Приложение № 3
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «31» декабря 2020 г. № 2332
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения
ОАО «РЖД» в границах Вологодской области
Назначение средства измерений
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в
границах Вологодской области (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений
активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной
шкалекоординированноговремени РоссийскойФедерацииUTC(SU),атакже для
автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи
полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетtrialмногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной
функцией измерения.
АИИС КУЭ состоит из трех уровней:
1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики),
вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)
включает устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОАО «РЖД», выполняющие функции
сбора, хранения результатов измерений и их передачи на уровень ИВК;
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя Центр
сбора данных ОАО «РЖД» на базе программного обеспечения (ПО) «Энергия Альфа 2», сервер
филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» на базе ПО «Энфорс АСКУЭ», сервер
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия Альфа 2», построенный
на базе виртуальной машины, функционирующей в распределенной среде виртуализации VMware
VSphere, устройства синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру,
технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав
доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы
счетчика. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре
счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной
мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для
интервалов времени 30 минут. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти
фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов (ИК) при помощи
технических средств приёма-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется
формирование и хранение информации. Допускается опрос счетчиков любым УСПД в составе
АИИС КУЭ с сохранением настроек опроса.
2
Данные по ИК №№ 1 – 43 по основному каналу связи, организованному на базе
волоконно-оптической линии связи, с УСПД передаются на сервер Центра сбора данных
ОАО «РЖД», где осуществляется оформление отчетных документов. Цикличность сбора
информации – не реже одного раза в сутки.
Передача информации об энергопотреблении от сервера Центра сбора данных
ОАО «РЖД» на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически, путем
межсерверного обмена.
Данные по ИК № 44 по выделенному каналу связи передаются на сервер филиала
ПАО«МРСКСеверо-Запада»«Вологдаэнерго»,гдепроисходитоформление
отчетных документов.Передача информацииоб энергопотреблениинасервер
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производитсяпоканалу связи сетиInternetв формате
XML-макетов.
Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ
и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо в ИВК.
Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям
оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронно-цифровой
подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030,
80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ
осуществляется сервером по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через
интернет-провайдера или сотовой связи.
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает сбор/передачу данных по
электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных
субъектов ОРЭМ в виде макетов XML формата 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в
иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет
нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию
времени с допускаемой погрешностью не более, указанной в таблице 5. СОЕВ включает в себя
устройства синхронизации времени УСВ-3 и УСВ-2, серверы точного времени Метроном-50М,
часысерверацентрасбораданныхОАО «РЖД»,часысерверафилиала
ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго», часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», часы
УСПД и счётчиков. Серверы точного времени Метроном-50М, устройства синхронизации времени
УСВ-3 и УСВ-2 осуществляют прием и обработку сигналов глобальной навигационной
спутниковой системой ГЛОНАСС/GPS, по которым осуществляют синхронизацию собственных
часов со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащён УССВ на базе серверов точного времени
(основного и резервного) типа Метроном-50М. Периодичность сравнения показаний часов
осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит
при превышении уставки коррекции времени (величины расхождения времени корректируемого и
корректирующегокомпонентов).Уставкакоррекциивременисервераравна
±1 с (параметр программируемый).
Сервер центра сбора данных ОАО «РЖД» оснащен устройством синхронизации времени
УСВ-3. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки.
Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки
коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой
погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр
программируемый).
Сервер филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» оснащен устройством
синхронизациивремени(УСВ)УСВ-2.Сравнениепоказанийчасовсерверафилиала
ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» и УСВ происходит при каждом сеансе связи
сервер – УСВ. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит один раз в час вне
зависимости от величины расхождения.
3
УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от сервера Центра сбора данных ОАО «РЖД».
Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка
времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени.
Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ
АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
УСПД филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго» синхронизируются от
сервера филиала ПАО «МРСК Северо-Запада» «Вологдаэнерго». Периодичность сравнения
показаний часов осуществляется при каждом сеансе связи УСПД – сервер. Корректировка
времени компонентов АИИС КУЭ происходит один раз в сутки вне зависимости от величины
расхождения.
Счетчики (ИК №№ 1 – 43) синхронизируются от УСПД ОАО «РЖД». Сравнение
показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик – УСПД.
Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки
коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой
погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр
программируемый).
Счетчики (ИК № 44) синхронизируются от УСПД филиала ПАО «МРСК Северо-Запада»
«Вологдаэнерго». Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе
связи счетчик – УСПД. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит один раз в
сутки вне зависимости от величины расхождения.
Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на
которую был скорректирован компонент.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в
таблицах 1 - 3.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергия Альфа 2»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Значение
Энергия Альфа 2
не ниже 2.0.0.2
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)17e63d59939159ef304b8ff63121df60
ac_metrology.dll )
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО АльфаЦЕНТР
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО (MD 5,
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОЭнфорс АСКУЭ
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 2.2
Цифровой идентификатор ПО4278ac885e31698b8e0029f7bdb424c2
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений
соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных
изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
4
Уровень защиты ПО «Энфорс АСКУЭ» от непреднамеренных и преднамеренных
изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
СоставИКАИИСКУЭ,метрологическиеитехническиехарактеристикиИК
АИИС КУЭ приведены в таблицах 4 - 6.
Номер ИК
Наимено-
вание
объекта
учета
Состав ИК АИИС КУЭ
Обозначение, тип
1
ПС 110 кВ Вологда
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.1ДПР
ТТ
RTU-327
Рег. №
41907-09
УСВ-3, рег. № 51644-12/
Метроном-50М, рег. № 68916-17
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C29-T+
2
ПС 110 кВ Вологда
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.2ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C29-T+
Таблица 4 - Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК
АИИС КУЭ
ИВКЭИВК
12
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
регистрационный
номер в Федеральном
информационном
фонде по обеспечению
единства измерений
(рег. №)
3
56
Кт=0,5
Ктт=150/5
№3690-73
Кт=0,5
Ктн=27500/100
№912-70
4
АТФН-35М
ВТФН-35М
С -
АЗНОМ-35-65
ВЗНОМ-35-65
С -
Кт=0,5
Ктт=200/5
№3690-73
Кт=0,5
Ктн=27500/100
№912-70
АТФЗМ-35А-У1
ВТФЗМ-35А-У1
С -
АЗНОМ-35-65
ВЗНОМ-35-65
С -
5
3
ПС 110 кВ Вологда
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.3ДПР
ТТ
RTU-327
Рег. №
41907-09
УСВ-3, рег. № 51644-12 /
Метроном-50М, рег. № 68916-17
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C29-T+
4
ПС 110 кВ Вологда
(тяговая), РУ 6 кВ, Ф.2
ТТ
ТН
НАМИ-10-95 УХЛ2
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C28-T+
5
ПС 110 кВ Вологда
(тяговая), РУ 6 кВ, Ф.3
ТТ
ТН
НАМИ-10-95 УХЛ2
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C28-T+
6
ПС 110 кВ Вологда
(тяговая), РУ 6 кВ, Ф.4
ТТ
ТН
НАМИ-10-95 УХЛ2
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C28-T+
Продолжение таблицы 4
12
56
3
Кт=0,5 А
Ктт=150/5 В
№3690-73 С
Кт=0,5 А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
4
ТФН-35М
ТФН-35М
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
ТЛМ-10
-
ТЛМ-10
Кт=0,5 А
Ктт=600/5 В
№2473-69 С
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100 В
№20186-00 С
ТПЛМ-10
-
ТПЛМ-10
Кт=0,5 А
Ктт=200/5 В
№2363-68 С
Кт=0,5 А
Ктн=6000/100 В
№20186-00 С
ТЛМ-10
-
ТЛМ-10
Кт=0,5 А
Ктт=600/5 В
№2473-69 С
Кт=0,5 А
Ктн=6000/100 В
№20186-00 С
6
7
ПС 110 кВ Вологда
(тяговая), РУ 6 кВ, Ф.7
ТТ
RTU-327
Рег. №
41907-09
УСВ-3, рег. № 51644-12 /
Метроном-50М, рег. № 68916-17
ТН
НАМИ-10-95 УХЛ2
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 14555-02
A2R-3-AL-C28-T+
8
ПС 110 кВ Вологда
(тяговая), РУ 6 кВ, Ф.8
ТТ
ТН
НАМИ-10-95 УХЛ2
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№ 14555-02
A2R-3-AL-C28-T+
9
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№16666-97
EA05RAL-B-4
10
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C29-T+
Продолжение таблицы 4
12
56
4
ТОЛ
-
ТОЛ
3
Кт=0,5S
А
Ктт=600/5 В
№47959-11
С
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100 В
№20186-00
С
ТОЛ
-
ТОЛ
Кт=0,5S
А
Ктт=600/5 В
№47959-11
С
Кт=0,5
А
Ктн=6000/100 В
№20186-00
С
ПС 110 кВ Вохтога
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.1ДПР
Кт=0,5
А
Ктт=100/5 В
№35056-07
С
Кт=0,2
А
Ктн=27500/√3/110/√3 В
№44087-10
С
4MC7
4MC7
-
4MT
4MT
-
ПС 110 кВ Грязовец
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.1ДПР
Кт=0,2
А
Ктт=200/5 В
№62259-15
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТОЛ-НТЗ-35-IV
ТОЛ-НТЗ-35-IV
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
7
11
ТТ
RTU-327
Рег. №
41907-09
УСВ-3, рег. № 51644-12/
Метроном-50М, рег. № 68916-17
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C29-T+
12
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-4-AL-C25-T+
13
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-4-AL-C25-T+
14
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№31857-06
А1805RAL-P4GB-DW-3
Продолжение таблицы 4
12
56
ПС 110 кВ Грязовец
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.2ДПР
3
Кт=0,5
А
Ктт=200/5 В
№3690-73,664-51
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
4
ТФЗМ-35А-У1
ТФН-35
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.1ДПР
Кт=0,5
А
Ктт=150/5 В
№3690-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФЗМ-35А-У1
ТФЗМ-35А-У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
ПС 220 кВ Кадниковский ПС 220 кВ Кадниковский
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.2ДПР
Кт=0,5
А
Ктт=150/5 В
№3690-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФЗМ-35А-У1
ТФЗМ-35А-У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
ПС 110 кВ Кипелово
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.1ДПР
Кт=0,5
А
Ктт=200/5 В
№3689-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФЗМ-35Б-1У1
ТФЗМ-35Б-1У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
8
15
ПС 110 кВ Кипелово
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.2ДПР
ТТ
RTU-327
Рег. №
41907-09
УСВ-3, рег. № 51644-12/
Метроном-50М, рег. № 68916-17
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№16666-97
EA05RAL-P3B-3
16
ПС 110 кВ Кипелово
(тяговая), КРУН 10 кВ,
Ф.1ПЭ
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C28-T+
17
ПС 110 кВ Кипелово
(тяговая), КРУН 10 кВ,
Ф.2ПЭ
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C28-T+
18
ПС 110 кВ Кипелово
(тяговая), ТСН1 0,4
кВ
ТТ
-
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№31857-06
А1802RL-P4G-DW-4
19
ПС 110 кВ Кипелово
(тяговая), ТСН2 0,4
кВ
ТТ
ТН
-
EA05RAL-B-4
Продолжение таблицы 4
12
3
56
Кт=0,5
Ктт=200/5
№3689-73
Кт=0,5
Ктн=27500/100
№912-70
4
АТФЗМ-35Б-1У1
ВТФЗМ-35Б-1У1
С -
АЗНОМ-35-65
ВЗНОМ-35-65
С -
Кт=0,5
Ктт=200/5
№1276-59
Кт=0,5
Ктн=10000/√3/100/√3
№3344-72
АТПЛ-10
В -
СТПЛ-10
А ЗНОЛ-06
В ЗНОЛ-06
С ЗНОЛ-06
Кт=0,5
Ктт=200/5
№1276-59
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№831-69
АТПЛ-10
В -
СТПЛ-10
А
ВНТМИ-10-66
С
Кт=0,5S
Ктт=1000/5
№19956-02
АТ-0,66 У3
ВТ-0,66 У3
СТ-0,66 У3
Счетчик ТН
Кт=0,5S
Ктт=1000/5
№19956-02
АТ-0,66 У3
ВТ-0,66 У3
СТ-0,66 У3
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№16666-97
9
RTU-327
Рег. №
41907-09
УСВ-3, рег. № 51644-12 /
Метроном-50М, рег. № 68916-17
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№16666-97
EA05RL-B-4
21
ПС 110 кВ Печаткино
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.1ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-4-AL-C25-T+
22
ПС 110 кВ Печаткино
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.2ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-4-AL-C29-T+
23
ПС 110 кВ Туфаново
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.1ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-4-AL-C29-T+
Продолжение таблицы 4
ПС 110 кВ Кипелово
(тяговая), ШСН 0,4 кВ
ТТ
123
Кт=0,5
А
Ктт=200/5 В
№17551-98
С
456
Т-0,66 У3
Т-0,66 У3
Т-0,66 У3
ТН
20
-
Кт=0,5
А
Ктт=150/5 В
№3690-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФН-35М
ТФЗМ-35А-У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
Кт=0,5
А
Ктт=150/5 В
№3690-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФЗМ-35А-У1
ТФЗМ-35А-У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
Кт=0,5
А
Ктт=150/5 В
№3689-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФЗМ-35Б-1У1
ТФЗМ-35Б-1У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
10
24
ПС 110 кВ Туфаново
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
ф.2ДПР
ТТ
RTU-327
Рег. №
41907-09
УСВ-3, рег. № 51644-12/
Метроном-50М, рег. № 68916-17
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-4-AL-C29-T+
25
ПС 220 кВ Харовская
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.1ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-4-AL-C25-T+
26
ПС 220 кВ Харовская
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.2ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C29-T+
ТТ
Счетчик
Продолжение таблицы 4
12
56
3
Кт=0,5
А
Ктт=150/5 В
№3689-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
4
ТФЗМ-35Б-1У1
ТФЗМ-35Б-1У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
Кт=0,5
А
Ктт=100/5 В
№26418-04
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФЗМ-35А-ХЛ1
ТФЗМ-35А-ХЛ1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
Кт=0,5
А
Ктт=100/5 В
№3690-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФЗМ-35А-У1
ТФЗМ-35А-У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
ПС 220 кВ Харовская
(тяговая), ЩСН №1
Кт=0,5S
А
Ктт=1000/5В
№19956-02
С
Т-0,66 У3
Т-0,66 У3
Т-0,66 У3
ТН
27
-
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2T-4-0L-C25-T
№14555-02
11
RTU-327
Рег. №
41907-09
УСВ-3, рег. № 51644-12 /
Метроном-50М, рег. № 68916-17
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2T-4-0L-C25-T
29
ПС 110 кВ Череповец
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.1ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C29-T+
30
ПС 110 кВ Череповец
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.2ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C29-T+
31
ПС 110 кВ Череповец
(тяговая), КРУН 10 кВ,
Ф.10
ТТ
ТН
НТМИ-10-66У3
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C28-T+
Продолжение таблицы 4
ПС 220 кВ Харовская
(тяговая), ТСН-4 ШСН-6
ТТ
123
Кт=0,5
А
Ктт=600/5 В
№ 19956-02
С
456
Т-0,66 У3
Т-0,66 У3
Т-0,66 У3
ТН
28
-
Кт=0,5
А
Ктт=200/5 В
№3690-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФН-35М
ТФЗМ-35А-У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
Кт=0,5
А
Ктт=200/5 В
№3690-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФЗМ-35А-У1
ТФН-35М
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
ТОЛ 10-I
-
ТОЛ 10-I
Кт=0,5
А
Ктт=400/5 В
№15128-01
С
Кт=0,5
А
Ктн=10000/100 В
№831-69
С
12
32
ПС 110 кВ Череповец
(тяговая), КРУН 10 кВ,
Ф.6
ТТ
RTU-327
Рег. №
41907-09
УСВ-3, рег. № 51644-12/
Метроном-50М, рег. № 68916-17
ТН
НТМИ-10-66У3
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C28-T+
33
ПС 110 кВ Шексна
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.1ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C29-T+
34
ПС 110 кВ Шексна
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.2ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№16666-97
EA05RAL-P3B-3
35
ПС 110 кВ Шексна
(тяговая), КРУН 10 кВ,
Ф.3ПЭ
ТТ
ТН
НАМИ-10-95 УХЛ2
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C29-T+
Продолжение таблицы 4
12
56
4
ТОЛ 10-I
-
ТОЛ 10-I
3
Кт=0,5
А
Ктт=300/5 В
№15128-01
С
Кт=0,5
А
Ктн=10000/100 В
№831-69
С
Кт=0,5
А
Ктт=100/5 В
№3690-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФЗМ-35А-У1
-
ТФЗМ-35А-У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
Кт=0,5
А
Ктт=150/5 В
№3690-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФЗМ-35А-У1
-
ТФЗМ-35А-У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
ТОЛ 10-I
-
ТОЛ 10-I
Кт=0,5
А
Ктт=300/5 В
№15128-03
С
Кт=0,5
А
Ктн=10000/100 В
№20186-05
С
13
36
ПС 110 кВ Шексна
(тяговая), КРУН 10 кВ,
Ф.4ПЭ
ТТ
RTU-327
Рег. №
41907-09
УСВ-3, рег. № 51644-12/
Метроном-50М, рег. № 68916-17
ТН
НАМИ-10-95 УХЛ2
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-3-AL-C29-T+
37
ПС 220 кВ Явенга
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.1ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-4-AL-C25-T+
38
ПС 220 кВ Явенга
(тяговая), ОРУ 27,5 кВ,
Ф.2ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№14555-02
A2R-4-AL-C29-T+
ТТ
Счетчик
Продолжение таблицы 4
12
56
4
ТОЛ 10-I
-
ТОЛ 10-I
3
Кт=0,5
А
Ктт=300/5 В
№15128-03
С
Кт=0,5
А
Ктн=10000/100 В
№20186-05
С
Кт=0,5
А
Ктт=150/5 В
№3690-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФЗМ-35А-У1
ТФЗМ-35А-У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
Кт=0,5
А
Ктт=150/5 В
№3690-73
С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70
С
ТФЗМ-35А-У1
ТФЗМ-35А-У1
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
ПС 220 кВ Явенга
(тяговая), СШ 0,4 кВ,
Ф.Дом
Кт=0,5
А
Ктт=150/5 В
№15174-01
С
ТОП 0,66
ТОП 0,66
ТОП 0,66
ТН
39
-
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1A2R-4-AL-C25-T+
№14555-02
14
40
ПС 110 кВ Тешемля
(тяговая), КРУН 10 кВ,
Ф.1ПЭ
ТТ
RTU-327
Рег. №
41907-09
УСВ-3, рег. № 51644-12/
Метроном-50М, рег. № 68916-17
ТН
НАМИТ-10
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№16666-97
EA05L-B-3
41
ПС 110 кВ Тешемля
(тяговая), КРУН 10 кВ,
Ф.2ПЭ
ТТ
ТН
НАМИТ-10
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№16666-97
EA05L-B-3
42
ПС 110 кВ Уйта (тяговая),
ОРУ 27,5 кВ, Ф.1ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№16666-97
EA05RAL-B-4
43
ПС 110 кВ Уйта (тяговая),
ОРУ 27,5 кВ, Ф.2ДПР
ТТ
ТН
Счетчик
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№16666-97
EA05RAL-B-4
Продолжение таблицы 4
12
56
4
ТЛК10-6
-
ТЛК10-6
3
Кт=0,5
А
Ктт= 30/5 В
№ 9143-01
С
Кт=0,5
А
Ктн=10000/100 В
№16687-97
С
ТЛК10-6
-
ТЛК10-6
Кт=0,5
А
Ктт= 30/5 В
№ 9143-01
С
Кт=0,5
А
Ктн=10000/100 В
№16687-97
С
Кт=0,2S
А
Ктт=75/5
В
№47124-11 С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70 С
ТОЛ-СЭЩ-35-IV
ТОЛ-СЭЩ-35-IV
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
Кт=0,2S
А
Ктт=75/5
В
№47124-11 С
Кт=0,5
А
Ктн=27500/100 В
№912-70 С
ТОЛ-СЭЩ-35-IV
ТОЛ-СЭЩ-35-IV
-
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-35-65
-
15
44
ПС 110 кВ Грязовец, ОРУ 110 кВ,
ОМВ 110кВ
ТВИ-110
ТОК-С
Рег. № 13923-03
УСВ-2, рег. № 41681-10/
Метроном-50М,
рег. № 68916-17
ТВИ-110
ТВИ-110
Кт=0,5
Ктн=110000/√3/1
00/√3
№14205-94
Кт=0,5S/1,0
Ксч=1
№27524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
Продолжение таблицы 4
123
456
ТТ
А
Кт=0,5S
Ктт=600/5В
№30559-05
С
ТН
АНКФ-110-57 У1
ВНКФ-110-57 У1
СНКФ-110-57 У1
Счетчик
Примечания:
1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 4, при условии,
что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 5
метрологических характеристик.
3 Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов.
4 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим
актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
16
ВидГраницы основной
Таблица 5 – Основные метрологические характеристики ИК
Границы погрешности в
Номера ИК
электроэнергиипогрешности (±δ), %
рабочих условиях (±δ),
%
±5
1234
1 – 6, 11 – 17, 21 –
Активная 1,2 5,7
26, 29 – 38, 40, 41
Реактивная 2,5 3,5
Активная 1,2 5,1
7, 8, 44
Реактивная 2,5 4,4
Активная 1,0 5,6
9
Реактивная 2,2 3,4
Активная 1,0 2,9
10
Реактивная 1,8 2,8
Активная 0,8 4,7
18
Реактивная 1,9 2,8
Активная 1,0 5,0
19, 27
Реактивная 2,1 4,4
Активная 1,0 5,6
20, 28, 39
Реактивная 2,1 3,4
Активная 1,0 2,8
42, 43
Реактивная1,84,0
Пределы допускаемой погрешности
СОЕВ, с
Примечания:
1ХарактеристикипогрешностиИКданыдляизмеренийэлектроэнергии
(получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие P = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% I
ном
cosφ = 0,5
инд
и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс
5 до плюс 35°С.
17
от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от +21 до +25
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
35000
72
50000
72
120000
72
90000
24
35000
24
35000
24
Значение
2
от +18 до +23
от -40 до +35
от -40 до +55
от +1 до +50
от 0 до +40
от -25 до +60
от -10 до +50
от +15 до +30
Таблица 6 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ 26035-83, ТУ 4228-011-29056091-05
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности, cos
- диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД RTU-327
- для УСПД ТОК-С
- для УСВ-3
- для УСВ-2
- для Метроном-50М
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электроэнергии АЛЬФА:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
УСПД RTU-327:
- наработка на отказ, ч, не менее
- время восстановления, ч, не более
УСПД ТОК-С:
- наработка на отказ, ч, не менее
- время восстановления, ч, не более
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
0,99
1
18
Продолжение таблицы 6
12
Глубина хранения информации
ИИК:
- счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее45
ИВКЭ:
- УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сут, не менее45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее3,5
Надежность системных решений:
− защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника
бесперебойного питания;
− резервированиеканаловсвязи:информацияорезультатахизмеренийможет
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 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;
− серверов;
− защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
− установка пароля на счетчики электрической энергии;
− установка пароля на УСПД;
− установка пароля на серверы.
Возможность коррекции времени в:
− счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
− УСПД (функция автоматизирована);
− сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
− о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
− измерений 30 мин (функция автоматизирована);
19
− сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.
ТПЛ-10
4 шт.
Трансформаторы напряжения
2 шт.
Альфа
32 шт.
ЕвроАЛЬФА
9 шт.
Альфа А1800
2 шт.
СЭТ-4ТМ.03
1 шт.
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Обозначение
ТФН-35М
ТФЗМ-35А-У1
ТЛМ-10
ТПЛМ-10
ТОЛ
4MC7
ТОЛ-НТЗ-35-IV
ТФН-35
ТФЗМ-35Б-1У1
Количество
7 шт.
22 шт.
4 шт.
2 шт.
4 шт.
2 шт.
2 шт.
1 шт.
8 шт.
Трансформаторы тока опорные
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока наружной установки
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока проходные с литой
изоляцией
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока опорные
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока измерительные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения измерительные
Трансформаторы напряжения
15 шт.
2 шт.
8 шт.
3 шт.
4 шт.
4 шт.
3 шт.
46 шт.
4 шт.
2 шт.
3 шт.
Т-0,66 У3
ТФЗМ-35А-ХЛ1
ТОЛ 10-I
ТОП 0,66
ТЛК10-6
ТОЛ-СЭЩ-35-IV
ТВИ-110
ЗНОМ-35-65
НАМИ-10-95 УХЛ2
4MT
ЗНОЛ-06
НТМИ-10-66,
НТМИ-10-66У3
НАМИТ-10
НКФ-110-57 У1
2 шт.
3 шт.
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электроэнергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
20
ТОК-С
1 шт.
Обозначение
RTU-327
Количество
2 шт.
Продолжение таблицы 7
Наименование
Устройства сбора и передачи данных
Устройства сбора и передачи данных для
коммерческого учета энергоресурсов
Устройства синхронизации времени
Устройства синхронизации времени
Сервер точного времени
Методика поверки
Формуляр
УСВ-3
УСВ-2
Метроном-50М
МП-312235-110-2020
13526821.4611.147.ПФ
1 шт.
1 шт.
2 шт.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-110-2020 «Государственная система обеспечения
единстваизмерений.Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная
коммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ) ООО«РУСЭНЕРГОСБЫТ» для
энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Вологодской области. Методика поверки»,
утвержденному ООО «Энергокомплекс»» 07.08.2020 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;
−счетчиков электрической энергии ЕвроАльфа – в соответствии с методикой
поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и
установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;
−счетчиков электрической энергии Альфа А1800 – в соответствии с документом
МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»
19.05.2006 г.;
−счетчиковэлектрическойэнергииАльфа–пометодикеповерки
«Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки»,
согласованной ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», с помощью установок МК6800, МК6801
или аналогичного оборудования с классом точности не хуже 0,05;
−счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой
поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации
ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» 10.09.2004 г.;
−УСПД RTU-327 – в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи
данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г. ;
−УСПД ТОК-С – в соответствии с разделом «Указание по поверке», приведенном в
инструкции по эксплуатации АМР1.00.00РЭ и согласованным с ФБУ «Пензенский ЦСМ» в
2003 г.;
−устройства синхронизации времени УСВ-3 – в соответствии с документом
«Инструкция.УстройствасинхронизациивремениУСВ-3.Методикаповерки.
ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденному руководителем ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
−устройства синхронизации времени УСВ-2 – в соответствии с документом
ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки»,
утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
−серверов точного времени Метроном-50М – в соответствии с документом
М0050-2016-МП«СерверточноговремениМетроном-50М.Методикаповерки»,
утвержденному ФГБУ «ГНМЦ» Минобороны России 10.04.2017 г.;
21
−радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
−прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13);
−при поверке измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ,
применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при
утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в
границах Вологодской области», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации
№ RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Вологодской
области
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 «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
(ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»)
ИНН 7706284124
Адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский проспект, д. 42, стр. 3
Телефон: +7 (495) 926-99-00
Факс: +7 (495) 280-04-50
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»
(ООО «Энергокомплекс»)
ИНН 7444052356
Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, 2
Телефон: +7 (351) 958-02-68
E-mail:
encomplex@yandex.ru
Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru