|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ - филиал АО "Желдорреммаш" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Рустех", г.Иваново |
| 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.№ 001 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ – филиал АО «Желдорреммаш» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени, автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают 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 мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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 значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующий GSM-коммуникатор, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация передается на АРМ по каналу связи сети Ethernet.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера, устройство синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ-3 осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ-3 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется 1 раз в сутки по расписанию модуля синхронизации ПО «Пирамида 2000». Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll | CalcLeakage.dll | CalcLosses.dll | Metrology.dll | ParseBin.dll | ParseIEC.dll | ParseModbus.dll | ParsePiramida.dll | SynchroNSI.dll | Verify-Time.dll | | Номер версии (идентификационный
номер) ПО | не ниже 3.0 | | Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 1 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 4 | ТЛШ-10УЗ
Кл.т. 0,5
3000/5
Рег. № 6811-78
Фазы: А; В; С | 1 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/0,1
Рег. № 36697-12 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL180 G9 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,6 | | 2 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 15 | ТЛШ-10УЗ
Кл.т. 0,5
3000/5
Рег. № 6811-78
Фазы: А; В; С | 2 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | | 3 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 20 | ТЛШ-10УЗ
Кл.т. 0,5
3000/5
Рег. № 6811-78
Фазы: А; В; С | 3 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 |
| Продолжение таблицы 2 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 4 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 31 | ТЛШ-10
Кл.т. 0,5
3000/5
Рег. № 11077-07
Фазы: А; В
ТЛШ-10УЗ
Кл.т. 0,5
3000/5
Рег. № 6811-78
Фазы: С | 4 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL180 G9 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,6 | | 5 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, ввод 6 кВ ТСН-1 | Т-0,66 У3
Кл.т. 0,5
200/5
Рег. № 17551-03
Фазы: А; С | - | СЭТ-4ТМ.03.08
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 | | 6 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, ввод 6 кВ ТСН-2 | Т-0,66
Кл.т. 0,5
200/5
Рег. № 52667-13
Фазы: А; С | - | СЭТ-4ТМ.03.14
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 | | 7 | ЦРП 6 кВ, СШ 6 кВ, яч. 37, ф. №3 | ТПОЛ-10
Кл.т. 0,5
1000/5
Рег. № 1261-59
Фазы: А; С | НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | 8 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 2 | ТОЛ-10-I
Кл.т. 0,5
100/5
Рег. № 15128-07
Фазы: А; С | 1 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL180 G9 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,7 | | 9 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 7 | ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
200/5
Рег. № 2473-69
Фазы: А; С | 1 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | | 10 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 8 | ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
150/5
Рег. № 2473-05
Фазы: А; С | 1 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | | 11 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 11 | ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
400/5
Рег. № 2473-69
Фазы: А; С | 2 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 12 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 12 | ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
400/5
Рег. № 2473-69
Фазы: А; С | 2 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 | | 13 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 16 | ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
150/5
Рег. № 2473-69
Фазы: А; С | 2 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL180 G9 | Активная
Реактивная | 1,1
2,3 | 3,0
4,7 | | 14 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-1 6 кВ, яч. 17 | ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
200/5
Рег. № 1276-59
Фазы: А; С | 2 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | | 15 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 24 | ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
50/5
Рег. № 2473-69
Фазы: А; С | 3 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | | 16 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 25 | ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
400/5
Рег. № 2473-69
Фазы: А; С | 3 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 17 | ПС 110 кВ ЛВРЗ, ЗРУ-2 6 кВ, яч. 32 | ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
200/5
Рег. № 1276-59
Фазы: А
ТПЛ-10-М
Кл.т. 0,5
200/5
Рег. № 22192-07
Фазы: С | 4 СШ:
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | УСВ-3
Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL180 G9 | Активная
Реактивная | 1,3
2,5 | 3,3
5,6 | | 18 | ТП-12 6 кВ, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ 2Т | ТПЛ-СЭЩ-10
Кл.т. 0,5S
40/5
Рег. № 71808-18
Фазы: А; С | НОМ-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 159-49
Фазы: А; С | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | | 19 | ТП-12 6 кВ, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ 1Т | ТПФМ-10
Кл.т. 0,5
40/5
Рег. № 814-53
Фазы: А; С | НОМ-6
Кл.т. 0,5
6000/√3/100/√3
Рег. № 159-49
Фазы: А; С | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | | 20 | ТП-34 6 кВ, РУ -6 кВ, ф. «База Прометей» | ТПЛ-10-М
Кл.т. 0,5
50/5
Рег. № 47958-11
Фазы: А; С | НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Рег. № 2611-70
Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
Погрешность в рабочих условиях для ИК № 18 указана для тока 2 % от Iном, для остальных ИК – для тока 5 % от Iном; cos( = 0,8инд.
Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 20 | | Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК № 18
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 95 до 105
от 1 до 120
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК № 18
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от +5 до +35
от +15 до +25 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000
2
140000
2 |
| Продолжение таблицы 3 | | 1 | 2 | | для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСВ-3:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 90000
2
45000
2
100000
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113
40
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована). |
| Комплектность | В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. | | Трансформаторы тока | ТЛШ-10УЗ | 10 | | Трансформаторы тока | ТЛШ-10 | 2 | | Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 2 | | Трансформаторы тока | Т-0,66 | 2 | | Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 2 | | Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 2 | | Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 14 | | Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 3 | | Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 1 | | Трансформаторы тока | ТПЛ-СЭЩ-10 | 2 | | Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 2 | | Трансформаторы тока проходные | ТПЛ-10-М | 2 | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 6 | | Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 4 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 17 | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 3 | | Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 | | Сервер | HP Proliant DL180 G9 | 1 | | Методика поверки | МП ЭПР-140-2019 | 1 | | Паспорт-формуляр | РУСО.411722.АИИС.283 ПФ | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП ЭПР-140-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ – филиал АО «Желдорреммаш». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 13.02.2019 г.
Основные средства поверки:
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Улан-Удэнский ЛВРЗ – филиал АО «Желдорреммаш»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Рустех» (ООО «Рустех»)
ИНН 3702666693
Адрес: 153021, Ивановская область, г. Иваново, Гаражная улица, д. 12А
Телефон: (915) 769-34-14
E-mail: rusteh@bk.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
| |
