|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1) |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | Филиал ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1), г.Нижнекамск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 1 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
подготовка данных в ХML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям,
предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений(ИИК ТИ);
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования импульсов телеметрии, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВК АИИС КУЭ состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» (Г.р. 29484-05), сервера баз данных и автоматизированных рабочих мест (АРМ).
ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU); синхронизацию часов счетчиков; ведение журналов событий.
ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, формирование отчетных документов и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» в информационные системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020 в соответствии с требованиями регламентов оптового рынка электроэнергии. Передача результатов измерений в формате XML 80020 заверенных электронно-цифровой подписью осуществляется с АРМ.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и их состав приведен в таблице 1. Замену измерительных компонентов оформляют в соответствии с МИ 2999-2011.
В АИИС КУЭ выделяется система обеспечения единого времени (СОЕВ), которая работает следующим образом. ИВК «ИКМ-Пирамида», получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием устройства синхронизации времени УСВ-2 (Г.р. № 41681-09). ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает синхронизацию часов счетчиков не реже одного раза в сутки и сервера БД постоянно.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов (ИК) и их состав
| № ИК | Наименование | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Фаза, тип (модификация) СИ | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 1 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.10, ОВ-110 кВ | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 26813-06; Ктт=1000/5 | А | ТРГ-110 II* | | 2 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 11Р, яч.228, КЛ-6кВ «ТСН-6/0,4 кВ (OBU01)» | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 | А | ТВЛМ-10 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | | 3 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 5РО, яч.40, КЛ-6кВ «ТСН-6/0,4 кВ (1 OBU)» | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 | А | ТВЛМ-10 | | 4 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 6РО, яч.54, КЛ-6кВ «ТСН-6/0,4 кВ (OBU02)» | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 | А | ТВЛМ-10 | | 5 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 11Р, яч.219, КЛ-6кВ «Элек-тродвигатель ПЭН RL051» | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 | А | ТВЛМ-10 | | 6 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 5РО, яч.41, КЛ-6кВ «Элек-тродвигатель ПЭН RL052» | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 | А | ТВЛМ-10 | | 7 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 6РО, яч.55, КЛ-6кВ «Элек-тродвигатель ПЭН RL053» | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 | А | ТВЛМ-10 | | 8 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, КРУ-6 кВ, сек. 7РО, яч.247а, КЛ-6кВ «Элек-тродвигатель ПЭН RL054» | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1856-63; Ктт=150/5 | А | ТВЛМ-10 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | | 9 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, РУСН-0,4 кВ, сек. 12Н, панель 181, КЛ-0,4 кВ в сторону «Сборка электрофиц. задвижек LA-01» | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 24541-03; Ктт=50/5 | А | Т-0,66 | | 10 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, РУСН-0,4 кВ, сек. 13Н, панель 191, КЛ-0,4 кВ в сторону «Сборка электрофиц. зад-вижек LA-02 и 03» | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 24541-03; Ктт=50/5 | А | Т-0,66 | | 11 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ ТГ-9 | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 30489-09; Ктт=2000/1 | А | TG: TG-145N | | 12 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ ТГ-10 | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 30489-09; Ктт=2000/1 | А | TG: TG-145N | | 13 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ ТГ-11 | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 30489-09; Ктт=2000/1 | А | TG: TG-145N |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | | 14 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.2, Блок «1ГТ» | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 | А | ТОГФ (П) | | 15 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.4, Блок «2ГТ» | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 | А | ТОГФ (П) | | 16 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.8, Блок «3ГТ» | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 | А | ТОГФ (П) | | 17 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.12, Блок «4ГТ» | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 26813-06; Ктт=1000/5 | А | ТРГ-110 II* | | 18 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.1, РТСН «20Т» | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 | А | ТОГФ (П) |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | | 19 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.22, Блок «5ГТ» | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 | А | ТОГФ (П) | | 20 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.25, Блок «6ГТ» | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 | А | ТОГФ (П) | | 21 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.29, Блок «7ГТ» | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 | А | ТОГФ (П) | | 22 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.34, Блок «8ГТ» | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 | А | ТОГФ (П) | | 23 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.24, РТСН «30Т» | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 61432-15; Ктт=1000/5 | А | ТОГФ (П) |
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000». Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 2. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.0772014.
Таблица 2 - Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 | | Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | | Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | | Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| I, % от Iном | Коэффи-циент мощ-ности | ИК №1, ИК №11 - ИК №23 | ИК №2 - ИК №8 | ИК №9, ИК №10 | | 2 | 0,50 | ±1,8 | ±2,0 | ±2,1 | - | - | - | - | - | - | | 2 | 0,80 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,3 | - | - | - | - | - | - | | 2 | 0,87 | ±1,1 | ±1,3 | ±2,5 | - | - | - | - | - | - | | 2 | 1,00 | ±0,9 | ±1,2 | - | - | - | - | - | - | - | | 5 | 0,50 | ±1,3 | ±1,4 | ±1,9 | ±5,4 | ±5,4 | ±2,7 | ±5,3 | ±5,3 | ±2,6 | | 5 | 0,80 | ±0,9 | ±1,1 | ±2,1 | ±2,9 | ±2,9 | ±4,5 | ±2,8 | ±2,8 | ±4,4 | | 5 | 0,87 | ±0,8 | ±1,1 | ±2,1 | ±2,5 | ±2,6 | ±5,6 | ±2,4 | ±2,5 | ±5,4 | | 5 | 1,00 | ±0,6 | ±0,8 | - | ±1,8 | ±1,8 | - | ±1,7 | ±1,7 | - | | 20 | 0,50 | ±0,9 | ±1,2 | ±1,7 | ±2,9 | ±3,0 | ±1,6 | ±2,6 | ±2,7 | ±1,4 | | 20 | 0,80 | ±0,6 | ±1,0 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,7 | ±2,5 | ±1,4 | ±1,5 | ±2,3 | | 20 | 0,87 | ±0,6 | ±0,9 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,5 | ±3,0 | ±1,2 | ±1,3 | ±2,8 | | 20 | 1,00 | ±0,5 | ±0,7 | - | ±1,1 | ±1,1 | - | ±0,9 | ±0,9 | - | | 100, 120 | 0,50 | ±0,9 | ±1,2 | ±1,7 | ±2,2 | ±2,2 | ±1,3 | ±1,8 | ±1,9 | ±1,1 | | 100, 120 | 0,80 | ±0,6 | ±1,0 | ±1,8 | ±1,2 | ±1,3 | ±1,9 | ±1,0 | ±1,1 | ±1,6 | | 100, 120 | 0,87 | ±0,6 | ±0,9 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,2 | ±2,3 | ±0,8 | ±1,0 | ±1,9 | | 100, 120 | 1,00 | ±0,5 | ±0,7 | - | ±0,9 | ±0,9 | - | ±0,6 | ±0,7 | - | | Нормальные условия измерений - по ГОСТ 30206-94, ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р 52323-2005, ИЛГШ.411152.145ТУ.
Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с.
δWоA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности.
δWA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения.
δWР - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов (ИК) | 23 | | Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, минут | 30 | | Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 | | Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое | | Формирование базы данных с результатами измерений | автоматическое |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК, лет, не менее | 3,5 | | Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ, сут, не менее | 90 | | Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ | автоматическое | | Температура окружающего воздуха для: | | - измерительных трансформаторов, (С | от -45 до +40 | | - счетчиков, связующих компонентов, (С | от 0 до +40 | | - оборудования ИВК, (С | от +10 до +35 | | Частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 | | Напряжение сети питания, % от Uном | от 90 до 110 | | Индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более | 0,5 | | Допускаемые значения информативных параметров: | | - ток, % от Iном | от 2 до 120 | | - напряжение, % от Uном | от 90 до 110; | | - коэффициент мощности, cos ( | 0,5 инд. -1,0 - 0,5 емк. |
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип, модификация | Количество, шт. | | 1 | 2 | 3 | | Трансформаторы тока | ТРГ-110 II* | 6 | | Трансформаторы тока | ТВЛМ-10 | 14 | | Трансформаторы тока | Т-0,66 | 6 | | Трансформаторы тока | TG | 9 | | Трансформаторы тока | ТОГФ (П) | 27 | | Трансформаторы напряжения | ЗНОГ | 3 | | Трансформаторы напряжения | ЗНОГ-110 | 21 | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 4 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 14 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 9 | | Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 | | Комплекс информационно-вычислительный | ИКМ-Пирамида | 1 | | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр | 0.068ФО | 1 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 | | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки | МП-118-RA.RU.310556-2017 | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП-118-RA.RU.310556-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 23 ноября 2017 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ»24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени, вторичных эталонов ВЭТ 1-5 или ВЭТ 1-7;
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- для комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 230.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2005 г.
- для устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 237.00.001И1, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» в августе 2009 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии периметра потребления филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1)
ГОСТ 22294 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
|
| Заявитель | Филиал Открытого акционерного общества «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1) (Филиал ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1)
ИНН 1655189422
Адрес: 423570, Республика Татарстан, г. Нижнекамск, промзона, п/о 11, а/я 66
Телефон: +7 (8555) 32-13-10, +7 (8555) 32-13-59 |
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии»(ФГУП «СНИИМ»)
Адрес: 630004, г. Новосибирск, просп. Димитрова, д. 4
Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60
E-mail: director@sniim.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.
|
