Приложение к свидетельству № 51919
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Техно-В»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Техно-В» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена
для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и
передачиинформациивОАО «АТС»,ОАО «СО ЕЭС»ипрочимзаинтересованным
организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИС
КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную
системусцентрализованнымуправлениемираспределеннойфункциейизмерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:
1-ый уровень – измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные
трансформаторытока(ТТ),многофункциональныесчетчикиактивнойиреактивной
электрической энергии (далее по тексту – счетчики), вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД), технические средства
приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и
программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и
хранение, передачу на верхний уровень;
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в
себя сервер trial, обработки и хранения данных ОАО «Техно-В» (далее по тексту – сервер
АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства
приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных
средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
ВкачествесервераАИИС КУЭиспользуетсяпромышленныйкомпьютер
Advantech SYS IPC-6 16, зав. номер 104-25/9354, производства компании «Advantech» с
установленным программным обеспечением (ПО) «Программный комплекс «АльфаЦЕНТР»
(далее по тексту – ПК «АльфаЦЕНТР») производства ООО «Эльстер Метроника».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной
дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и
от несанкционированного доступа;
- передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений
и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
Лист № 2
Всего листов 8
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и 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;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков и УСПД;
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на
измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. 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 мин.
УСПД автоматически, в заданные интервалы времени, производит опрос, считывание,
накопление, хранение измерительной информации счетчиков и приведение результатов
измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Считанные данные результатов измерений, приведенные к реальным значениям, и журналы
событий счетчиков заносятся в энергонезависимую память УСПД.
Сервер АИИС КУЭ автоматически, в заданные интервалы времени, производит
считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журналов
событий счетчиков и УСПД. После поступления в сервер АИИС КУЭ считанной информации с
помощью внутренних сервисов ПК «АльфаЦЕНТР» данные обрабатываются и записываются в
энергонезависимую память сервера АИИС КУЭ (заносятся в базу данных).
Обмен информацией между счетчиками и УСПД осуществляется по следующим каналам
связи: для ИИК №№ 1 - 4 канал связи организован посредством АТС предприятия и DSL-
модемов, для ИИК №№ 5 - 8 канал связи организован по проводной линии с использованием
интерфейса RS-485. Обмен информацией между УСПД и сервером АИИС КУЭ осуществляется
через автоматическую телефонную станцию (АТС) предприятия и DSL-модемов, в качестве
резервного канала используется сотовая сеть с применением технологии CSD. При выходе из
строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном
режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт.
Возможен прием информации о результатах измерений ИИК АИИС КУЭ Волгодонской
ТЭЦ-2 ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго» (номер в Госреестре 47293-11), приведенных в
таблице 3. Информация по электронной почте, в виде файла формата XML поступает на сервер
АИИС КУЭ ОАО «Техно-В».
Передача информации коммерческому оператору оптового рынка электрической энергии
и мощности (ОАО «АТС»), в региональное подразделение ОАО «СО ЕЭС» и прочим
заинтересованным организациям осуществляется с сервера АИИС КУЭ по электронной почте с
помощью сети Internet в виде файла формата XML. При необходимости, он подписывается
электронной цифровой подписью.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения
единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ,
счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. УССВ реализовано на базе GPS-приемника модели
GPS 16 HVS производства компании «Garmin», который формирует импульсы временной
синхронизации и точное значение времени. УССВ подключено к серверу АИИС КУЭ.
Лист № 3
Всего листов 8
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УССВ происходит непрерывно.
Синхронизация осуществляется при расхождении часов сервера АИИС КУЭ и УССВ на
величину более чем ± 2 с.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом
обращении к УСПД, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при
расхождении часов сервера УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к
счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении
показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ± 2 с.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту – ПО) АИИС КУЭ входит: базовое
(системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой
информации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем
управления базами данных (СУБД Oracle), и прикладное ПО – ПК «АльфаЦЕНТР»,
программные средства счетчиков электроэнергии – встроенное ПО счетчиков электроэнергии,
встроенное ПО УСПД, ПО СОЕВ.
Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Наименование
программного
обеспечения
Идентификационное
наименование
программного
обеспечения
Номер версии
(идентификаци-
онный номер)
программного
обеспечения
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификато-
ра
программного
обеспечения
4.08.02.01
3929232592
CRC
3.18.12
742483537
CRC
ПО на
сервере АИИС
КУЭ
2.4.11.124
2790223796
CRC
ПО на АРМ
4.08.02.01
3929232592
CRC
Таблица 1
1
3
Цифровой
идентификатор
программного
обеспечения
(контрольная
сумма
исполняемого
кода)
4
5
2
АльфаЦЕНТР Клиент
Ifrun60.exe
АльфаЦЕНТР
Коммуникатор
Trtu.exe
АльфаЦЕНТР Утилиты
ACUtils.exe
АльфаЦЕНТР Клиент
Ifrun60.exe
ПО АИИС КУЭ не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и
преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 4 и Таблице 5.
Трансформатор тока
Трансформатор
напряжения
Счетчик
электрической
энергии
УСПД
Сервер
Видэлект-
роэнергии
НТМИ-10-66У3
КТ 0,5
10000/100
Зав. № 5443
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66У3
КТ 0,5
10000/100
Зав. № 4538
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66У3
КТ 0,5
10000/100
Зав. № 3131
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66У3
КТ 0,5
10000/100
Зав. № 4504
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66У3
КТ 0,5
10000/100
Зав. № 5834
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66У3
КТ 0,5
10000/100
Зав. № 5823
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66У3
КТ 0,5
10000/100
Зав. № 2817
Госреестр № 831-69
НТМИ-10-66У3
КТ 0,5
10000/100
Зав. № 561
Госреестр № 831-69
Лист № 4
Всего листов 8
Таблица 2
№ИИК
Наименование
ИИК
(присоединения),
кодточки
измерений
12
4
ГПП-1 Ввод Т-1
1
(2СШ)
612070031213301
Активная
Реактивная
ГПП-1 Ввод Т-1
2
(1СШ)
612070031213101
Активная
Реактивная
ГПП-1 Ввод Т-2
3
(4СШ)
312070031213401
Активная
Реактивная
ГПП-1 Ввод Т-2
4
(3СШ)
612070031213201
Активная
Реактивная
ГПП-2 Ввод Т-1
5
(3СШ)
612050015213301
Активная
Реактивная
ГПП-2 Ввод Т-1
6
(1СШ)
612050015213101
Активная
Реактивная
ГПП-2 Ввод Т-2
7
(4СШ)
612050015213401
Активная
Реактивная
ГПП-2 Ввод Т-2
8
(2СШ)
612050015213201
3
ТПОЛ-10
КТ 0,5S
600/5
Зав №№ 14028; -;
19928
Госреестр № 1261-02
ТПОЛ-10
КТ 0,5S
600/5
Зав №№ 14031; -;
14032
Госреестр № 1261-02
ТПОЛ-10
КТ 0,5S
600/5
Зав №№ 14033; -;
14030
Госреестр № 1261-02
ТПОЛ-10
КТ 0,5S
600/5
Зав №№ 19851; -;
14025
Госреестр № 1261-02
ТПОЛ-10
КТ 0,5S
600/5
Зав №№ 19856; -;
14029
Госреестр № 1261-02
ТПОЛ-10
КТ 0,5S
600/5
Зав №№ 19854; -;
19855
Госреестр № 1261-02
ТПОЛ-10
КТ 0,5S
600/5
Зав №№ 19853; -;
19852
Госреестр № 1261-02
ТПОЛ-10
КТ 0,5S
600/5
Зав №№ 14027; -;
19857
Госреестр № 1261-02
5678
EA05RAL-B-3
КТ 0,5S/1
Зав. №
01154389
Госреестр №
16666-97
EA05RAL-B-3
КТ 0,5S/1
Зав. №
01154388
Госреестр №
16666-97
EA05RAL-B-3
КТ 0,5S/1
Зав. №
01154390
Госреестр №
16666-97
EA05RAL-B-3
КТ 0,5S/1
Зав. №
01154387
Госреестр №
16666-97
EA05RAL-B-3
КТ 0,5S/1
Зав. №
01154385
Госреестр №
16666-97
EA05RAL-B-3
КТ 0,5S/1
Зав. №
01154386
Госреестр №
16666-97
EA05RAL-B-3
КТ 0,5S/1
Зав. №
01154391
Госреестр №
16666-97
EA05RAL-B-3
КТ 0,5S/1
Зав. №
01154384
Госреестр №
16666-97
RTU-325, зав. номер 001359
Госреестр № 19495-03
Advantech SYS IPC-6 16, зав. номер 104-25/9354
Активная
Реактивная
Лист № 5
Всего листов 8
Таблица 3
№ точки
измерений
5
8
11
12
14
19
Наименование точек измерений, включенных в АИИС КУЭ Волгодонской
ТЭЦ-2 ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго» (Госреестр № 47293-11)
ВЛ-220 кВ ГПП-2-1
ВЛ-220 кВ ГПП-2-2
ОМВ-220 кВ
ВЛ-110 кВ ГПП-1-1
ВЛ-110 кВ ГПП-1-2
ОВ-110 кВ
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении
активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации
d
, %
Номер ИИК
Коэф.
мощности
cos
j
Таблица 4
I
1(2)%
≤I
изм
<I
5%
I
5%
≤I
изм
<I
20%
I
20%
≤I
изм
<I
100%
I
100%
≤I
изм
≤I
120%
1,0± 2,4
1 - 8
0,9 ± 2,6
ТТ – 0,5S;
0,8 ± 3,0
ТН – 0,5;
0,7± 3,5
Счетчик – 0,5S
0,6 ± 4,2
0,5 ± 5,1
± 1,7± 1,6± 1,6
± 1,9± 1,7± 1,7
± 2,2± 1,9± 1,9
± 2,5± 2,1± 2,1
± 2,9± 2,3± 2,3
± 3,4± 2,7± 2,7
Номер ИИК
1 - 8
ТТ – 0,5S;
ТН – 0,5;
Счетчик – 1
Таблица 5
Коэф. мощ-
ности
cos
j
/sin
j
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении ре-
активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации
d
, %
I
1(2)%
≤I
изм
<I
5%
I
5%
≤I
изм
<I
20%
I
20%
≤I
изм
<I
100%
I
100%
≤I
изм
≤I
120%
0,9/0,44 ± 8,1 ± 4,8
0,8/0,6 ± 6,1 ± 3,7
0,7/0,71 ± 5,2 ± 3,3
0,6/0,8 ± 4,7 ± 3,0
0,5/0,87 ± 4,4 ± 2,9
± 3,3± 3,1
± 2,6± 2,5
± 2,4± 2,3
± 2,2± 2,2
± 2,2± 2,1
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Примечания:
1. ХарактеристикиотносительнойпогрешностиИИКданыдляизмерения
электроэнергии и средней мощности (30 мин).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
·
напряжение переменного тока от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
·
сила переменного тока от Iном до 1,2·Iном, cos
j
=0,9 инд;
·
температура окружающей среды: 20
°
С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
·
напряжение переменного тока от 0,9·Uном до 1,1·Uном;
·
сила переменного тока 0,01·Iном до 1,2·Iном;
·
температура окружающей среды:
-
для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35
°
С;
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
Лист № 6
Всего листов 8
5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения
по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии
и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии,
УСПД на аналогичные утвержденных типов
с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте
порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
среднее время наработки на отказ:
·
счетчики ЕвроАЛЬФА ЕА05 – не менее 50000 часов;
·
УСПД RTU-325 – не менее 40000 часов;
среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
·
для счетчика Тв ≤ 2 часа;
·
для УСПД Тв ≤ 2 часов;
·
для сервера Тв ≤ 1 час;
·
для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;
·
для модема Тв ≤ 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
·
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность
пломбирования;
·
насчетчикахпредусмотренавозможность пломбирование крышкизажимови
откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;
·
наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых
паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
·
организациядоступакинформацииИВКпосредствомпаролейобеспечивает
идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
·
защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи).
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
·
фактов параметрирования счетчика;
·
фактов пропадания напряжения;
·
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
·
счетчиках (функция автоматизирована);
·
сервере АИИС КУЭ, УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
·
счетчик электроэнергии ЕвроАЛЬФА ЕА05 (тридцатиминутный график нагрузки
активной и реактивной энергии в двух направлениях) – не менее 74 суток; при
отключении питания – не менее 5 лет
·
УСПД RTU-325 – расход электроэнергии по каждому каналу (коммерческий график
нагрузки) – 18 месяцев; при отключении питания – не менее 3 лет;
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений –
за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации
АИИС КУЭ типографским способом.
Лист № 7
Всего листов 8
Комплектность средств измерений
Наименование
Тип
MOXA NPort 5130
1
ПК «АльфаЦЕНТР»
1
Таблица 6 Комплектность АИИС КУЭ
ТПОЛ-10
НТМИ-10-66У3
EA05RAL-B-3
RTU-325
GPS 16 HVS
Advantech SYS IPC-6 16
HP dx7300
АРС SMART UPS 2200 VA RM 2U
KIN-1000AP-RM
АП 6121М
AC Adaptor 12B
DRA 10-12
Количество,
шт.
16
8
8
1
1
1
1
1
1
8
5
2
ZyXEL Prestige 791R EE
Siemens MC-35iT
ZyXEL U-336 Plus
D-Link DES-1016D/E 16p
MOXA EDS-205 5p
ZyXEL ZyWall 35UTM EE
VDK-02.01
6
2
1
1
1
1
8
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счетчик
УСПД
УССВ
Сервер АИИС КУЭ
АРМ
Источник бесперебойного питания
Источник бесперебойного питания
Блок питания
Блок питания
Блок питания
Преобразователь интерфейсов RS-
485/Ethernet
DSL-модем
GSM-модем
Модем ТфСОП
Ethernet-коммутатор
Ethernet-коммутатор
Межсетевой экран
Модуль грозозащиты телефонных линий
Специализированное программное
обеспечение
Паспорт-формуляр
Методика поверки
ГДАР.411711.063 ПФ
МП 1592/550-2013
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 1592/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ОАО «Техно-В». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в
июне 2013 г.
Основные средства поверки:
-
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;
-
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011;
-
счетчиковЕвроАЛЬФА – подокументу«ГСИ.Счетчикиэлектрическойэнергии
многофункциональные ЕвроАЛЬФА. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ
«Ростест-Москва» в 2007 г.;
-
УСПД RTU-325 – по методике поверки «Комлексы аппаратно-программных средств для
учета электроэнергии
на основе УСПД серии RTU-300», утвержденной ГЦИ
СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2003 г.;
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Лист № 8
Всего листов 8
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена
деления 1°С.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Автоматизированная информационно-
измерительная система коммерческого trial электроэнергии ОАО «Техно-В». Методика
измерений.ГДАР.411711.063.1.МВИ».АттестованаЗАОНПП«ЭнергопромСервис».
Свидетельство об аттестации
методики измерений № 057/01.00238-2008/063.1-2013 от 30 мая
2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
3 ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
7 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2S и 0,5S.
8 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ЗАО НПП «ЭнергопромСервис»
105120, г. Москва, Костомаровский переулок, д. 3, офис 104
Тел./факс: +7 (499) 967-85-67
Испытательный центр
Федеральное
бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,
метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»). Аттестат аккредитации №
30010-10 от 15.03.2010 года.
117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Тел.(495) 544-00-00, 668-27-40, (499) 129-19-11Факс (499) 124-99-96
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии________________________Ф.В. Булыгин
М.п. «____» ____________ 2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.