№1138 от 19.08.2016
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 1276
О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Уралтранснефтепродукт" по объектам ЛПДС "Георгиевка", ЛПДС "Хохлы", ЛПДС "Исилькуль"
ФВДРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Ростндарт)
19 августа 2016 г.
1138
О внесении изменений в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнерги » (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛИДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль»
Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому ре]улированию и метролс государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федераций от 25 июня 2013 г. № 970, зарегистрированного в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940 (далее — Административный регламент) и в связи с обращением ООО «СпецЭнергоСервис» от 22 июня 2016 г. № приказываю:
ГИИ
г.
373
-
1. Внести изменения в описание типа на Система автоматизирован: информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АРИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль», зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 51859 изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.
-
2. Управлению метрологии (Р.А.Родин) оформить новое описание т|ипа средства измерений.
-
3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.
ная
•12,
Заместитель Руководителя
21 работы
,,ст/*г»вНой)|
свЯзей
правле«и
.С.Гол
ев
Приложение
к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «19» августа 2016 г. № 1138
Изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнерги (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части1И
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛИДС «Георгиевка», ЛИДС «Хохлы», ЛИДС «Исилькуль»
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактизной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль» ОАО «Уралтранснефтепродукт»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измеренийАИИС КУЭ представляет собой трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;
периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерение результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета мин);
й и
(30
базе
автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информ; ции (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
;яий,
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измере данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция
S по .5 по Ю5 в
КЭ),
времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0. ГОСТ 1983-2001 и счетчики электроэнергии класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2С < режиме измерения активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2(05 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (24 точки измерений).
-
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВ: включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70, устройство синхронизации системного времени У СВ-2, каналы связи и каналообразующее оборудование (маршрутизатор) сети передачи данных (СПД).
-
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя «Центр сбора и обработки данных» (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (регистрационный номер № 38424-08) и автоматизированные рабочие места (АРМы) диспетчеров (операторов АИИС КУЭ), программное обеспечение (ПО) «Converge».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерители ыми трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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. Средн ля за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффицш трансформации:
-
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от сре(щей за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая интервалов времени 30 мин;
-
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (ИВК).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УСВ-2, таймеры УСПД и счетчиков. У СВ-2 производит синхронизацию и коррекцию таймеров УСПД с периодичностью 0,1 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД происходит 1 раз в сутки, корректир времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД более чем на 1 с, в < более 1 раза в сутки. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
ента
для
овка о не
Уровень ИВК содержит ПО «Converge», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
по.
Метрологические характеристики, указанные в таблице 2, нормированы с учетом
Защита программного обеспечения и измерительной информации обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты программного обеспечения используемого в АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 -Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификаци онные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
сп
00
о
СП
>
* й о я
о (N
СП
Цифровой идентификатор ПО
3
00
я
СП СП CN 00 СП ■'Т СП
Алгоритм вычисления цифрового идентификатор а
MD5
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические
характеристики
|
Наименование объекта и порядковый номер точки измерений |
Состав измерительных каналов системы |
Вид электро энергии |
Метроло характе И |
гические :истики К | ||||
|
ТТ |
TH |
Счетчик |
о |
; Основная погрешность, (±),°/< |
Погрешность в рабочих условиях, (±),% | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ЛПДС «Хохлы» | ||||||||
|
1 |
ПС 110/6 кВ «Хохлы Нефть»; КРУН-6 кВ, Ввод№1, яч.№2 |
ТЛК-10-4 800/5 Кл.т. 0,5S |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
о £ X О S о |
Активн ая, реактив ная |
1,0 2,6 |
2,7 4,6 |
|
2 |
ПС 110/6 кВ «Хохлы Нефть»; КРУН-6 кВ, Ввод №2, яч.№13 |
ТЛК-10-4 800/5 Кл.т. 0,5S |
НТМИ-6- 66 6000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
3 |
ЛПДС «Хохлы» КТП-2х630 кВА, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.№6 (Котельная ф.6) |
Т-0,66 200/5 Кл.т. 0,5S |
- |
СЭТ- 4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
Активн ая, реактив ная |
0,8 2,2 |
2,0 3,1 | |
|
4 |
ЛПДС «Хохлы» КТП-2х630 кВА, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.№14 (Котельная ф.14) |
Т-0,66 200/5 Кл.т. 0,5 S |
- |
СЭТ- 4ТМ.03М.08КЛ .т. 0,2S/0,5 | ||||
|
5 |
ЛПДС «Хохлы» ТП-320/6 «Промплощадка», 0,4 кВ (Узел связи) |
Т-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S |
- |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
6 |
ЛПДС «Хохлы» ТП-320/6 «Промплощадка», 0,4 кВ (Котельная) |
Т-0,66 200/5 Кл.т. 0,5S |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
7 |
ПС 110/6 кВ «Хохлы Нефть»; шкаф СН 0,4 кВ |
Т-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S |
- |
сэт- 4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
8 |
ПС 110/6 кВ «Хохлы Нефть» КРУН 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.№5 |
ТЛК-10-4 150/5 Кл.т. 0,5S |
НТМИ-6- 66 6000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
Активн ая, реактив ная |
0,8 2,2 |
2,0 3,1 | |
|
9 |
ПС 110/6 кВ «Хохлы Нефть» КРУН 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.№10 |
ТЛК-10-4 150/5 Кл.т. 0,5S |
НТМИ-6- 66 6000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
Активы ая, реактив ная |
1,0 2,6 |
2,7 4,6 |
|
ЛПДС «Георгиевка» | ||||||||
|
10 |
ЛПДС «Георгиевка» КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.№6 «Ввод№1» |
ТЛМ-10 400/5 Кл.т. 0,5S |
НАМИТ- 10 10000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
о Г" и К g к о |
Активы ая, реактив ная |
1,0 2,6 |
2,7 4,6 |
|
И |
ЛПДС «Георгиевка» КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.№25 «Ввод №2» |
ТЛМ-10 400/5 Кл.т. 0,5 S |
НАМИТ- 10 10000/100 Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
12 |
ЛПДС «Георгиевка» КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ТСН №1 |
Т-0,66 150/5 Кл.т. 0,5S |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
Активы ая, реактив ная |
0,8 2,2 |
2,0 3,1 | |
|
13 |
ЛПДС «Георгиевка» КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ТСН №2 |
Т-0,66 150/5 Кл.т. 0,5S |
- |
СЭТ- 4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
14 |
ЛПДС «Георгиевка» ЩСУ-2 пан. №2 гр.З «Б/б узел связи» «Ввод №1» |
Т-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S |
- |
СЭТ- 4TM.03M.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
15 |
ЛПДС «Георгиевка» ЩСУ-2 панель №7 гр.1 «Б/б узел связи» «Ввод №2» |
Т-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S |
- |
сэт-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
ЛПДС «Исилькуль» | ||||||||
|
16 |
ЛПДС «Исилькуль» КРУН-6 кВ яч.№2 «Ввод №1» |
ТЛК-10-4 400/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.0,6-6 бОООЛ/3/ 100/а/З Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
о £ К о S и |
Активы ая, реактив ная |
1,0 2,6 |
2,7 4,2 |
|
17 |
ЛПДС «Исилькуль» КРУН-6 кВ яч.№ 13 «Ввод №2» |
ТЛК-10-4 400/5 Кл.т. 0,5S |
ЗНОЛ.0,6-б 6000/^3/ 100/л/з Кл.т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
18 |
ЛПДС «Исилькуль», КРУН-6 кВ, Шкаф ввода и АВР Собств. нужд, 0,4 кВ |
Т-0,66 75/5 Кл.т. 0,5S |
- |
сэт- 4TM.03M.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
о £ К о К и |
Активн ая, реактив ная |
0,8 2,2 |
1,9 2,5 |
|
19 |
ЛПДС «Исилькуль», РУ-0,4 кВ ЩС-3,1 секция, Резервный ввод отКТП"5Ю-40" ТМ-160 10/0,4 кВ |
ТШ-0,66 300/5 Кл.т. 0,5S |
- |
сэт-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
20 |
ЛПДС «Исилькуль» ЩС-3 РУ-0,4 кВ, 1 секция, ф. QF15, Жил. поселок |
Т-0,66 100/5 Кл.т. 0,5 S |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
21 |
ЛПДС «Исилькуль» ЩС-3 РУ-0,4 кВ, 2 секция, ф. QF24, Котельная №13 |
Т-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
22 |
ЛПДС «Исилькуль» ЩС-3 РУ-0,4 кВ, 1 секция, ф. QF8 ЩС №4, Омскоблводоканал |
Т-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
23 |
ООО «Исилькульская тепловая компания-1»ЩС№4,0,4 кВ, Подогрев мазута |
Т-0,66 100/5 Кл.т. 0,5 S |
- |
сэт- 4TM.03M.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
24 |
АО «Связьтранснефть », Узел связи 0,4 кВ |
Т-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||
|
Примечания
|
средней первала, ,2-1ном, ном до горов от цо плюс | |||||||
-
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,01(0,02) Ihom coscp = 0,8 температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии:
инд. и
ЛПДС «Хохлы» и ЛПДС «Георгиевка» от минус 20 до плюс 35 °C;
ЛПДС «Исилькуль» от 10 до 35 °C.
-
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
-
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не прете здует на улучшение указанных в описании типа метрологических характеристик.
Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
[еняются
-
8. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, прим измерительные компоненты утвержденных типов.
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности (to) 2 ч;
-
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности to = 1 ч.
Надежность системных решений:
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений передается в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию по основному и резервному каналам связи.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- несанкционированный доступ Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- электросчетчика;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
- УСПД;
-
- ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:
-
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- один раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 90 суток;
-
- УСПД - хранение результатов измерений 35 суток;
- не
-
- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные ллсты нно-
эксплуатационной документации на систему автоматизированную информацио: измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль».
Комплектность средства измеренийсистемы автоматизированной информационно-измерител ьной асти
Комплектность коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в 4 ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛТДС «Исилькуль» определяется в паспорте-формуляре № Г.0.000.12021-УТН1ТГТП-ОО.ООО.ПФ.
на
В комплект поставки входит техническая документация на систему в комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объе ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль». Измерительные кан Методика поверки».
стам
1алы.
осуществляется в соответствии с документом МП 51859-12 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛЛДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль». Измерительные каналы. Методика поверки» утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 15 ноября 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
-
- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
?Э1,
-
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145 являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;
радиочасы МИРРЧ-01;
УСПД СИКОН С70 - по методике поверки ВЛСТ 220.00.000 И1.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Сведения о методиках (методах) измеренийМетод измерений приведен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», Л]1ДС «Исилькуль», зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № ФР. 1.34.2012.13566.
Нормативные документы, устанавливающие требования к автоматизированной информационно-измерительной коммерческого электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в
системе учета части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохзы»,
ЛПДС «Исилькуль»
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 34.601-90
ГОСТ 22261-94
ГОСТ Р 8.596-2002
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создав] Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ия».
ООО «Энерготехсервис»
Адрес: 450081, РФ, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Огарева, д.2
телефакс (347)284 24 68
Модернизация системы автоматизированной информационно
измерительной
асти
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в 4 ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛИДС «Исилькуль» проведена
ООО «СпецЭнергоСервис»
ИНН 0276140661
Адрес: 450081, РФ, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Баязита Бикбая, д. 19/1, к. 371 телефакс (347) 224 24 80
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, Москва, ул. Озерная, 46
Телефакс: (495) 437 55 77 / 437 56 66;
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерение в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.