Untitled document

Приложение к свидетельству № 65189

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1905 от 08.09.2017 г.)

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК".

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК", далее по тексту – «АИИС КУЭ» или

«система», предназначена для измерения количества активной и реактивной электрической

энергии и электрической мощности, вырабатываемой, преобразуемой и рапределяемой

Кумертауской ТЭЦ за установленные интервалы времени, в целях коммерческого учета

электрической энергии, а также для отображения, хранения, обработки и передачи полученной

измерительной информации с привязкой к единому календарному времени.

Описание средства измерений

Принцип действия системы состоит в использовании счетчиков электрической энергии с

трансформаторным включением в цепи тока и напряжения контролируемого присоединения.

Счетчик автоматически производит преобразование в цифровую форму, умножение сигналов

тока и напряжения с последующим интегрированием, формирует и хранит профиль данных

(результатов) измерений на заданных последовательных интервалах времени (как правило,

30 минут), передает измерительную информацию с помощью интерфейса на следующий

уровень системы. Результат измерений электрической энергии получают накопительным

итогом, результат измерений средней электрической мощности получают как отношение

электрической энергии за установленный интервал времени к продолжительности этого

интервала.

АИИС КУЭ выполнена двухуровневой с распределенной функцией измерения и

централизованным управлением процессами сбора, обработки и представления измерительной

информации.

Первый уровень – информационно-измерительные комплексы (ИИК), которые вклю-

чают в себя счетчики электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, измерительные

трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2015, измерительные трансформаторы напряжения

(ТН) по ГОСТ 1983-2015, их вторичные цепи, через которые унифицированные аналоговые

сигналы тока и напряжения поступают на входы счетчиков, а также преобразователи

интерфейсов для приема-передачи данных.

Второй уровень – измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), основой которого

является сервер базы данных (СБД) с необходимым программным обеспечением (ПО),

сопряженный с автоматизированным рабочим местом оператора (АРМ) и системой

обеспечения единого времени (СОЕВ) при помощи преобразователей интерфейсов и

электрических каналов связи. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по

оптоволоконной связи. СБД с помощью ПО формирует запрос для получения информации со

счетчиков,осуществляетсборизмерительнойинформации,ееобработку,хранение,

оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации

взаимодействующим субъектам, включая субъекты ОРЭМ, в соответствии с требованиями

действующих регламентов.

В системе использован ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ № 44595-10), в качестве

СБД применен компьютер c ПО «Альфа-ЦЕНТР». Система обеспечения единого времени

построена на основе устройства синхронизации системного времени (УССВ) типа УССВ-2

(Госреестр СИ № 54074-13). Сличение часов СБД с УССВ происходит один раз в 1 час, часов

счетчиков с часами СБД – при обращении к счетчикам; при расхождении более чем в пределах

±3 с производится коррекция показаний времени.

Лист № 2

Всего листов 9

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение активной и реактивной электроэнергии, включая ее приращения на

установленных интервалах времени;

- измерение календарного времени, синхронизация часов компонентов системы и

формированиепоследовательностиинтерваловвременидляизмеренияприращений

электроэнергии;

- периодический и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений

приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор данных о

состоянии счетчиков электроэнергии во всех измерительных каналах;

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и

от несанкционированного доступа;

- формирование отчетных документов и расчет учетных показателей;

-передача результатов измерений смежным субъектам, включая субъекты ОРЭМ;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

- регистрацию событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала,

нарушений в системе информационной защиты и пр.);

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.

Конструктивно система включает в себя ряд обособленных узлов, расположенных в

помещениях ТЭЦ. Трансформаторы тока и напряжения ОРУ-220 и ОРУ-110 – открытой

установки, остальные трансформаторы размещены в машинном зале и в специальных

помещениях КРУ. Счетчики расположены в специальных шкафах со степенью защиты не ниже

IP51, СБД – в отдельном помещении с ограниченным доступом.

Механическая устойчивость технических средств системы к внешним воздействиям

обеспеченаконструктивнымисполнениемееэлементов(шкафы,кабельныекороба,

металлорукава и пр.). Предусмотрено экранирование и заземление узлов системы с целью

радиоэлектронной защиты

Для всех технических и программных средств системы предусмотрена защита от

несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность

пломбирования;

- на счетчиках предусмотрена возможность пломбирования крышки зажимов и

откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчиков;

- наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает

идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования

цифровой подписи).

- наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:

- попытки несанкционированного доступа;

- связь со счетчиком, приводящая к изменению данных;

- факты параметрирования счетчиков;

- факты пропадания напряжения;

- факты коррекции шкалы времени;

- отклонение тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов,

включая отсутствие напряжения при наличии тока;

- перерывы питания.

Лист № 3

Всего листов 9

Перечень измерительных каналов системы с указанием измерительных компонентов

представлен в таблице 1.

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

ТТТН

Таблица 1 - Перечень измерительных каналов системы

№Наименование

ИКприсоединения

1234

ТШВ-15 (3 шт.)ЗНОМ 15-63 (3 шт.)

1ТГ- 58000/56000/√3/100/√3

КТ 0,5КТ 0,5

ТШЛ 20 (3 шт.)ЗНОМ 15-63 (3 шт.)

2ТГ- 66000/510000/√3/100/√3

КТ 0,5КТ 0,5

ОРУ-220 кВ, РСШ

220 кВ

600/5

(6 шт.)

КТ 0,5

220кВ

600/5

220 кВ; яч.2; ВЛ-ТФНД-220-I (3 шт.)

НКФ-220-58-У1

Кумертауская ТЭЦ КТ 0,5

220000/√3/100/√3

- Гелий 3

ТФЗМ 220Б-IVУ1

ОРУ-220

В, ОВ-(3 шт.)

из состава канала 3

110 кВ Кумертау -

ТОГ-110 (3 шт.)

(4 шт.)

КТ 0,5

ОРУ-220 кВ, РСШТФЗМ 220Б-IIIУ1 (3

220 кВ, яч.5, ВЛ-шт.)

220 кВ Кумертау -600/5

СамаровкаКТ 0,5

ОРУ-110 кВ, 1СШ

НКФ-110-57 У1

110кВ, яч.3, ВЛ-

600/5НКФ-110-83У1 (2 шт.)

Ок

ябр

ая

КТ 0,5110000/√3/100/√3

КТ 0,5

110кВ, яч. 02, ВЛ-

КТ 0,5

110кВ, яч.7, ВЛ-

КТ 0,5

110 кВ Кумертау -

КТ 0,5

ОРУ-110

В, 2СШ

ТФЗМ-110Б-IV (3 шт.)

110 кВ

ертау -

600/5из состава канала 6

Городская

ОРУ-110 кВ, 2СШ

110кВ, яч.5, ВЛ-ТФНД-110М (3 шт.)

8110 кВ Кумертау -600/5из состава канала 6

Тюльганская сКТ 0,5

отпайками

ОРУ-110

В, 1СШ

ТФЗМ-110Б-IV (3 шт.)

110 кВ

ертау -

600/5из состава канала 6

Разрез с отпайками

ОРУ-110 кВ, 2СШ

110кВ, яч.9, ВЛ-

ТФНД-110М (3 шт.)

удайбердино

600/5из состава канала 6

отпайкой на ПС

Белая

Лист № 4

Всего листов 9

ТТ

ТН

Счетчик

ТФЗМ-110Б-IV (3 шт.)

600/5

КТ 0,5

из состава канала 6

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

ОРУ-110 кВ,

ОВ-110 кВ

из состава канала 6

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

ТФН-35 (2 шт.)

600/5

КТ 0,5

ЗНОМ-35-65 (6 шт.)

35000/√3/100/√3

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

ТФН-35 (2 шт.)

600/5

КТ 0,5

из состава канала 13

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

ТФНД-35М (2 шт.)

600/5

КТ 0,5

из состава канала 13

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

ТФНД-35М (2 шт.)

600/5

КТ 0,5

из состава канала 13

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

ТФН-35 (2 шт.)

600/5

КТ 0,5

из состава канала 13

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

ТФНД-35М (2 шт.)

600/5

КТ 0,5

из состава канала 13

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

ТФН-35 (3 шт.)

600/5

КТ 0,5

из состава канала 13

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

ТПШФ-20 (2 шт.)

2000/5

КТ 0,5

НТМИ-6

6000/100

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

ТВК-10 (2 шт.)

200/5

КТ 0,5

НОМ-6 (2 шт.)

6000/√3/100/√3

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

№

ИК

Наименование

присоединения

ОРУ-110 кВ, 1СШ

110кВ, яч.11, ВЛ-

110 кВ Кумертау -

Мелеуз с отпайкой

на ПС Белая

ТФЗМ-110Б-IV (3 шт.)

600/5

КТ 0,5

ЗРУ-35 кВ, 1СШ

35 кВ, яч.8;

ВЛ-35 кВ КТЭЦ-

Маячная-1

ЗРУ-35 кВ, 2СШ

35 кВ, яч.9;

ВЛ-35 кВ КТЭЦ-

Маячная-2

ЗРУ-35 кВ, 1СШ

35 кВ, яч.14;

ВЛ-35 кВ

Кумертау -

Машзавод-1

ЗРУ-35 кВ, 2СШ

35 кВ, яч.15;

ВЛ-35 кВ

Кумертау-

Машзавод-2

ЗРУ-35 кВ, 1СШ

35 кВ, яч.12;

ВЛ-35 кВ КТЭЦ-

Бахмут

ЗРУ-35 кВ, 2СШ

35 кВ, яч.6;

ВЛ-35 кВ КТЭЦ-

ВЭС

ЗРУ-35 кВ, 2СШ

35 кВ, яч.5;

ВЛ-35 кВ Плавка

гололёда

ГРУ-6 кВ; ТСШ;

яч.9;

КЛ-6кВ Плавка

гололёда

РУСН-6 кВ, 1СШ,

яч.17,

КЛ-6 кВ

Трансформатор

КЭС

Лист № 5

Всего листов 9

ТТТНСчетчик

6 кВ ТСН Л10Т100/5

КТ 0,5

№ Наименование

ИК присоединения

12345

ТПОЛ-СВЭЛ-10-2

РУСН-6 кВ, ввод(2 шт.)

состава ка

ала 21

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

РУСН-0,4 кВ;

КТ 0,5

40/5-

отделение КТЦ;

100/5

секция 9Л; п.7;

Т-0,66 (3 шт.)

СЭТ-4ТМ.02М.15

КЛ-0,4 кВ ООО КТ 0,5S/1

«Энергоремонт»

Котельное

24 сборка 0,4 кВ №1;

Т-0,66 (3 шт.)

СЭТ-4ТМ.02М.15

КЛ-0,4 кВ ОООКТ 0,5

«Энергоремонт»

КТ 0,5S/1

РУСН-0,4 кВ;

КТ 0,5

40/5-

КЛ-0,4 кВ ООО

50/5-

КЛ-0,4 кВ ООО

50/5-

КЛ-0,4 кВ ООО

50/5-

секция 9Л; п.17;

Т-0,66 (3 шт.)

СЭТ-4ТМ.02М.15

КЛ-0,4 кВ ООО КТ 0,5S/1

«Энергоремонт»

РУСН-0,4 кВ;

секция

2Л; п.9;ТТИ (3 шт.)

СЭТ-4ТМ.02М.15

«Башэнерготранс»КТ 0,5

КТ 0,5S

(Гараж)

РУСН-0,4 кВ;

секция

1Л; п.2;ТТИ (3 шт.)

СЭТ-4ТМ.02М.15

УККТ 0,5

КТ 0,5S/1

«Энергоресурс»

РУСН-0,4 кВ;

секция

2Л; п.8;ТТИ (3 шт.)

СЭТ-4ТМ.02М.15

«Башэнерготранс»КТ 0,5

КТ 0,5S

(Пожарное депо)

Примечание - В течение срока эксплуатации системы допускается замена

измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на такие же или аналогичные

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

таблице. Замену оформляют актом в установленном на Кумертауской ТЭЦ порядке, в

соответствии с МИ 2999-2011 и записью в паспорте-формуляре системы. Акт хранится

совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

Всистемеиспользуетсяинформационно-вычислительныйкомплексдляучета

электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10). Программное обеспечение

(ПО) ИВК имеет архитектуру «клиент-сервер» и модульную структуру. ПО обеспечивает

систему управления базой данных, управление коммуникацией в системе, управление

синхронизацией времени, а также ввод исходных описаний и получение отчетов и выходных

форм.

ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.77-2014.

Лист № 6

Всего листов 9

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Значение

«АльфаЦЕНТР», ac_metrology.dll

12.1.0.0

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 – Метрологические характеристики системы

Наименование характеристикиЗначение

1 2

Пределы допускаемой абсолютной разности показаний

часов компонентов системы, с

Пределы допускаемой относительной погрешности

одного измерительного канала при номинальном токе

нагрузки (активная электрическая энергия и средняя

активная мощность), %:cos ц = 1cos ц = 0,7

- каналы 1 - 5, 7-21±1,4±2,0

- каналы 6±1,4±1,9

- каналы 22±1,9±3,6

- каналы 23 - 25±1,5±1,9

- каналы 26-28±1,6±2,2

Пределы допускаемой относительной погрешности

одного измерительного канала при номинальном токе

нагрузки (реактивная электрическая энергия и средняя

реактивная мощность), %:sin ц = 1sin ц = 0,7

- каналы 1 - 5, 7-21 ±1,7 ±2,1

- каналы 6±1,7±2,0

- каналы 22 - 25±2,9±3,7

- каналы 26-28±3,0±3,4

Примечания:

1) характеристики относительной погрешности рассчитаны по метрологическим

характеристикам средств измерений, входящих в канал;

2) погрешность измерительных каналов при токе нагрузки меньше номинального для

cosц = 1 (sinц = 1) рассчитывают при соответствующих значениях погрешностей средств

измерений, входящих в канал, по формуле, приведенной в методике поверки МП 180-262-

2016.

Значение

Таблица 4 – Технические характеристики системы

Наименование характеристики

Номинальное линейное напряжение U

ном

на входах

системы, В

220000 каналы 3-5;

110000 каналы 6-12;

35000каналы 13-19;

10000 канал 2;

6000каналы 1, 20-22;

380 каналы 23-28

Лист № 7

Всего листов 9

Продолжение таблицы 4

Номинальные значения силы первичного тока I

ном

на

входах системы, А

8000канал 1;

6000канал 2;

2000 канал 20;

600каналы 3-19;

200 канал 21;

100 каналы 22, 24;

50каналы 26, 27, 28;

40 каналы 23, 25

0,99

Показатели надежности:

- среднее время восстановления, час

(кроме трансформаторов открытой установки и

шинных трансформаторов тока)

- коэффициент готовности, не менее

Условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха, °С:

измерительные трансформаторы класса 35 кВ и ниже,

счетчики, ИВК;

измерительные трансформаторы открытой установки.

- относительная влажность воздуха, %

- атмосферное давление, кПа

- электропитание компонентов системы

от +15 до +35

от -40 до +60

от 0 до 90

от 70 до 106

Сеть 220 В 50 Гц с параметрами

по ГОСТ 32144-2013

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационных документов АИИС КУЭ печатным

способом.

Комплектность средства измерений

Полная комплектность АИИС КУЭ приведена в проектной документации. Заводские

номера компонентов системы приведены в паспорте-формуляре. Сведения об измерительных

и системообразующих компонентах приведены в таблице 5.

Номер в ФИФ

Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеОбозначение

Трансформатор тока ТШВ-15

Трансформатор тока ТШЛ 20

Трансформатор тока ТФНД-220-I

Трансформатор тока ТФЗМ 220Б-IIIУ1

Трансформатор тока ТФЗМ 220Б-IVУ1

Трансформатор тока ТОГ-110

Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-IV

Трансформатор тока ТФНД-110М

Трансформатор тока ТФН-35

Трансформатор тока ТФНД-35М

Трансформатор тока ТПШФ-20

Трансформатор тока ТВК-10

Трансформатор тока ТПОЛ-СВЭЛ-10-2

Кол.,

шт.

1836-63

1837-63

3694-73

6540-78

26118-03

26422-04

2793-71

664-51

3689-73

519-50

8913-82

45425-10

Лист № 8

Всего листов 9

СЭТ-4ТМ.03

СЭТ-4ТМ.03М

СЭТ-4ТМ.02М.15

APC Smart-UPS 2200 VA

УССВ-2

Т-0,66

ТТИ

ЗНОМ-15-63

НКФ-220-58-У1

НКФ-110-57 У1

НКФ-110-83У1

ЗНОМ-35-65

НТМИ-6

НОМ-6

922656-07

928139-12

6 1593-70

6 1382-60

414205-94

2 1188-84

6 912-70

1 380-49

4 159-49

1627524-04

636697-08

HP Proliant DL60 G5

154074-13

Продолжение таблицы 5

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической

энергии электронный

Счетчик электрической

энергии электронный

Счетчик электрической

энергии электронный

Сервер

Источник бесперебойного

питания

Устройство синхронизации

системного времени

Специализированное ПО

Паспорт-формуляр

Руководство пользователя

Методика поверки

АльфаЦЕНТР

АИИС.2.1.0222.002 ФО

АИИС.2.1.0222.002 ИЗ

МП 180-262-2016

-44595-10

Поверка

осуществляется по документу МП 180-262-2016 "ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ

филиала ОАО "СЭГК". Методика поверки", утвержденному ФГУП «УНИИМ» 26.12.2016 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;

- длятрансформаторовнапряжения- поМИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/илипоГОСТ 8.216-2011;

- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.15 – по методике поверки

ИЛГШ.411152.145РЭ1,являющейсяприложениемкИЛГШ.411152.145РЭСчетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по

эксплуатации;

-длясчетчиковэлектроэнергииСЭТ-4ТМ.03–пометодикеповерки

ИЛГШ.411152.124 РЭ1,являющейсяприложениемкИЛГШ.411152.124РЭ Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации;

- источник сигналов точного времени ±10

-4

с от шкалы времени UTC(SU) (Интернет-

ресурс

www.ntp1.vniiftri.ru)

. (3.1.ZZC.0098.2013)

- термогигрометр, диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С,

абсолютная погрешность ±0,7 °С, диапазон измерений влажности от 10 до 100 %, абсолютная

погрешность ±2,5 % (CENTER, рег. номер в ФИФ 22129-01);

- инженерный пульт (переносный компьютер) с техническими средствами чтения

информации, хранящейся в памяти счетчика

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.

Знак поверки наносят на свидетельство о поверке системы.

Лист № 9

Всего листов 9

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ

филиала ОАО "СЭГК"

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

Основные положения

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

технические условия

Изготовитель

Открытое акционерное общество «Свердловская энергогазовая компания» (ОАО «СЭГК»)

ИНН 6670129804

Юридический адрес: 620107, г. Екатеринбург, ул. Готвальда, д. 6, корпус 4

Телефон (факс): +7 (343) 235-34-65

Web-сайт:

http://www.svengaz.ru

Е-mail:

odo@svengaz.ru

Испытательный центр

ФГУП «Уральский научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «УНИИМ»)

Юридический адрес: 620000, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 4

Телефон: +7 (343) 350-26-18

Факс: +7 (343) 350-20-39

Web-сайт: http:/

www.uniim.ru

Е-mail:

uniim@uniim.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «УНИИМ» по проведению испытаний средств измерений

в целях утверждения типа № RA.RU.311373 от 10.11.2015 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2017 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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