Приложение к свидетельству № 52513
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северной ЖД - филиала
ОАО "РЖД" в границах Кировской области
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северной ЖД – филиала ОАО "РЖД" в
границах Кировской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения
активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной
информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ)
класса точности 0,2; 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения
(далее – ТН) класса точности 0,2; 0,5 по
ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной
электроэнергии типа "ЕвроАльфа" класса точности 0,5S (в части активной электроэнергии по
ГОСТ Р 52323-2005), класса точности 1,0 (в части реактивной электроэнергии по ГОСТ Р
52425-2005), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень – измерительно-вычислительный комплекс регионального Центра
энергоучёта, реализован на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД RTU-327,
Госреестр № 41907-09, зав. № 000770), выполняющего функции сбора, хранения результатов
измерений и передачи их на уровень ИВК, и содержит программное обеспечение (далее – ПО)
"Альфа-Центр", с
помощью которого решаются задачи коммерческого многотарифного учета
расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних
мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов;
3-ий уровень – измерительно-вычислительный комплекс Центра сбора данных
АИИС КУЭ (далее – ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (серверов сбора
данных – основного и резервного, сервера управления), ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающий
в себя каналы сбора данных с уровня регионального Центра энергоучёта, каналы передачи
данных субъектам ОРЭ.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные
токи
и напряжения
преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи 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 с учетом коэффициентов трансформации,
которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по
средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения
30 мин.
Лист № 2
Всего листов 9
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучета,
где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты
трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК
Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного
времени (УССВ) типа 35LVS (35HVS). Устройство синхронизации системного времени УССВ
обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога
±
1с
происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи
УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД
и сервера на значение,
превышающее
±
1с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в
30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД
более чем на ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу
NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости
значений. Поправка часов счетчика согласно описанию типа
±
0,5 с, а с учетом температурной
составляющей –
±
1,5 с. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает
±
5 с/сут.
Программное обеспечение
УровеньрегиональногоЦентраэнергоучетасодержитПО"Альфа-Центр",
включающее в себя модули " Альфа-Центр АРМ", " Альфа-Центр СУБД "Oracle", " Альфа-
Центр Коммуникатор". С помощью ПО "Альфа-Центр" решаются задачи коммерческого
многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала
времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга
нагрузок заданных объектов.
Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА", включающее в
себя модуль "Энергия Альфа 2". С помощью ПО "ЭНЕРГИЯ-АЛЬФА" решаются задачи
автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Наименование
ПО
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификацион
ный номер) ПО
Алгоритм
цифрового
идентификат
ора ПО
" Альфа-Центр АРМ"
4
MD5
9
MD5
3
MD5
2.0.0.2
MD5
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
" Альфа-
Центр"
" Альфа-
Центр"
" Альфа-
Центр"
"ЭНЕРГИЯ-
АЛЬФА"
" Альфа-Центр СУБД
"Oracle"
" Альфа-Центр
Коммуникатор"
ПК "Энергия Альфа
2"
Цифровой
идентификатор
ПО (контрольная
сумма
исполняемого
кода)
a65bae8d7150931f
811cfbc6e4c7189d
bb640e93f359bab1
5a02979e24d5ed48
3ef7fb23cf160f566
021bf19264ca8d6
17e63d59939159ef
304b8ff63121df60
·
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего
разряда измеренного (учтенного) значения;
·
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4
нормированы с учетом ПО;
·
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – уровень «С»
по МИ 3286-2010.
Лист № 3
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Состав 1-го и 2-го уровней
№
ИК
Диспетчерское
наименование
точки учёта
Трансформатор тока
Трансформатор
напряжения
УСПД
Вид
электроэнергии
ЕA05RAL-P3B-3
класс точности 0,5S/1,0
Зав. № 01102481
Госреестр № 16666-07
ЕA05RAL-B-4
класс точности 0,5S/1,0
Зав. № 01102708
Госреестр № 16666-07
-
ЕA05RAL-B-4
класс точности 0,5S/1,0
Зав. № 01098656
Госреестр № 16666-07
RTU-327
зав. № 000770
Госреестр
№ 41907-09
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ
1
2
3
Счётчик статический
трёхфазный переменного
тока
активной/реактивной
энергии
5
6
7
1
Ввод-1 10 кВ
точка измерения
№ 1
активная
реактивная
2
Ввод-2 10 кВ
точка измерения
№ 2
4
ТП "Шабалино"
НАМИ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/√3/100/√3
Зав. № 679
Госреестр № 11094-87
НАМИ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/√3/100/√3
Зав. № 700
Госреестр № 11094-87
активная
реактивная
3
ГРШ
точка измерения
№ 3
ТОЛ-10
класс точности 0,2
Ктт=1000/5
Зав. № 8314; 8315; 8324
Госреестр № 7069-07
ТОЛ-10
класс точности 0,2
Ктт=1000/5
Зав. № 15322; 1489; 15319
Госреестр № 7069-07
ТШ-0,66
класс точности 0,5
Ктт=300/5
Зав. № 175518; 179449; 175617
Госреестр № 36382-07
активная
реактивная
Т-0,66 УЗ
класс точности 0,5
Ктт=300/5
Зав. № 175544; 179459; 179450
Госреестр № 36382-07
-
ЕA05RAL-B-4
класс точности 0,5S/1,0
Зав. № 01098664
Госреестр № 16666-07
-
ЕA05RAL-B-4
класс точности 0,5S/1,0
Зав. № 01098721
Госреестр № 16666-07
-
ЕA05RAL-B-4
класс точности 0,5S/1,0
Зав. № 01098672
Госреестр № 16666-07
ЕA05RAL-B-4
класс точности 0,5S/1,0
Зав. № 01102641
Госреестр № 16666-07
ЕA05RAL-B-4
класс точности 0,5S/1,0
Зав. № 01102651
Госреестр № 16666-07
RTU-327
зав. № 000770
Госреестр
№ 41907-09
ЕA05RAL-B-4
класс точности 0,5S/1,0
Зав. № 01098717
Госреестр № 16666-07
RTU-327
зав. № 000770
Госреестр
№ 41907-09
Лист № 4
Всего листов 9
Продолжение таблицы 2
3
4
5
6
12
4 СЦБ
точка измерения
№ 4
7
активная
реактивная
5ТСН-1
точка измерения
№ 5
активная
реактивная
6ТСН-2
точка измерения
№ 6
активная
реактивная
7 фидер 1 10 кВ
точка измерения
№ 7
активная
реактивная
8 фидер 2 10 кВ
точка измерения
№ 8
НАМИ-10
класс точности 0,5
Ктн=10000/√3/100/√3
Зав. № 679
Госреестр № 11094-87
НАМИ-10
класс точности 0,2
Ктн=10000/√3/100/√3
Зав. № 700
Госреестр № 11094-87
активная
реактивная
9 Щит отопления
точка измерения
№9
Т-0,66 УЗ
класс точности 0,5
Ктт=600/5
Зав. № 111419; 112212; 111454
Госреестр № 36382-07
Т-0,66 УЗ
класс точности 0,5
Ктт=600/5
Зав. № 111431; 111416; 111451
Госреестр № 36382-07
ТОЛ-10
класс точности 0,2
Ктт=100/5
Зав. № 18529; 18377
Госреестр № 7069-07
ТОЛ-10
класс точности 0,2
Ктт=75/5
Зав. № 16822; 16823
Госреестр № 7069-07
Т-0,66 УЗ
класс точности 0,5
Ктт=300/5
Зав. № 175620; 175521; 179462
Госреестр № 36382-07
активная
реактивная
Основная относительная
погрешность ИК, (±
d
), %
Номер ИК
Диапазон значений
силы тока
3 - 6, 9
Лист № 5
Всего листов 9
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Пределы допускаемой относительной погрешности
ИК
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
1,0 0,87 0,8
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
эксплуатации, (±
d
), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
1,0 0,87 0,8
1, 2, 7
(ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч
0,5S)
(ТТ 0,5; Сч 0,5S)
8
(ТТ 0,2; ТН 0,2; Сч
0,5S)
0,05Iн
1
£
I
1
< 0,2Iн
1
1,2 1,4 1,5 1,7 1,9 2,0
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
0,9 1,0 1,1 1,5 1,6 1,7
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,9 1,0 1,0 1,5 1,6 1,6
0,05Iн
1
£
I
1
< 0,2Iн
1
1,7 2,4 2,8 2,1 2,7 3,1
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
1,0 1,3 1,5 1,6 1,8 2,0
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,8 1,0 1,1 1,4 1,6 1,7
0,05Iн
1
£
I
1
< 0,2Iн
1
1,1 1,3 1,4 1,6 1,8 1,9
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
0,8 0,8 0,9 1,4 1,5 1,6
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,70,80,81,41,51,5
Основная относительная
погрешность ИК, (±
d
), %
Номер ИК
Диапазон значений
силы тока
3 - 6, 9
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Пределы допускаемой относительной погрешности
ИК
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
эксплуатации, (±
d
), %
cos
j
= 0,87
(sin
j
= 0,5)
2,8
cos
j
= 0,8
(sin
j
= 0,6)
2,4
cos
j
= 0,87
(sin
j
= 0,5)
4,2
cos
j
= 0,8
(sin
j
= 0,6)
3,9
1, 2, 7
(ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч
1,0)
(ТТ 0,5; Сч 1,0)
8
(ТТ 0,2; ТН 0,2; Сч
1,0)
0,05Iн
1
£
I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
< Iн
1
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
1,9
1,8
5,5
2,8
2,1
2,6
1,6
1,4
1,7
1,6
4,4
2,4
1,8
2,2
1,4
1,3
3,7
3,6
6,3
4,2
3,7
4,0
3,5
3,4
3,5
3,5
5,4
3,9
3,6
3,8
3,4
3,4
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
·
диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)Uн;
·
диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)Iн;
·
диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
Лист № 6
Всего листов 9
·
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до 50 ˚С; счетчиков
-от 18 ˚С до 25 ˚С; ИВКЭ - от 10 ˚С до 30 ˚С; ИВК - от 10 ˚С до 30 ˚С;
·
частота - (50
±
0,15) Гц;
·
магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
·
параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uн
1
; диапазон силы
первичного тока - (0,05- 1,2)Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,8 - 1,0 (0,6 -
0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
·
температура окружающего воздуха - от минус 30 ˚С до 35 ˚С.
Для счетчиков электроэнергии "ЕвроАльфа":
·
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,01 - 1,2)Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,8 - 1,0 (0,6 -
0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
·
температура окружающего воздуха - от 10 ˚С до 30 ˚С;
·
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденныхтиповсметрологическимихарактеристикаминехуже,чему
перечисленных в Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
·
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в
соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и
средняя наработка на отказ;
·
счетчик – среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 48 часов;
·
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
·
резервирование питания УСПД
с помощью источника
бесперебойного питания
и
устройства АВР;
·
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
·
в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
ü
параметрирования;
ü
пропадания напряжения;
ü
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
·
наличиемеханическойзащитыотнесанкционированногодоступаи
пломбирование:
ü
счетчика;
ü
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
ü
испытательной коробки;
ü
УСПД.
·
наличие защиты на программном уровне:
ü
пароль на счетчике;
ü
пароль на УСПД;
ü
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
·
счетчиках (функция автоматизирована);
Лист № 7
Всего листов 9
·
УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
·
электросчетчик –
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях при
отключении питания – до 5 лет;
·
ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35
суток; при отключении питания – не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации насистему автоматизированнуюинформационно-измерительную
коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северной ЖД –
филиала ОАО "РЖД" в границах Кировской области типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
1
9
Устройство синхронизации системного времени на базе GPS-
приемника
1
Кол-во, шт.
10
3
12
4
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока ТОЛ-10
Трансформаторы тока ТШ-0,66
Трансформаторы тока Т-0,66 УЗ
Трансформаторы напряжения НАМИ-10
Комплексы аппаратно-программных средств для учета
электроэнергии на основе УСПД типа RTU-327
Счётчики электрической энергии многофункциональные
ЕвроАльфа
Сервер управления HP ML 360 G5
Сервер основной БД HP ML 570 G4
Сервер резервный БД HP ML 570 G4
Методика поверки
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
1
1
1
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП1675/500-2013"Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
тяговых
подстанций Северной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Кировской области. Методика
поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 19.09.2013 г.
Лист № 8
Всего листов 9
Перечень основных средств поверки:
·
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки";
·
трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005
"Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
·
средстваизмеренийпоМИ3195-2009«ГСИ.Мощностьнагрузки
трансформаторовнапряжения.Методика выполненияизмеренийбез
отключения цепей».
·
средстваизмеренийМИ3196-2009«ГСИ.Вторичнаянагрузка
трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения
цепей»;
·
счетчиков"ЕвроАльфа"-подокументу"Многофункциональный
многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА).
Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП";
·
для УСПД RTU-327 – по документу "Комплексы аппаратно-программных
средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-327. Методика
поверки"; утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 2003 г.;
·
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие
сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре
средств измерений № 27008-04;
·
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе АУВП.411711.150.ЭД.ИЭ "Инструкция по
эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии тяговых подстанций в границах ОАО "Кировэнерго"Северной
железной дороги".
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанцийСеверной ЖД – филиала ОАО
"РЖД" в границах Кировской области
1. ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общие технические условия".
2. ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".
3. ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения".
4. ГОСТ 7746–2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
5. ГОСТ 1983–2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
6. ГОСТР 52323-2005(МЭК62053-22:2003) "Аппаратурадляизмерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22.
Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".
Лист № 9
Всего листов 9
измерения
Часть 23.
7. ГОСТР 52425-2005(МЭК62053-23:2003) "Аппаратурадля
электрической энергии переменного тока. Частные требования.
Статические счетчики реактивной энергии".
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество "Российские Железные Дороги"
(ОАО "РЖД")
Адрес: 107174, г. Москва, Новая Басманная ул., д.2
Тел.: (499) 262-60-55
Факс: (499) 262-60-55
e-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр
"ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО «ИЦ ЭАК»)
Юридический адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Тел. (495) 620-08-38
Факс (495) 620-08-48
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москва» (ФБУ «Ростест-Москва» )
Аттестат аккредитации № 30010-10 от 15.03.2010 г.
117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31
тел.: 8(495) 544-00-00, 668-27-40, (499) 129-19-11
Факс: (499) 124-99-96
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М
.П.
"____"_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.