Приложение к свидетельству № 61976
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока
ПС 500 кВ «Лозовая»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 500 кВ «Лозовая»
(далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической
энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения
результатов измерений.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) класса
точности 0,2S и 0,5S ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее –
ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной
электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной
электроэнергии) и 0,5 по ТУ 4228-011-29056091-11 (в части реактивной электроэнергии),
вторичные измерительные цепи.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее –
ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД RTU-325T, Госреестр
№ 44626-10, зав. № 005422), устройство синхронизации времени и коммутационное
оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер баз данных (далее БД), обеспечивающий функции сбора и хранения результатов
измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и
разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительный канал (далее – ИК) состоит из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков.
Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициента трансформации ТТ, хранение
измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Данные из УСПД
Лист № 2
Всего листов 10
RTU-325Т поступают на уровень ИВК АИИС КУЭ в ЦСОД исполнительного аппарата (ИА)
ПАО «ФСК ЕЭС», г. Москва для последующего хранения и передачи.
Далее, данные с уровня АИИС КУЭ в ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» по цифровым
каналам связи (на участке «подстанция – ИА ПАО «ФСК ЕЭС» каналы связи организованы
посредством малых земных станций спутниковой связи (МЗССС) и на участке «ИА ПАО «ФСК
ЕЭС» - ИВК МЭС Востока» - с использованием единой цифровой сети связи электроэнергетики
(ЕЦССЭ)) поступают в базу данных сервера уровня ИВК МЭС Востока, где происходит
хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов,
передача информации смежным субъектам и иным заинтересованным организациям путем
формирования файлов формата XML80020.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), которая
выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию часов
компонентов АИИС КУЭ. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного
времени серии Метроника МС-225 шкаф УССВ, в состав которого входит приемник сигналов
точноговремениотспутниковойглобальнойсистемыпозиционирования(GPS),
преобразователь интерфейс RS-232/485, термостат, нагреватель и источник питания. Сличение
времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с УССВ. Часы счетчика
синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков
проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с (программируемый
параметр).
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже
±5,0 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты)
коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и
корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
Специализированное программное обеспечение АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - далее
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), имеет структуру автономного программного
обеспечения. ПО обладает идентификационными признаками, приведенными в таблице 1.
Не ниже 1.00
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E
Значение
2
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
1
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма по md5 метрологически значимых
файлов)
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы
с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой
подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень
защиты – высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Номер ИК
Наименование
объекта учета
Заводской
номер
УСПД
Наименование
измеряемой
величины
ТТ
1
ВЛ 220 кВ Лозовая - Козьмино - 1
Счетчик
Таблица 2 - Метрологические и технические ИК АИИС КУЭ
Состав ИК АИИС КУЭ
Основная
относительная
погрешность
Метрологические характеристики
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
ИК, (±δ) %
эксплуатации,
(±δ) %
Вид СИ,
класс точности,
коэффициентОбозначение, тип
трансформации,
№ Госреестра СИ
Ктт ·Ктн ·Ксч
Вид энергии
1234
5678
сos φ = 0,87сos φ = 0,5
sin φ = 0,5 sin φ = 0,87
91011
ТН
1 с.ш.
ТН
2 с. ш.
Кт=0,2S А
Ктт=500/1 B
№ 37848-08 C
Кт=0,2 А
Ктн=220000:
Ö
3/100:
Ö
3 B
№ 15853-06 C
Кт=0,2 А
Ктн=220000:
Ö
3/100:
Ö
3 B
№ 15853-06C
AGU-245
AGU-245
AGU-245
CPB 245
CPB 245
CPB 245
CPB 245
CPB 245
CPB 245
8795614
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1A1802RAL-P4GB-DW-401260426
№ 31857-11
RTU-325Т,
зав. № 005422,
Госреестр № 44626-10
1100000
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная
реактивная
11700321
11700317
11700320
8795619
8795618
8795617
0,51,9
8795616
1,11,9
8795615
Лист № 4
Всего листов 10
ТТ
2
ВЛ 220 кВ Лозовая - Козьмино - 2
Счетчик
GI-36
GI-36
ТТ
GI-36
3
ВЛ 35 кВ Екатериновка - Лозовая
Счетчик
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
Продолжение таблицы 2
123
4
Кт=0,2SА
ТН
2 с. ш.
8795618
ТН
1 с. ш.
Ктт=500/1 B
№ 37848-08 C
Кт=0,2 А
Ктн=220000:
Ö
3/100:
Ö
3 B
№ 15853-06 C
Кт=0,2 А
Ктн=220000:
Ö
3/100:
Ö
3 B
№ 15853-06C
AGU-245
AGU-245
AGU-245
CPB 245
CPB 245
CPB 245
CPB 245
CPB 245
CPB 245
8795617
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1A1802RAL-P4GB-DW-401260427
№ 31857-11
1100000
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная
реактивная
567891011
11700318
11700319
11700316
8795616
8795615
8795614
0,5 1,9
8795619
1,1 1,9
Кт=0,5SА
Ктт=400/1B
№ 28402-09C
11/307658
65
11/307658
66
11/307658
64
00113-11
ТН
1 с. ш.
ТН
2 с. ш.
Кт=0,5 А
Ктн=35000:
Ö
3/100:
Ö
3 B
№ 40085-08 C
Кт=0,5 А
Ктн=35000:
Ö
3/100:
Ö
3 B
№ 40085-08C
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
00114-11
00121-11
00119-11
00117-11
00116-11
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1A1802RAL-P4GB-DW-401225261
№ 31857-11
RTU-325Т,
зав. № 005422,
Госреестр № 44626-10
140000
активная
реактивная
1,1 4,8
2,3 2,7
Лист № 5
Всего листов 10
ТТ
4
ВЛ 35 кВ Бархатная - Лозовая
Счетчик
ТТ
5
ТСН-3 35 кВ
Счетчик
Продолжение таблицы 2
123
4
Кт=0,5SА
ТН
2 с. ш.
00114-11
ТН
1 с. ш.
Ктт=400/1 B
№ 28402-09 C
Кт=0,5 А
Ктн=35000:
Ö
3/100:
Ö
3 B
№ 40085-08 C
Кт=0,5 А
Ктн=35000:
Ö
3/100:
Ö
3 B
№ 40085-08C
GI-36
GI-36
GI-36
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
00121-11
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1A1802RAL-P4GB-DW-401225265
№ trial-11
140000
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная
реактивная
567891011
11/30765869
11/30765867
11/30765868
00119-11
00117-11
00116-11
1,1 4,8
00113-11
2,3 2,7
ТН
1 с. ш.
00117-11
ТН
2 с. ш.
Кт=0,5S А
Ктт=150/1 B
№ 28402-09 C
Кт=0,5 А
Ктн=trial:
Ö
3/100:
Ö
3 B
№ 40085-08 C
Кт=0,5 А
Ктн=35000:
Ö
3/100:
Ö
3 B
№ 40085-08C
GI-36
GI-36
GI-36
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
00116-11
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1A1802RAL-P4GB-DW-401225253
№ 31857-11
RTU-325Т,
зав. № 005422,
Госреестр № 44626-10
52500
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная
реактивная
11/30765881
11/30765880
11/30765879
00113-11
00114-11
00121-11
1,1 4,8
00119-11
2,3 2,7
Лист № 6
Всего листов 10
ТТ
6
ТСН-6 35 кВ
Счетчик
Продолжение таблицы 2
123
4
Кт=0,5SА
ТН
2 с. ш.
00114-11
ТН
1 с. ш.
Ктт=150/1 B
№ 28402-09 C
Кт=0,5 А
Ктн=35000:
Ö
3/100:
Ö
3 B
№ 40085-08 C
Кт=0,5 А
Ктн=35000:
Ö
3/100:
Ö
3 B
№ 40085-08C
GI-36
GI-36
GI-36
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
ЗНОЛ-СЭЩ-35
00121-11
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1A1802RAL-P4GB-DW-401225260
№ 31857-11
RTU-325Т,
зав. № 005422,
Госреестр № 44626-10
52500
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная
реактивная
567891011
11/30765876
11/30765878
11/30765877
00119-11
00117-11
00116-11
1,1 4,8
00113-11
2,3 2,7
Лист № 7
Всего листов 10
Примечания:
1.1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (получасовой).
2.В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы
интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3.Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
-параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) Uн; ток (от 1,0 до 1,2) Iн;
cos
j
=0,8инд.;
-температура окружающей среды: (23±2) °С.
4.Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
-параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн1; диапазон силы
первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) Iн1; коэффициент мощности от cosφ (sinφ) 0,5 до 1,0
(от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;
-температура окружающего воздуха от минус 45 °С до 40 °С;
-относительная влажность воздуха 98 % при 25 °С;
-атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.
Для электросчетчиков:
-параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн1; диапазон силы
первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) Iн1; коэффициент мощности от cosφ (sinφ) 0,5 до 1,0
(от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;
-магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
-температура окружающего воздуха от минус 40°С до 65°С;
-относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °С;
-атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
-температура окружающего воздуха от 18°С до 25°С;
-относительная влажность воздуха не более 75 %;
-напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном;
-сила тока от 0,05 Iном до 1,2 Iном.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% Iном, cos
j
= 0,5 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10°С до
35°С.
6.Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна
аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками,
приведенными в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипные утвержденного типа.
Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим
описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7.Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный
информационный фонд по обеспечению единства измерений.
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: для счетчиков типа Альфа А1800 – не
менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;
- УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Лист № 8
Всего листов 10
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:
-попытка несанкционированного доступа;
-факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
-изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
-отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
-наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-счетчика;
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-испытательной коробки;
-УСПД;
-ИВК.
-наличие защиты на программном уровне:
-пароль на счетчике;
-пароль на УСПД;
-пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей;
-ИВК.
Возможность коррекции времени в:
-счетчиках (функция автоматизирована);
-УСПД (функция автоматизирована);
-ИВК (функция автоматизирована);
Глубина хранения информации:
-электросчетчик
-
глубина хранения профиля нагрузки получасовых
интервалов не менее 45 суток;
-ИВКЭ
-
суточныхданныхотридцатиминутныхприращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу не менее 45 суток;
-ИВК – хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 500 кВ «Лозовая» типографским
способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Лист № 9
Всего листов 10
6
Кол-во (шт)
6
12
6
6
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование (обозначение) изделия
Трансформаторы тока AGU-245
Трансформаторы тока GI-36
Трансформаторы напряжения CPB 245
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-35
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный
Альфа А1800
Устройство сбора и передачи данных RTU-325Т
Методика поверки
Паспорт – Формуляр ТЕ.411711.610.ФО
Технорабочий проект ТДВ.411711.035.ТП изм.2
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 63652-16 «Система автоматизированная информа-
ционно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ФСК
ЕЭС» - МЭС Востока ПС 500 кВ «Лозовая». Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2016 года.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005.
«ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35…330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
-
по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения.
Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика
выполнения измерений без отключения цепей»;
-
счетчиков Альфа А1800 – по документу «Счетчики электрической энергии
трехфазныемногофункциональныеАльфаА1800.Методикаповерки
ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
-
для УСПД RTU-325T – по документу «Устройства сбора и передачи данных
RTU-325НиRTU-325Т.МетодикаповеркиДЯИМ.466215.005МП»,
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 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 со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометрCENTER(мод.314):диапазон измеренийтемпературы от
минус 20 до 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной
влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с
приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка
проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию
свидетельства о поверке».
Лист № 10
Всего листов 10
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе ТДВ.411711.035.ТП изм.2 «Реконструкция
ПС 500 кВ Лозовая. Модернизация автоматизированной информационно-измерительной
системы коммерческого учета электроэнергии филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока
ПС 500 кВ «Лозовая». Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Лозовая на две линейные ячейки
выключателей. Технорабочий проект».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 500 кВ «Лозовая»
ГОСТ 22261-94«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Телекор ДВ»
(ООО «Телекор ДВ»)
ИНН 2722065434
Адрес: 680026, г. Хабаровск, ул. Тихоокеанская, д.60а, оф. 1
Тел./факс: +7 (4212) 75-87-75
E-mail:
www:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА»
(ООО «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА»)
Юридический адрес: 115230, г. Москва, Хлебозаводский проезд, д.7, стр. 9
Почтовый адрес: 121421, г. Москва, ул. Рябиновая д.26, стр. 2
Тел./факс: +7 (495) 795-09-30
ИНН 7705803916
Е-mail:
www:
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Тел./факс: 8 (495) 437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний
измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.