Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 66677-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 01. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ОАО "Свердловская энергогазовая компания", г.Екатеринбург.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Номер в госреестре
66677-17
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительОАО "Свердловская энергогазовая компания", г.Екатеринбург
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 01
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК", далее по тексту - «АИИС КУЭ» или «система», предназначена для измерения количества активной и реактивной электрической энергии и электрической мощности, вырабатываемой, преобразуемой и распределяемой Кумертауской ТЭЦ за установленные интервалы времени, в целях коммерческого учета электрической энергии, а также для отображения, хранения, обработки и передачи полученной измерительной информации с привязкой к единому календарному времени.
ОписаниеПринцип действия системы состоит в использовании счетчиков электрической энергии с трансформаторным включением в цепи тока и напряжения контролируемого присоединения. Счетчик автоматически производит преобразование в цифровую форму, умножение сигналов тока и напряжения с последующим интегрированием, формирует и хранит профиль данных (результатов) измерений на заданных последовательных интервалах времени (как правило, 30 минут), передает измерительную информацию с помощью интерфейса на следующий уровень системы. Результат измерений электрической энергии получают накопительным итогом, результат измерений средней электрической мощности получают как отношение электрической энергии за установленный интервал времени к продолжительности этого интервала. АИИС КУЭ выполнена двухуровневой с распределенной функцией измерения и централизованным управлением процессами сбора, обработки и представления измерительной информации. Первый уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), которые включают в себя счетчики электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, их вторичные цепи, через которые унифицированные аналоговые сигналы тока и напряжения поступают на входы счетчиков, а также преобразователи интерфейсов для приема-передачи данных. Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), основой которого является сервер базы данных (СБД) с необходимым программным обеспечением (ПО), сопряженный с автоматизированным рабочим местом оператора (АРМ) и системой обеспечения единого времени (СОЕВ) при помощи преобразователей интерфейсов и электрических каналов связи. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи. СБД с помощью ПО формирует запрос для получения информации со счетчиков, осуществляет сбор измерительной информации, ее обработку, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации взаимодействующим субъектам, включая субъекты ОРЭМ, в соответствии с требованиями действующих регламентов. В системе использован ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ № 44595-10), в качестве СБД применен компьютер c ПО «Альфа-ЦЕНТР». Система обеспечения единого времени построена на основе устройства синхронизации системного времени (УССВ) типа УСВ-2 (Госреестр СИ № 41681-09). Сличение часов СБД с УССВ происходит один раз в 1 час, часов счетчиков с часами СБД - при обращении к счетчикам; при расхождении более чем в пределах ±3 с производится коррекция показаний времени. АИИС КУЭ решает следующие задачи: измерение активной и реактивной электроэнергии, включая ее приращения на установленных интервалах времени; измерение календарного времени, синхронизация часов компонентов системы и формирование последовательности интервалов времени для измерения приращений электроэнергии; периодический и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин); периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор данных о состоянии счетчиков электроэнергии во всех измерительных каналах; хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа; формирование отчетных документов и расчет учетных показателей; передача результатов измерений смежным субъектам, включая субъекты ОРЭМ; обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.); диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; регистрацию событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и пр.); конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ. Конструктивно система включает в себя ряд обособленных узлов, расположенных в помещениях ТЭЦ. Трансформаторы тока и напряжения ОРУ-220 и ОРУ-110 - открытой установки, остальные трансформаторы размещены в машинном зале и в специальных помещениях КРУ. Счетчики расположены в специальных шкафах со степенью защиты не ниже IP51, СБД - в отдельном помещении с ограниченным доступом. Механическая устойчивость технических средств системы к внешним воздействиям обеспечена конструктивным исполнением ее элементов (шкафы, кабельные короба, металлорукава и пр.). Предусмотрено экранирование и заземление узлов системы с целью радиоэлектронной защиты. Для всех технических и программных средств системы предусмотрена защита от несанкционированного доступа: - клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования; - на счетчиках предусмотрена возможность пломбирования крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчиков; - наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ; - организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа; - защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи); - наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий: - попытки несанкционированного доступа; - связь со счетчиком, приводящая к изменению данных; - факты параметрирования счетчиков; - факты пропадания напряжения; - факты коррекции шкалы времени; - отклонение тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов, включая отсутствие напряжения при наличии тока; - перерывы питания. Перечень измерительных каналов системы с указанием измерительных компонентов представлен в таблице 1. Таблица 1 - Перечень измерительных каналов системы
№ ИКНаименование присоединенияТТТНСчетчик
12345
1ТГ- 5ТВШ-15 (3 шт.) 8000/5 КТ 0,5ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 6000/√3/100/√3 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03.М КТ 0,2S/0,5
2ТГ- 6ТШЛ-20 (3 шт.) 6000/5 КТ 0,5ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 10000/√3/100/√3 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
3ОРУ-220 кВ, РСШ 220 кВ, яч.2, ВЛ 220кВ КТЭЦ-Гелий-3ТФНД-220-I (3шт.) 600/5 КТ 0,5НКФ-220-58-У1 (6 шт.) 220000/√3/100/√3 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
4ОРУ-220 кВ, ОВ-220кВТФЗМ220Б-IIIУ1 (3 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 3СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
5ОРУ-220 кВ, РСШ 220 кВ; яч.5; ВЛ-220 кВ Кумертауская ТЭЦ-СамаровкаТФЗМ220Б-IIIУ1 (3 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 3СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
6ОРУ-110 кВ, 1СШ 110 кВ; яч.3; ВЛ-110 кВ Кумертауская ТЭЦ-ОктябрьскаяТОГ-110 (3 шт.) 600/5 КТ 0,5НКФ-110-57У1 (4 шт.) НКФ-110-83У1 (2 шт.) 110000/√3/100/√3 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
7ОРУ-110 кВ, 2СШ 110 кВ; яч.02; ВЛ-110 кВ Кумертауская ТЭЦ-ГородскаяТФЗМ-110Б-IV (3 шт.) 600/2,5 КТ 0,5из состава канала 6СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
8ОРУ-110 кВ, 2СШ 110 кВ; яч.5; ВЛ-110 кВ Кумертауская ТЭЦ-ТюльганТФНД-110М (3 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 6СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5
9ОРУ-110 кВ, 1СШ 110 кВ; яч.7; ВЛ-110 кВ Кумертауская ТЭЦ-РазрезТФЗМ-110Б-IV(3 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 6СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5
10ОРУ-110 кВ, 2СШ 110 кВ; яч.9; ВЛ-110 кВ Кумертауская ТЭЦ-ХудайбердиноТФНД-110М (3 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 6СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
11ОРУ-110 кВ, 1СШ 110 кВ; яч.11; ВЛ-110 кВ Кумертауская ТЭЦ-МелеузТФЗМ-110Б-IV(3 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 6СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
12ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВТФЗМ-110Б-IV(3 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 6СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5
13ЗРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, яч.8; ВЛ-35 кВ Кумертауская ТЭЦ-Маячное-1ТФН-35 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5ЗНОМ-35-65 (6 шт.) 35000/√3/100/√3 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
14ЗРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.9; ВЛ-35 кВ Кумертауская ТЭЦ-Маячное-2ТФН-35 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 13СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
15ЗРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, яч.14; ВЛ-35 кВ Кумертауская ТЭЦ-Машзавод-1ТФНД-35М (2 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 13СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
16ЗРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.15; ВЛ-35 кВ Кумертауская ТЭЦ-Машзавод-2ТФНД-35М (2 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 13СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5
17ЗРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, яч.12; ВЛ-35 кВ Кумертауская ТЭЦ-БахмутТФН-35 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 13СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
18ЗРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.6; ВЛ-35 кВ Кумертауская ТЭЦ-ВЭСТФНД-35М (2 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 13СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
19ЗРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.5; ВЛ-35 кВ Плавка гололёдаТФН-35 (3 шт.) 600/5 КТ 0,5из состава канала 13СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
20ГРУ-6 кВ; ТСШ; яч.9; КЛ-6кВ Плавка гололёдаТПШФ-20 (2 шт.) 2000/5 КТ 0,5НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
21РУСН-6 кВ, 1СШ, яч.17, КЛ-6 кВ Трансформатор КЭСТВК-10 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5НОМ-6 (2 шт.) 6000/√3/100/√3 КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5
22РУСН-6 кВ, 1СШ, яч.12, ТСН Л10ТТПОЛ-СВЭЛ-10-2 (2 шт.) 100/5 КТ 0,5из состава канала 21СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5
23РУСН-0,4 кВ; секция 9Л; п.7; КЛ-0,4 кВ ООО «Энергоремонт»Т-0,66 (3 шт.) 40/5 КТ 0,5-СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1
24КЦ; сборка 0,4 кВ №1; КЛ-0,4 кВ ООО «Энергоремонт»Т-0,66 (3 шт.) 100/5 КТ 0,5-СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1
25РУСН-0,4 кВ; секция 9Л; п.17; КЛ-0,4 кВ ООО «Энергоремонт»Т-0,66 (3 шт.) 40/5 КТ 0,5-СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1
26РУСН-0,4 кВ; секция 2Л; п.9; КЛ-0,4 кВ ООО «Башэнерготранс» (Гараж)ТТИ (3 шт.) 50/5 КТ 0,5-СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1
27РУСН-0,4 кВ; секция 1Л; п.2; КЛ-0,4 кВ ООО УК «Энергоресурс»ТТИ- (3 шт.) 50/5 КТ 0,5-СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1
28РУСН-0,4 кВ; секция 2Л; п.8; КЛ-0,4 кВ ООО «Башэнерготранс» (Пожарное депо)ТТИ (3 шт.) 50/5 КТ 0,5-СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1
Примечание - В течение срока эксплуатации системы допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на такие же или аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице. Замену оформляют актом в установленном на Кумертауской ТЭЦ порядке, в соответствии с МИ 2999-2011 и записью в формуляре системы. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Программное обеспечениеВ системе используется информационно-вычислительный комплекс для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10). Программное обеспечение (ПО) ИВК имеет архитектуру «клиент-сервер» и модульную структуру. ПО обеспечивает систему управления базой данных, управление коммуникацией в системе, управление синхронизацией времени, а также ввод исходных описаний и получение отчетов и выходных форм. ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.77-2014. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2. Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО«АльфаЦЕНТР», ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО12.1.0.0
Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Метрологические и технические характеристикиприведены в таблицах 3 и 4. Таблица 3 - Метрологические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение характеристики
12
Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы, с(5
Пределы допускаемой относительной погрешности одного измерительного канала при номинальном токе нагрузки (активная электрическая энергия и средняя активная мощность), %:cos φ = 1cos φ = 0,7
- каналы 1 - 5, 7-21±1,4±2,0
- канал 6±1,4±1,9
- канал 22±1,9±3,6
- каналы 23 - 25±1,5±1,9
- каналы 26-28±1,6±2,2
Пределы допускаемой относительной погрешности одного измерительного канала при номинальном токе нагрузки (реактивная электрическая энергия и средняя реактивная мощность), %:sin φ = 1sin φ = 0,7
- каналы 1 - 5, 7-21±1,7±2,1
- канал 6±1,7±2,0
- каналы 22 - 25±2,9±3,7
- каналы 26-28±3,0±3,4
Примечания: характеристики относительной погрешности рассчитанны по метрологическим характеристикам средств измерений, входящих в канал; погрешность измерительных каналов при токе нагрузки меньше номинального для cosφ = 1 (sinφ = 1) рассчитывают при соответствующих значениях погрешностей средств измерений, входящих в канал, по формуле, приведенной в методике поверки МП 180-262-2016.
Таблица 4 - Технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение характеристики
12
Номинальное линейное напряжение Uном на входах системы, В220000 110000 35000 10000 6000 380каналы 3-5; каналы 6-12; каналы 13-19; канал 2; каналы 1, 20-22; каналы 23-28
Номинальные значения силы первичного тока Iном на входах системы, А8000 6000 2000 600 200 100 50 40канал 1; канал 2; канал 20; каналы 3-19; канал 21; каналы 22, 24; каналы 26, 27, 28; каналы 23, 25
Показатели надежности:
- среднее время восстановления, час (кроме трансформаторов открытой установки и шинных трансформаторов тока)8
- коэффициент готовности, не менее0,99
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С: измерительные трансформаторы класса 35 кВ и ниже, счетчики, ИВК; измерительные трансформаторы открытой установкиот плюс 15 до плюс 35 от минус 40 до плюс 60
- относительная влажность воздуха, %от 0 до 90
- атмосферное давление, кПаот 70 до 106
- электропитание компонентов системы Сеть 220 В 50 Гц с параметрами по ГОСТ 32144-2013
КомплектностьПолная комплектность АИИС КУЭ приведена в проектной документации. Заводские номера компонентов системы приведены в паспорте-формуляре. Сведения об измерительных и системообразующих компонентах приведены в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеКол., шт.Номер в ФИФ
1234
Трансформатор токаТШВ-1531836-63
Трансформатор токаТШЛ2031837-63
Трансформатор токаТФНД-220-I33694-73
Трансформатор токаТФЗМ220Б-IIIУ163694-73
Трансформатор токаТОГ-110326118-03
Трансформатор токаТФЗМ-110Б-IV1226422-04
Трансформатор токаТФНД-110М62793-71
Трансформатор токаТФН-359664-51
Трансформатор токаТФНД-35М63689-73
Трансформатор токаТПШФ-202519-50
Трансформатор токаТВК-10 28913-82
Трансформатор токаТПОЛ-СВЭЛ-10-2245425-10
Трансформатор токаТ-0,66922656-07
Трансформатор токаТТИ928139-12
Трансформатор напряженияЗНОМ-15-6361593-70
Трансформатор напряженияНКФ-220-58-У161382-60
Трансформатор напряженияНКФ-110-57У1414205-94
Трансформатор напряженияНКФ-110-83У121188-84
Трансформатор напряженияЗНОМ-35-656912-70
Трансформатор напряженияНТМИ-61380-49
Трансформатор напряженияНОМ-64159-49
Счетчик электрической энергии электронныйСЭТ-4ТМ.031627524-04
Счетчик электрической энергии электронныйСЭТ-4ТМ.03М636697-08
Счетчик электрической энергии электронныйСЭТ-4ТМ.02М.15636697-08
СерверHP Proliant DL60 G51
Источник бесперебойного питанияAPC Smart-UPS 2200 VA1
Устройство синхронизации системного времениУССВ-2154074-13
Специализированное ПОАльфаЦЕНТР44595-10
Паспорт-формулярАИИС.2.1.0222.002 ФО1
Руководство пользователяАИИС.2.1.0222.002 ИЗ1
Методика поверкиМП 180-262-20161
Поверкаосуществляется по документу МП 180-262-2016 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК". Методика поверки", утвержденному Директором ФГУП «УНИИМ» 26.12.2016 г. Основные средства поверки: - для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; - для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011; - для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющаяся приложением к ИЛГШ.411152.145РЭ Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации; - для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющаяся приложением к ИЛГШ.411152.124РЭ Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации; - источник сигналов точного времени ±10-4 с от шкалы времени UTC(SU) (Интернет-ресурс www.ntp1.vniiftri.ru). - термогигрометр, диапазон измерений температуры от минус 40 до плюс 50 °С, абс. погр. ±1 °С, диапазон измерений влажности от 1 до 90 %, абс. погр. ±1 % (CENTER, рег. номер в ФИФ 22129-01); - инженерный пульт (переносный компьютер) с техническими средствами чтения информации, хранящейся в памяти счетчика Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью. Знак поверки наносят на свидетельство о поверке системы.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК" ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ЗаявительОткрытое акционерное общество "Свердловская энергогазовая компания" (ОАО "СЭГК") ИНН 6670129804 Юридический адрес: 620107, г. Екатеринбург, ул. Готвальда, д. 6, корпус 4 Телефон: +7 (343) 235-3464 Факс: +7 (343) 235-34-65 Web-сайт:http://www.svengaz.ru Е-mail: odo@svengaz.ru
Испытательный центрФГУП "Уральский научно-исследовательский институт метрологии" (ФГУП «УНИИМ») Юридический адрес: 620000, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 4 Телефон: +7 (343) 350-26-18 Факс: +7 (343) 350-20-39 Web-сайт: http:/www.uniim.ru Е-mail: uniim@uniim.ru Аттестат аккредитации ФГУП «УНИИМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311373 от 10.11.2015 г.