Untitled document

Приложение к свидетельству № 54219

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 168 от 24.02.2016 г.)

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части

ОАО «Черномортранснефть» по НПС «Сулак»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по

НПС «Сулак» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной элек-

троэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и пе-

редачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автомати-

зированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измере-

ний.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в

себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы

напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнер-

гии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по

ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измеритель-

ные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические

характеристикиизмерительныхкомпонентовАИИСКУЭприведеныв

таблице 2-4.

2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)

АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -

УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее – УСВ)

УСВ-2.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий кана-

лообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер при-

ложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала

(АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее – ПО) ПК

«Энергосфера».

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИ КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными транс-

форматорами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи по-

ступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчи-

ке мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгно-

венным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вы-

числяются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за пери-

од 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значе-

ниям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощно-

сти, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляет-

ся хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на

Лист № 2

Всего листов 9

верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД уст-

ройствам.

На верхнем – третьем уровне системы выполняется обработка измерительной инфор-

мации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов транс-

формации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчет-

ных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в органи-

зации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусмат-

ривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков,

УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого ко-

ординированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система гло-

бального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с еди-

ным координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени

ССВ-1Г, (Госреестр СИ №39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обраба-

тывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутнико-

вой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в

сети TCP/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые па-

кеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученно-

го по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием

пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное

и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.

Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВКЭ обеспечивает

автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. УСВ-2 синхронизирует собственное

системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, по-

лучаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от вели-

чины расхождения часов УСПД и времени приемника. Сличение часов счетчиков с часами

УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков прово-

дится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на

1 с. Погрешность часов компо-

нентов АИИС КУЭ не превышает

5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, ми-

нуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемо-

го и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

ПО

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии не

ниже 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера»

обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в со-

ответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование

данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Таблица 1 – Метрологически значимые модули ПО

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера»

Библиотека pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер)

1.1.1.1

MD5

Цифровой идентификатор ПОСBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентифи-

катора ПО

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические харак-

теристики ИК АИИС КУЭ, указанных в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.

ПС 110/10 кВ «Сулак»,

КРУН-10 кВ,

1 с.ш. – 10 кВ, ф. № 3

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0807130409

активная

реактивная

ПС 110/10 кВ «Сулак»,

КРУН-10 кВ,

2 с.ш. – 10 кВ, ф. № 14

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0807130199

активная

реактивная

Промплощадка, 0,4 кВ,

ф. № 6 ПС «Ярык Су»

–

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0807130943

активная

реактивная

Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Состав измерительного канала

Номер ИК

Наименование

объекта

ТТ

Вид

ТНСчетчикУСПДСервер

электроэнергии

НАМИТ-10-2 УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000/100

Зав. №

2505130000012

НАМИТ-10-2 УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000/100

Зав. №

2505130000013

ТЛК

Кл. т. 0,5S

600/5

Зав. № 2505130000060

Зав. № 2505130000062

ТЛК

Кл. т. 0,5S

600/5

Зав. № 2505130000064

Зав. № 2505130000065

Т-0,66

Кл. т. 0,5S

150/5

Зав. № 001268

Зав. № 001292

Зав. № 001293

НР ProLi-

Ant BL460

СИКОНG6,

С70 НР ProLi-

Ant BL460

Gen8

Лист № 4

Всего листов 9

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0807130310

активная

реактивная

НАМИТ-10-2 УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000/100

Зав. №

2505130000016

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0807130715

активная

реактивная

НАМИТ-10-2 УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000/100

Зав. №

2505130000015

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0807130235

активная

реактивная

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

п/ст 35/10 кВ

4«Свердлово»,

КРУ-10 кВ, ф.№3

ТВЛМ

Кл. т. 0,5S

5/5

Зав. № 2505130000027

Зав. № 2505130000028

НАМИТ-10-2 УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000/100

Зав. №

2505130000014

1 с.ш. – 10 кВ, ф. № 8

Кл. т. 0,5S

50/5

п/ст 35/10 кВ

ТЛМ-10

«Октябрьская»,

КРУ-10 кВ,

Зав. № 2505130000052

Зав. № 2505130000024

ПС 35/10 кВ

ф. 5

50/5

ТЛМ-10

«Червленные Буруны»,

Кл. т. 0,5S

КРУ-10 кВ,

Зав. № 2505130000025

Зав. № 2505130000023

КТП 10/0,4 кВ,

7СБ «Терекли-Мектеб»,

0,4 кВ

Т-0,66

Кл. т. 0,5S

50/5

Зав. № 000045

Зав. № 000054

Зав. № 000039

СЭТ-4ТМ.03М.08

–Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 0807131688

НР ProLi-

СИКОНAnt BL460

С70G6,

Зав. № НР ProLi-

06914Ant BL460

Gen8

Лист № 5

Всего листов 10

Метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Диапазон тока

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 0,2S)

3, 7

(ТТ 0,5S; Сч 0,2S)

Метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Диапазон тока

0,02Iн

≤ I

≤ 0,05Iн

0,02Iн

≤ I

≤ 0,05Iн

Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

1, 2, 4, 5, 6

Iн

≤ I

≤ 1,2Iн

0,2Iн

≤ I

≤Iн

0,05Iн

≤ I

≤ 0,2Iн

0,02Iн

≤ I

≤ 0,05Iн

Iн

≤ I

≤ 1,2Iн

0,2Iн

≤ I

≤Iн

0,05Iн

≤ I

≤ 0,2Iн

0,02Iн

≤ I

≤ 0,05Iн

Основная погрешность,

(

δ), %

сos φ = сos φ = сos φ =

0,9 0,8 0,5

3 4 5

1,1 1,2 2,2

1,5 1,6 2,9

2,5 2,9 5,4

0,9 1,0 1,8

1,3 1,4 2,6

2,4 2,8 5,3

Погрешность в рабочих

условиях, (

δ), %

сos φ = сos φ = сos φ =

0,9 0,8 0,5

6 7 8

1,3 1,4 2,3

1,6 1,8 3,0

2,6 3,0 5,5

1,1 1,2 1,9

1,4 1,6 2,7

2,5 2,9 5,3

Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Iн

≤ I

≤ 1,2Iн

0,2Iн

≤ I

≤Iн

0,05Iн

≤ I

≤ 0,2Iн

Основная погрешность,

(

δ), %

сos φ = сos φ = сos φ =

0,9 0,8 0,5

3 4 5

2,3 1,9 1,3

3,2 2,6 1,6

Погрешность в рабочих

условиях, (

δ), %

сos φ = сos φ = сos φ =

0,9 0,8 0,5

6 7 8

2,8 2,4 2,0

3,5 2,9 2,2

1, 2, 4, 5, 6

5,54,52,7

5,84,73,1

Iн

≤ I

≤ 1,2Iн

0,2Iн

≤ I

≤Iн

0,05Iн

≤ I

≤ 0,2Iн

1,91,61,0

2,92,41,4

2,52,21,9

3,32,72,1

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч 0,5 (ГОСТ Р

52425-2005))

3, 7

(ТТ 0,5S; Сч 0,5

(ГОСТ Р 52425-

2005))

5,44,42,6

5,64,63,0

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети:

диапазон напряжения (0,98 – 1,02) Uном;

диапазон силы тока (1 – 1,2) Iном;

частота (50

0,15) Гц;

коэффициент мощности cosφ=0,9 инд;

Лист № 6

Всего листов 9

- температура окружающей среды:

ТТ и ТН от минус 40 до плюс 50 ºС;

счетчиков от плюс 21 до плюс 25 ºС;

УСПД от плюс 10 до плюс 30 ºС;

ИВК от плюс 10 до плюс 30 ºС;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

– параметры сети:

диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн

;

диапазон силы первичного тока (0,02 – 1,2) Iн

;

коэффициент мощности cosφ(sinφ) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);

частота (50

0,4) Гц;

температура окружающего воздуха – от минус 40 до плюс 70 ºС;

- для счетчиков электроэнергии:

– параметры сети:

диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн

;

диапазон силы первичного тока (0,02 – 1,2) Iн

;

коэффициент мощности cosφ(sinφ) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);

частота (50

0,4) Гц;

– температура окружающего воздуха:

– для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60 ºС;

– магнитная индукция внешнего происхождения, не более – 0,5 мТл.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosφ = 0,8 инд и температуры окру-

жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 ºС.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогич-

ные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных

в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Черномортранснефть» поряд-

ке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая

часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

– электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

– УСПД СИКОН C70 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

– УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, вреднее время вос-

становления работоспособности tв = 2 ч;

– сервер НР Proliant BL 460с Gen8, НР Proliant BL 460c G6 – среднее время наработки

на отказ не менее T

=261163, T

Gen8

=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности

tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

– защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника

бесперебойного питания;

– резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-

ваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты

и сотовой связи.

Лист № 7

Всего листов 9

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счетчика:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике;

– журнал УСПД:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и УСПД;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– электросчетчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– УСПД;

– сервера;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

– электросчетчика;

– УСПД;

– сервера;

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– УСПД (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– о результатах измерений (функция автоматизирована);

– о состоянии средств измерений.

Цикличность:

– измерений 30 мин (функция автоматизирована);

– сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

– электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 су-

ток; при отключении питания – не менее 10 лет;

– УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-

дому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу – 45 суток; сохране-

ние информации при отключении питания – не менее 10 лет;

– Сервер БД – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-

нее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-

ную информационно-измерительную коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по

НПС «Сулак» типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Лист № 8

Всего листов 9

36697-12

28822-05

41681-10

№ Госреестра

42683-09

51516-12

45040-10

48923-12

16687-07

Количество, шт.

СЭТ-4ТМ.03М

данных

Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеТип

Трансформатор тока ТЛК

Трансформатор тока Т-0,66

Трансформатор тока ТВЛМ

Трансформатор тока ТЛМ-10

Трансформатор напряженияНАМИТ-10

Счетчик электрической энер-

гии многофункциональный

Устройство сбора и передачи

СИКОН С70

УСВ-2

39485-08

обеспечением

Устройство синхронизации

времени

Сервер точного времениССВ-1Г

Сервер с программным

К «Энерго

фера»

Методика поверки -

Формуляр -

Руководство по эксплуатации -

Поверка

осуществляется по документу МП 56589-14 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в

части ОАО «Черномортранснефть» по НПС «Сулак». Методика поверки», утвержденному

ФГУП «ВНИИМС» в августе 2013 г.

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»;

-по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключе-

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

-по МИ 3195-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей.

Методика выполнения измерений»;

-счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», ут-

вержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

-СИКОНС70–подокументу«Контроллерысетевыеиндустриальные

СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»

в 2005 г.;

-УСВ-2 – по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки

ВЛСТ.237.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;

-радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS), trial в Государственном реестре средств измерений №

27008-04;

-переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками сис-

темы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до

плюс 60 ºС, дискретность 0,1 ºС; диапазон измерений относительной влажности от 10 до

100%, дискретность 0,1%.

Лист № 9

Всего листов 9

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом

и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электриче-

скойэнергии(мощности)сиспользованиемавтоматизированнойинформационно-

измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в

части ОАО «Черномортранснефть» по НПС «Сулак» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в

части ОАО «Черномортранснефть» по НПС «Сулак»)», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», атте-

стат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого учетаэлектроэнергии

(АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по

НПС «Сулак»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-

нические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-

ные положения.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-

измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Изготовитель

ЗАКРЫТОЕАКЦИОНЕРНОЕОБЩЕСТВОИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКАЯФИРМА

«СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ» (ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»)

ИНН 3327304235

Юридический адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д.8

Тел.: (4922) 33-67-66; Факс: (4922) 42-45-02; E-mail:

st@sicon.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Центр энергетических решений»

(ООО «Центр энергетических решений»)

Юридический адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский проспект, д. 40

Испытательный центр

Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-

исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66; E-mail:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в це-

лях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

С.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2016 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru