Untitled document

Приложение к свидетельству № 70101

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Богучанская ГЭС»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

трической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Богучанская ГЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена

для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной

и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологиче-

скими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи

полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизиро-

ванную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в

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

напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической

энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электрической энергии

и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электрической энергии, вторичные

измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и тех-

нические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -

ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325T

(далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в

себя сервер АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организа-

ции локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизи-

рованные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО)

«АльфаЦЕНТР».

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

усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и то-

ка за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения про-

изводится вычисление полной мощности за период. 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 значе-

ние мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется

обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощ-

ности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накоплен-

ных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным

к УСПД устройствам.

Лист № 2

Всего листов 10

На верхнем - третьем уровне системы, расположенном в центре сбора и обработки ин-

формации (далее - ЦСОИ) ПАО «Богучанская ГЭС», выполняется дальнейшая обработка изме-

рительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и

передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и

передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощно-

сти, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде

XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о

порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового

рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта

рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек по-

ставки производится с сервера АИИС КУЭ настоящей системы.

Сервер АИИС КУЭ, установленный в ЦСОИ ПАО «Богучанская ГЭС», имеет возмож-

ность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрирован-

ных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ преду-

сматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях сис-

темы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСПД, синхронизирующим собственную

шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам навига-

ционных систем ГЛОНАСС/GPS, получаемым от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS.

Погрешность измерения времени при синхронизации от приемника ГЛОНАСС/GPS составляет

не более ±10 мс.

Сервер АИИС КУЭ, периодически (1 раз в 30 минут) сравнивает собственную шкалу

времени со шкалой времени УСПД. При наличии расхождения равного ±2 с и более, сервер

АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСПД.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется

во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения шкалы

времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±2 с и более, производится синхронизация

шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электрической энергии,

УСПД, сервера АИИС КУЭ отражаются в журналах событий. Факты коррекции времени с обяза-

тельной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую

были скорректированы указанные устройства, отражаются в журнале событий сервера АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО

приведена в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной инфор-

мации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче

является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПОАльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

Наименование программного модуля ПО:

ac_metrology.dll3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации,

свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электриче-

ской энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации,

поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 10

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Состав измерительного канала

Номер ИК

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня ИК АИИС КУЭ

Наименование

точки измерений

ТТ

ТНСчётчикУСПД

Вид

электрической

энергии и

мощности

1Богучанская ГЭС, ГГ1-вывода 15,75 кВ

2Богучанская ГЭС, ГГ2-вывода 15,75 кВ

3Богучанская ГЭС, ГГ3-вывода 15,75 кВ

4Богучанская ГЭС, ГГ4-вывода 15,75 кВ

5Богучанская ГЭС, ГГ5-вывода 15,75 кВ

6Богучанская ГЭС, ГГ6-вывода 15,75 кВ

JKQ

15000/5

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

JKQ

15000/5

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

JKQ

15000/5

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

JKQ

15000/5

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

JKQ

15000/5

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

JKQ

15000/5

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

Лист № 4

Всего листов 10

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

Богучанская ГЭС, Элегазовый

токопровод 220 кВ, 1АТ

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

Богучанская ГЭС, Элегазовый

токопровод 220 кВ, 2АТ

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

Богучанская ГЭС, Блок 220/15,75 кВ

ГГ7-Т7, 220 кВ

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

Богучанская ГЭС, Блок 220/15,75 кВ

ГГ8-Т8, 220 кВ

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

7Богучанская ГЭС, ГГ7-вывода 15,75 кВ

8Богучанская ГЭС, ГГ8-вывода 15,75 кВ

9Богучанская ГЭС, ГГ9-вывода 15,75 кВ

JKQ

15000/5

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

JKQ

15000/5

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

JKQ

15000/5

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

JR 0,5

2000/1

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

JR 0,5

2000/1

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

JR 0,5

1500/1

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

JR 0,5

1500/1

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

SU 252/В34

220000/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

SU 252/В34

220000/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

SU 252/В34

220000/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

SU 252/В34

220000/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

Лист № 5

Всего листов 10

Богучанская ГЭС, Блок 220/15,75 кВ

ГГ9-Т9, 220 кВ

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

Богучанская ГЭС, КРУ2-6 кВ, 1С 6 кВ

яч.41 КЛ-6 кВ

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

Богучанская ГЭС, КРУ2-6 кВ, 2С 6 кВ

яч.50 КЛ-6 кВ

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

Окончание таблицы 2

JR 0,5

1500/1

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

ТЛП-10-6

100/5

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

ТЛП-10-6

100/5

Кл. т. 0,2S

Фазы: А, В, С

SU 252/В34

220000/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

ЗНОЛП

6300/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

ЗНОЛП

6300/√3:100/√3

Кл. т. 0,2

Фазы: А, В, С

Лист № 6

Всего листов 10

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность)

Метрологические характеристики ИК

относительной ос-

ствующие вероятно-

сти Р=0,95 (±δ), %

Границы интервала

в рабочих условиях

Границы интервала

относительной по-

новной погрешности

грешности измерений

Номер ИКДиапазон токаизмерений, соответ-

эксплуатации, соот-

ветствующие вероят-

ности Р=0,95 (±δ), %

cos φ cos φ cos φ cos φ cos φ cos φ

= 1,0 = 0,8 = 0,5 = 1,0 = 0,8 = 0,5

1ном



1,2I

1ном

0,50,60,90,81,01,2

1 - 16

0,2I

1ном





1ном

0,50,60,90,81,01,2

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

0,05I

1ном





0,2I

1ном

0,6 0,8 1,2 0,8 1,1 1,4

0,01I

1ном





0,05I

1ном

1,0 1,3 2,0 1,3 1,5 2,2

новной погрешности

ствующие вероятно-

сти Р=0,95 (±δ), %

относительной по-

в рабочих условиях

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала

относительной ос-

грешности измерений

Номер ИКДиапазон тока

измерений, соответ-

эксплуатации, соот-

ветствующие вероят-

ности Р=0,95 (±δ), %

cos φ = 0,8 cos φ = 0,5 cos φ = 0,8 cos φ = 0,5

1ном



1,2I

1ном

1,00,82,01,9

1 - 16

0,2I

1ном





1ном

1,00,82,01,9

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)

0,05I

1ном





0,2I

1ном

1,1 0,9 2,1 2,0

0,02I

1ном





0,05I

1ном

2,0 1,5 2,6 2,3

П р и м е ч а н и я

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и

средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ = 0,5; 0,8; 1 и температуры окру-

жающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до плюс 35 °С.

4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже чем у перечисленных

в таблице 2. Допускается замена УСПД, на аналогичные средства измерений утвержденного

типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт

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

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.

Лист № 7

Всего листов 10

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристикиЗначение

Количество измерительных каналов 16

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

от 99 до101

- ток, % от I

ном

от 1 до 120

- частота, % от f

ном

от 99,7 до 100,3

- коэффициент мощности cosφот 0,5 инд. до 0,8 емк.

температура окружающей среды, °С от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

от 90 до 110

- ток, % от I

ном

от 1 до 120

- частота, Гцот 49,5 до 50,5

- коэффициент мощности cos



от 0,5 инд. до 0,8 емк.

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения электро-

счетчиков, °С

от -40 до +60

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

от 0 до +50

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

СЭТ-4ТМ.03М

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч 2

УСПД:

RTU-325T

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее55000

- среднее время восстановления работоспособности, ч 2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее146116

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

СЭТ-4ТМ.03М

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее113

- при отключении питания, лет, не менее 3

УСПД:

- график средних мощностей за интервал 30 мин, суток, не менее45

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации о состоянии

средств измерений, лет, не менее 3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с ±5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера с помощью источника

бесперебойного питания.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

Лист № 8

Всего листов 10

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД.

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера (серверного шкафа);

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере (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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную

информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)

ПАО «Богучанская ГЭС» типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие

средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Обозначение

JKQ

JR 0,5

ТЛП-10

TJC 6-G

SU 252/В34

ЗНОЛП

Рег. №

41964-09

35406-12

35406-07

30709-08

49111-12

44734-10

23544-07

Количество, шт.

Лист № 9

Всего листов 10

СЭТ-4ТМ.03М

36697-0815

36697-121

Окончание таблицы 6

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Устройства сбора и передачи данных

Методика поверки

Формуляр

RTU-325T

МП 2-2018

44626-101

-1

Поверка

осуществляется по документу МП 2-2018 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Богучанская

ГЭС». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы

и Технологии» 16 февраля 2018 г.

Основные средства 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.

Трансформаторы 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 отключения

цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1,

являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика

поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической

энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации.

Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ

ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

- RTU-325T - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.005 МПИ1 «Устройства

сбора и передачи данных RTU-325Н и RTU-325Т. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ

ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010 г.

- устройство синхронизации времени УСВ-2, измеряющее текущие значения времени и

даты по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (Рег. № 41681-10);

- термогигрометр «Ива-6А-КП-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20

до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 90 %,

дискретность 0,1 % (Рег. № 46434-11);

- миллитесламетр ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 1999 мТл

(Рег. № 28134-12).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом

и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической

энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учета электрической энергии ПАО «Богучанская ГЭС» (АИИС

КУЭ ПАО «Богучанская ГЭС»)», аттестованной АО ГК «Системы и Технологии», аттестат

аккредитации № RA.RU.312308 от 04.10.2017 г.

Лист № 10

Всего листов 10

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)

ПАО «Богучанская ГЭС»

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.

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

положения.

Изготовитель

Акционерное общество Группа Компаний «Системы и технологии»

(АО ГК «Системы и Технологии»)

ИНН: 3327304235

Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8

Юридический адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8, помещение 59

Тел./ факс: (4922) 33-67-66/ 42-45-02

E-mail:

st@sicon.ru

Испытательный центр

Акционерное общество Группа Компаний «Системы и технологии»

(АО ГК «Системы и Технологии»)

ИНН: 3327304235

Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8

Тел./ факс: (4922) 33-67-66/ 42-45-02

E-mail:

st@sicon.ru

Аттестат аккредитации АО ГК «Системы и Технологии» по проведению испытаний

средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312308 от 04.10.2017 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2018 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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