Приложение
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «22» октября 2020 г. № 1737
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС» (далее по тексту -
АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной
информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюмногоуровневую
(двухуровневую для ИИК 16-17 и трехуровневую для ИИК 1-15) автоматизированную систему
с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и
счетчикиактивнойиреактивнойэлектроэнергии,вторичныеизмерительныецепи
(для ИИК 1-17).
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и коммутационное
оборудование (для ИИК 1-15).
3-йуровень- информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ,
включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов
измерений, сервер точного времени, технические средства для организации локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства
приема-передачи данных (для ИИК 1-17).
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух (ИИК 16-17) и трех (ИИК 1-15) 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.
2
Каждые 30 минут УСПД (для ИИК 1-15) и сервер базы данных (Сервер БД) (для ИИК
16-17) производят опрос всех подключенных к ним цифровых счетчиков ИК. Полученная
информация записывается в энергонезависимуюпамять УСПД и сервера БД, где
осуществляетсявычислениеэлектроэнергиии мощностисучетомкоэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее накопление.
Передача накопленных данных с УСПД на сервер БД происходит по проводным линиям
связи.
Сервер базы данных, с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД
уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.
Наверхнем–третьемуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка,
формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных
документов. Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии
осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе серверов точного времени ССВ-1Г (основной и резервный).
Сличение сервера БД с сервером точного времени происходит с периодичностью 1 раз в
30 минут. Коррекция часов сервера БД выполняется при расхождении времени с сервером
точного времени более чем на
1 с (программируемый параметр). Синхронизация времени
УСПД от сервера БД происходит с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция производится
при расхождении времени более чем на
1 с (программируемый параметр). Время счетчиков
ИИК 1-15 синхронизируется от УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция времени
счетчиков производится при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем на ±2 с
(программируемый параметр). Время счетчиков ИИК 16-17 синхронизируется от сервера БД с
периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция времени счетчиков производится при
расхождении времени счетчиков и сервера БД более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы,
минуты, секунды) до и после коррекции.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР».
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных,
отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде,
взаимодействия со смежными системами.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР», указаны в таблице 1.
Идентификационные данные (признаки)
не ниже 15.10.03
MD5
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Значение
АльфаЦЕНТР
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «Средний» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
3
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 4.
№№ ИК
Измерительные компоненты
1
Бурейская ГЭС, ГА1
(15,75 кВ)
GSR
Кл.т. 0,2
Ктт = 16000/5
Рег. № 25477-03
UGE 17,5 B3
Кл.т. 0,2
Ктн = 15750/√3/100/√3
Рег. № 78692-20
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
RTU-327
Рег. №
41907-09/
ССВ-1Г
Рег. №
39485-08
Активная
Реактивная
2
Бурейская ГЭС, ГА2
(15,75 кВ)
GSR
Кл.т. 0,2
Ктт = 16000/5
Рег. № 25477-03
UGE 17,5 B3
Кл.т. 0,2
Ктн = 15750/√3/100/√3
Рег. № 78692-20
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
3
Бурейская ГЭС, ГА3
(15,75 кВ)
GSR
Кл.т. 0,2
Ктт = 16000/5
Рег. № 25477-03
UGE 17,5 B3
Кл.т. 0,2
Ктн = 15750/√3/100/√3
Рег. № 78692-20
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
4
Бурейская ГЭС, ГА4
(15,75 кВ)
GSR
Кл.т. 0,2
Ктт = 16000/5
Рег. № 25477-03
UGE 17,5 B3
Кл.т. 0,2
Ктн = 15750/√3/100/√3
Рег. № 78692-20
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Наименование
точки измерений
ТТ
ТНСчетчик
Вид электроэнергии
УСПД/УССВ
1
2
3
4
5
6
7
5
Бурейская ГЭС, ГА5
(15,75 кВ)
GSR
Кл.т. 0,2
Ктт = 16000/5
Рег. № 25477-03
UGE 17,5 B3
Кл.т. 0,2
Ктн = 15750/√3/100/√3
Рег. № 78692-20
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
RTU-327
Рег. №
41907-09/
ССВ-1Г
Рег. №
39485-08
Активная
Реактивная
6
Бурейская ГЭС, ГА6
(15,75 кВ)
GSR
Кл.т. 0,2
Ктт = 16000/5
Рег. № 25477-03
UGE 17,5 B3
Кл.т. 0,2
Ктн = 15750/√3/100/√3
Рег. № 78692-20
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
7
Бурейская ГЭС,
РУ-500 кВ,
ВЛ-500кВ Бурейская
ГЭС-Амурская
JK ELK CB/3
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег. № 28007-04
НДЕ-М-500
Кл.т. 0,2
Ктн = 500000/√3/100√3
Рег. № 26197-03
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
8
Бурейская ГЭС,
РУ-500 кВ,
ВЛ-500кВ Бурейская
ГЭС-Хабаровская №1
JK ELK CB/3
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег. № 28007-04
НДЕ-М-500
Кл.т. 0,2
Ктн = 500000/√3/100√3
Рег. № 26197-03
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
9
Бурейская ГЭС,
РУ-500 кВ,
ВЛ-500кВ Бурейская
ГЭС-Хабаровская №2
JK ELK CB/3
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег. № 28007-04
НДЕ-М-500
Кл.т. 0,2
Ктн = 500000/√3/100√3
Рег. № 26197-03
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
10
Бурейская ГЭС,
ОРУ-220 кВ,
ВЛ 220кВ Бурейская
ГЭС - Завитая I цепь
ТВ-220
Кл.т. 0,2
Ктт = 1200/1
Рег. № 20644-03
СРВ-245
Кл.т. 0,2
Ктн = 220000/√3/100√3
Рег. № 15853-06
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
4
Продолжение таблицы 2
1234567
11
Бурейская ГЭС,
ОРУ-220 кВ,
ВЛ 220кВ Бурейская
ГЭС - Завитая II цепь
ТВ-220
Кл.т. 0,2
Ктт = 1200/1
Рег. № 20644-03
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
RTU-327
Рег. №
41907-09/
ССВ-1Г
Рег. №
39485-08
Активная
Реактивная
12
ТВ-220
Кл.т. 0,2
Ктт = 600/1
Рег. № 20644-03
СРВ-245
Кл.т. 0,2
Ктн = 220000/√3/100√3
Рег. № 15853-06
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
13
ТВ-220
Кл.т. 0,2
Ктт = 600/1
Рег. № 20644-03
СРВ-245
Кл.т. 0,2
Ктн = 220000/√3/100√3
Рег. № 15853-06
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
14
Бурейская ГЭС, ОРУ-
220 кВ, ОВ1 220 кВ
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
15
Бурейская ГЭС, ОРУ-
220 кВ, ОВ2 220 кВ
A1802RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
5
Продолжение таблицы 2
1234567
СРВ-245
Кл.т. 0,2
Ктн = 220000/√3/100√3
Рег. № 15853-06
Бурейская ГЭС, ОРУ-
220 кВ, ВЛ 220 кВ
Бурейская ГЭС –
Талакан №1 с отпайкой
на ПС Куруктачи
Бурейская ГЭС, ОРУ-
220 кВ, ВЛ 220 кВ
Бурейская ГЭС –
Талакан №2 с отпайкой
на ПС Куруктачи
ТВ-220
Кл.т. 0,2
Ктт = 1200/1
Рег. № 20644-03
СРВ-245
Кл.т. 0,2
Ктн = 220000/√3/100√3
Рег. № 15853-06
ТВ-220
Кл.т. 0,2
Ктт = 1200/1
Рег. № 20644-03
СРВ-245
Кл.т. 0,2
Ктн = 220000/√3/100√3
Рег. № 15853-06
16
ПС 35 кВ №4, ЗРУ-6
кВ, 1с.ш., яч. №8
ТОЛ 10ХЛ3
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 7069-82
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн = 6000/100
Рег. № 11094-87
A1805RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
ССВ-1Г
Рег. №
39485-08
Активная
Реактивная
17
ПС 35 кВ №4, ЗРУ-6
кВ, 2с.ш., яч. №12
ТОЛ-10
Кл.т. 0,5
Ктт = 200/5
Рег. № 7069-07
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
Ктн = 6000/100
Рег. № 11094-87
A1805RAL-P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-11
Активная
Реактивная
6
Продолжение таблицы 2
1234567
Примечания:
1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3
метрологических характеристик.
3 Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичное утвержденного типа.
4 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС
КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7
Номера ИКВид электроэнергии
±5
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
Границы основной Границы погрешности в
погрешности (±δ), % рабочих условиях (±δ), %
Активная0,52,2
1 – 6, 10 – 15
Реактивная 1,1 2,1
Активная 0,5 2,1
7 – 9
Реактивная 1,1 2,3
Активная 1,0 5,8
16, 17
Реактивная2,24,5
Пределы допускаемой погрешности
СОЕВ, с
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие P = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% I
ном
, cos
= 0,5 и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус
10 до плюс 30 °С.
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
Значение
2
от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от +21 до +25
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- сила тока, % от I
ном
- коэффициент мощности, cos
- температура окружающей среды ,°C
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- сила тока, % от I
ном
- коэффициент мощности
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
- для УССВ
от -45 до +40
от -40 до +65
от +1 до +50
от +5 до +40
8
Продолжение таблицы 4
12
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 72
УСПД RTU-327
- наработка на отказ, ч, не менее35000
- время восстановления, ч, не более 24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 1
Глубина хранения информации
ИИК:
- счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее45
ИВКЭ:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сут, не менее45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации-участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
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:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера БД.
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера БД.
9
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Обозначение
GSR
JK ELK CB/3
ТВ-220
ТОЛ-10
UGE 17,5 B3
НДЕ-М-500
СРВ-245
НАМИ-10
Количество
18 шт.
9 шт.
18 шт.
4 шт.
18 шт.
9 шт.
6 шт.
2 шт.
Альфа А1800
17 шт.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройства сбора и передачи данных
Сервер синхронизации времени
Методика поверки
Формуляр
RTU-327
ССВ-1Г
МП-312235-100-2020
НТАС.422231.004.ФО
1 шт.
2 шт.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляетсяподокументуМП-312235-100-2020«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал
ПАО«РусГидро» -«БурейскаяГЭС».Методикаповерки»,утвержденному
ООО «Энергокомплекс» 26.03.2020 г.
Основные средства 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 2845-2003 ГСИ. Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3…35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации,
МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя, МИ 2982-2006 ГСИ.
Трансформаторы напряжения измерительные 500/√3…750/√3 кВ. Методика поверки на месте
эксплуатации;
−по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика
выполнения измерений без отключения цепей;
−по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения.
Методика выполнения измерений без отключения цепей;
10
−счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (рег. № 31857-11) – в соответствии с
документомДЯИМ.411152.018МП«Счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазные
многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»
в 2011 г. и документу и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии
трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки»,
утвержденному в 2012 г.;
−УСПД RTU-327 – в соответствии с документом ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства
сбора и передачиданныхсерииRTU-327.Методикаповерки»,утвержденным
ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
−серверов синхронизации времени ССВ-1Г – в соответствии с документом
«Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки»,
ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ФГУП «ЦНИИС» в ноябре 2008 г.;
− радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
− прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС», аттестованном
ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
ФилиалПубличногоакционерногообщества«Федеральнаягидрогенерирующая
компания-РусГидро» — «Бурейская ГЭС»
(Филиал ПАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС»)
Адрес: 676730, Амурская область, пос. Талакан
Телефон: +7 (416) 342-83-33
E-mail: burges@rushydro.ru
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «РусЭнергоПром»
(ООО «РусЭнергоПром»)
ИНН 7725766980
Адрес: 117218, г. Москва, ул. Большая Черёмушкинская, д. 25, стр. 97, этаж 3, к. 309
Телефон: +7 (499) 397-78-12
Факс: +7 (499) 753-06-78
E-mail: info@rusenprom.ru
11
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»
(ООО «Энергокомплекс»)
Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, 2
Телефон: +7 (351) 958-02-68
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.