 Iном;

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35

С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;

относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 ˚С.

6 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения

по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии

по ГОСТ Р 52323-2005; в режиме измерения реактивной электроэнергии согласно описанию

типа Рег. № 31857-11.

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные

(см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же,

как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные

утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт

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

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч;

УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч.

Лист № 7

Всего листов 9

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчика Тв ≤ 2 ч;

для УСПД Тв ≤ 2 ч;

для сервера Тв ≤ 1 ч;

для компьютера АРМ Тв ≤ 1 ч;

для модема Тв ≤ 1 ч.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства

для пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими

пломбами;

наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;

организациядоступакинформацииИВКпосредствомпаролейобеспечивает

идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

фактов параметрирования счетчика;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчики Альфа А1800 - не менее 74 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому

каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 сут;

при отключении питания - не менее 5 лет;

ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений -

не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность средства измерений указана в таблице 4.

A1805RAL-P4GE-DW-4

15 шт

Обозначение

ТВ-110/50

ТФНД-35М

НКФ-110-57

НАМИ-110 УХЛ1

ЗНОМ-35-65

Количество

33 шт.

8 шт

3 шт

6 шт

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчики электрической энергии многофункцио-

нальные

Устройство trial и передачи данных

Устройство синхронизации времени

Сервер

Методика поверки

Паспорт-формуляр

RTU-327

УССВ-35HVS

Smartum Rack-4262-W

РТ-МП-4448-500-2017

ЭССО.411711.АИИС.346 ПФ

1 шт

1 шт.

Лист № 8

Всего листов 9

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4448-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской

ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва»

28.06.2017 г.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков Альфа А1800 - по методике проверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной

ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;

УСПД RTU-327 - по методике поверки по методике проверки ДЯИМ466215.007 МП,

утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.

Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный

№ 39952-08;

Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения

компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;

Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS). (Регистрационный № 46656-11);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками

системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена

деления 1 °С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя

и (или) наклейки.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в аттестованном документе.

Методика(метод)измеренийколичестваэлектрическойэнергии(мощности)

с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ).

Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0010/2017-01.00324-2011

от 19.06.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Саранской ТЭЦ-2

(ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ)

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

положения

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

технические условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные

системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Т Плюс» (ПАО «Т Плюс»)

ИНН 7715671659

Адрес: 143421, Московская область, Красногорский район, 26 км автодороги «Балтия»,

территория бизнес-центра «Рига-Ленд», строение 3

Телефон: +7 (495) 980-59-00

Факс: +7 (495) 980-59-08

Лист № 9

Всего листов 9

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоСнабСтройСервис»

(ООО «ЭнергоСнабСтройСервис»)

ИНН 7706292301

Адрес (юридический): 121500, г. Москва, Дорога МКАД 60 км, д.4А, офис 204

Адрес (почтовый): 600021, г. Владимир, ул. Пушкарская, д.46, 4-й этаж

Телефон: +7(4922) 47-09-36

Факс: +7(4922) 47-09-37

Испытательный центр

Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр

стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект д.31

Телефон: +7(495)544-00-00, +7(499)129-19-11

Факс: +7(499)124-99-96

E-mail:

info@rostest.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2017 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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