|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала "Костромская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 57 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему, которая состоит из измерительно-информационных комплексов (ИИК), информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), информационно-вычислительного комплекса (ИВК) и системы обеспечения единого времени (СОЕВ).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и мощности и автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);
– ведение журналов событий ИИК, ИВКЭ и ИВК;
– контроль достоверности измерений на основе анализа пропуска данных и анализ журнала событий ИИК;
– формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерений и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
– передача участникам ОРЭ результатов измерений (1 раз в сутки);
– предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны участников ОРЭ (1 раз в сутки);
– организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);
– синхронизация времени в автоматическом режиме элементов ИИК, ИВКЭ и ИВК с помощью СОЕВ, соподчиненной национальной шкале времени;
– автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-технических средств АИИС КУЭ;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).
Состав ИИК АИИС КУЭ, характеристики средств измерений (СИ), входящих в состав ИИК (тип, коэффициент, класс точности, регистрационный номер в реестре СИ федерального информационного фонда (ФИФ) по обеспечению единства измерений (ОЕИ)), приведен в таблице 1.
Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя измерительные трансформаторы напряжения и тока, счётчики активной и реактивной электрической энергии и мощности по присоединению (измерительному каналу).
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки(ИВКЭ) включает в себя устройство сбора и передачи данных УСПД RTU-325, технические средства организации каналов связи, программное обеспечение.
Третий уровень – комплекс измерительно-вычислительный (ИВК) для учета электрической энергии Альфа-Центр включает в себя сервер баз данных, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства организации каналов связи, программное обеспечение.
Таблица 1 – Состав и характеристики СИ, входящих в состав ИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Наимено-вание объекта | Состав и характеристики СИ, входящих в состав ИИК(тип, коэффициент, класс точности, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ) | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 1 | Генератор 1 | ТШЛ-20-1
(3 шт)
Ктт=12000/5
КТ 0,2S
21255-08 | UGE
(3 шт)
Ктн=20000/100
КТ 0,2
55007-13 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | RTU-32537288-08 | Альфа-Центр44595-10 | | 2 | Генератор 2 | ТШЛ-20-1
(3 шт)
Ктт=12000/5
КТ 0,2S
21255-08 | UGE
(3 шт)
Ктн=20000/100
КТ 0,2
25475-11 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 3 | Генератор 3 | ТШЛ-20-1
(3 шт)
Ктт=12000/5
КТ 0,2S
21255-08 | UGE
(3 шт)
Ктн=20000/100
КТ 0,2
55007-13 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 4 | Генератор 4 | ТШЛ-20-1
(3 шт)
Ктт=12000/5
КТ 0,2S
21255-08 | UGE
(3 шт)
Ктн=20000/100
КТ 0,2
25475-11 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 5 | Генератор 5 | ТШЛ-20-1
(3 шт)
Ктт=12000/5
КТ 0,2S
21255-03 | UGE
(3 шт)
Ктн=20000/100
КТ 0,2
25475-11 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 6 | Генератор 6 | ТШЛ-20-1
(3 шт)
Ктт=12000/5
КТ 0,2S
21255-08 | UGE
(3 шт)
Ктн=20000/100
КТ 0,2
55007-13 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 7 | Генератор 7 | ТШЛ-20-1
(3 шт)
Ктт=12000/5
КТ 0,2S
21255-08 | UGE
(3 шт)
Ктн=20000/100
КТ 0,2
25475-11 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 8 | Генератор 8 | ТШЛ-20-1
(3 шт)
Ктт=12000/5
КТ 0,2S
21255-08 | UGE
(3 шт)
Ктн=20000/100
КТ 0,2
25475-11 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 9 | Генератор 9А | ТШВ24
(3 шт)
Ктт=24000/5
КТ 0,5
6380-77 | ЗНОМ-24-69У1
(3 шт)
Ктн=20000/100
КТ 0,5
8961-82 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | RTU-32537288-08 | Альфа-Центр44595-10 | | 10 | Генератор 9Б | ТШВ24
(3 шт)
Ктт=24000/5
КТ 0,5
6380-77 | ЗНОМ-24-69У1
(3 шт)
Ктн=20000/100
КТ 0,5
8961-82 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 11 | ВЛ-500
КостромскаяГРЭС -
ЗагорскаяГАЭС | ТФЗМ 500Б
(3 шт)
Ктт=2000/1
КТ 0,2S
26546-04 | НКФ-М
(6 шт)
Ктн=500000/100
КТ 0,2
26454-08 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 12 | ВЛ-500
КостромскаяГРЭС-
КостромскаяАЭС | ТФЗМ 500Б
(3 шт)
Ктт=2000/1
КТ 0,2S
26546-04 | НКФ-М
(6 шт)
Ктн=500000/100
КТ 0,2
26454-08 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 13 | ВЛ-500
Костромская ГРЭС-
Луч | ТГФ-500 II
(3 шт) Ктт=2000/1
КТ 0,2S
35872-07 | НКФ-М
(6 шт)
Ктн=500000/100
КТ 0,2
26454-08 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 14 | ВЛ-500
Костромская ГРЭС-
Владимирская | ТФЗМ 500Б
(3 шт)
Ктт=2000/1
КТ 0,2S
26546-04 | НКФ-М
(6 шт)
Ктн=500000/100
КТ 0,2
26454-08 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 15 | ВЛ-220
Костромская ГРЭС -
Мотордеталь- I цепь | ТВ-ЭК
(3 шт)
Ктт=1000/1
КТ 0,2S
39966-10 | НКФ-220-58
(6 шт)
Ктн=220000/100
КТ 0,5
14626-00 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 16 | ВЛ-220
Костромская ГРЭС -
Мотордеталь- II цепь | ТВ-ЭК
(3 шт)
Ктт=1000/1
КТ 0,2S
39966-10 | НКФ-220-58
(6 шт)
Ктн=220000/100
КТ 0,5
14626-00 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 17 | ВЛ-220
Костромская ГРЭС -
Кострома-2 | ТВ-ЭК
(3 шт)
Ктт=1000/1
КТ 0,2S
39966-10 | НКФ-220-58
(6 шт)
Ктн=220000/100
КТ 0,5
14626-00 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 18 | ВЛ-220
Костромская ГРЭС -
Ярославская | ТВ-ЭК
(3 шт)
Ктт=1000/1
КТ 0,2S
39966-10 | НКФ-220-58
(6 шт)
Ктн=220000/100
КТ 0,5
14626-00 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | RTU-32537288-08 | Альфа-Центр44595-10 | | 19 | ВЛ-220
Костромская ГРЭС -
Иваново I цепь | SB 0,8
(3 шт)
Ктт=1000/1
КТ 0,5
20951-08 | НКФ-220-58
(6 шт)
Ктн=220000/100
КТ 0,5
14626-00 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 20 | ВЛ-220
Костромская ГРЭС -
Иваново II цепь | SB 0,8
(3 шт)
Ктт=1000/1
КТ 0,5
20951-08 | НКФ-220-58
(6 шт)
Ктн=220000/100
КТ 0,5
14626-00 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 21 | ВЛ-220
Костромская ГРЭС -
Вичуга I цепь | SB 0,8
(3 шт)
Ктт=1000/1
КТ 0,5
20951-08 | НКФ-220-58
(6 шт)
Ктн=220000/100
КТ 0,5
14626-00 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 22 | ВЛ-220
Костромская ГРЭС -
Вичуга II цепь | SB 0,8
(3 шт)
Ктт=1000/1
КТ 0,5
20951-08 | НКФ-220-58
(6 шт)
Ктн=220000/100
КТ 0,5
14626-00 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 23 | Выключатель ОШСВ | ТВ-ЭК
(3 шт)
Ктт=2000/1
КТ 0,2S
39966-10 | НКФ-220-58
(6 шт)
Ктн=220000/100
КТ 0,5
14626-00 | ЕвроАльфа
КТ 0,2S/0,5
16666-97 | | 24 | ВЛ-500 кВ
Костромская
ГРЭС -
Нижегород-ская | ТФЗМ 500Б
(3 шт)
26546-04
Ктт=2000/1
КлТ=0,2S | НКФ-М
(6 шт)
26454-08
Ктн=500000/100
КлТ=0,2 | Альфа А1800
КТ=0,2S/0,5
31857-11 |
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи на третий уровень АИИС КУЭ.
На третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации-участники оптового рынка электрической энергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы сервера БД синхронизированы с часами приемника, сличение ежесекундное, расхождение показаний часов не более ± 0,1 с. Сервер осуществляет коррекцию часов УСПД и счетчиков. Сличение часов сервера и УСПД осуществляется каждые 60 мин, и корректировка часов УСПД выполняется при достижении расхождения показаний часов сервера и УСПД ± 1 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД один раз в сутки, корректировка часов счетчиков выполняется при достижении расхождения с часами УСПД ± 2 с.
Все действия по синхронизации часов отображаются и записываются в журнале событий на каждом из вышеперечисленных уровней.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счетчика электрической энергии;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
– результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
– установка пароля на счетчик;
– установка пароля на УСПД;
– установка пароля на сервер.
|
| Программное обеспечение | Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– обработка результатов измерений;
– автоматическая синхронизация времени.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблицах 2-7.
Таблица 2 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Программа-планировщик опроса и передачи данных | | Номер версии (идентификационный номер ПО) | v.11.07.01.01 | | Цифровой идентификатор ПО | 7e87c28fdf5ef99142ad5734ee7595a0 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | amrserver.exe |
Таблица 3 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | | Номер версии(идентификационный номер ПО) | v.11.07.01.01 | | Цифровой идентификатор ПО | a38861c5f25e237e79110e1d5d66f37e | | Другие идентификационные данные (если имеются) | amrc.exe |
Таблица 4 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | | Номер версии (идентификационный номер ПО) | v.11.07.01.01 | | Цифровой идентификатор ПО | e8e5af9e56eb7d94da2f9dff64b4e620 | | Другие идентификационные данные (если имеются) | amra.exe |
Таблица 5 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Драйвер работы с БД | | Номер версии (идентификационный номер ПО) | v.11.07.01.01 | | Цифровой идентификатор ПО | 0ad7e99fa26724e65102e215750c655a | | Другие идентификационные данные (если имеются) | cdbora2.dll |
Таблица 6 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Библиотека шифрования пароля счетчиков | | Номер версии (идентификационный номер ПО) | v.11.07.01.01 | | Цифровой идентификатор ПО | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c | | Другие идентификационные данные (если имеются) | Encryptdll.dll |
Таблица 7 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Библиотека сообщений планировщика опросов | | Номер версии (идентификационный номер ПО) | v.11.07.01.01 | | Цифровой идентификатор ПО | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd | | Другие идентификационные данные (если имеются) | alphamess.dll |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 8-9, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 8-9.
Таблица 8 – Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
| Номер ИИК | Значениесилы тока | Границы допускаемой относительной погрешностис вероятностью 0,95, % | | 1-8, 11-14, 24
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | I = 0,1∙Iн | ±0,5 | ±1,2 | ±0,8 | ±1,4 | | 9-10
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I = 0,1∙Iн | ±1,7 | ±5,3 | ±1,9 | ±2,4 | | 15-23
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I = 0,1∙Iн | ±0,7 | ±1,6 | ±1,9 | ±2,4 |
Таблица 9 – Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)
| Номер ИИК | Значениесилы тока | Границы допускаемой относительной погрешностис вероятностью 0,95, % | | 1-8, 11-14, 24
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | I = 0,1∙Iн | ±1,2 | ±2,0 | ±1,5 | ±2,4 | | 9-10
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | I = 0,1∙Iн | ±2,5 | ±4,4 | ±2,7 | ±4,6 | | 15-23
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | I = 0,1∙Iн | ±1,3 | ±2,1 | ±1,6 | ±2,5 |
Нормальные условия эксплуатации:
– температура окружающего воздуха, °Сот 21 до 25;
– относительная влажность воздуха, %от 65 до 75;
– атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.)от 84 до 106;
– напряжение питающей сети переменного тока, Вот 215,6 до 224,4;
– частота питающей сети переменного тока, Гцот 49,5 до 50,5;
– индукция внешнего магнитного поля, мТл не более0,05.
Рабочие условия эксплуатации:
– напряжение питающей сети переменного тока, Вот 198 до 242;
– частота питающей сети, Гцот 49,5 до 50,5;
– температура (для ТН и ТТ), °Сот минус 30 до 35;
– температура (для счетчиков)от 15 до 30;
– температура (для сервера, АРМ, каналообразующего
и вспомогательного оборудования), °Сот 15 до 30;
– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТлот 0 до 0,5.
|
| Комплектность | В комплект АИИС КУЭ входят технические средства, программное обеспечение и документация, представленные в таблицах 10, 11 и 12 соответственно.
Таблица 11 – Технические средства*
| № | Наименование | Кол-во | | 1 | Счетчик электроэнергии многофункциональный ЕвроАльфа | 23 | | 2 | Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный Альфа А1800 | 1 | | 3 | Трансформатор тока ТГФ-500 II | 3 | | 4 | Трансформатор тока ТШЛ-20-1 | 24 | | 5 | Трансформатор тока ТШВ24 | 6 | | 6 | Трансформатор тока ТФЗМ 500Б | 12 | | 7 | Трансформатор тока ТВ-ЭК | 15 | | 8 | Трансформатор тока встроенные SB 0,8 | 12 | | 9 | Трансформатор напряжения UGE | 24 | | 10 | Трансформатор напряжения ЗНОМ-24-69У1 | 6 | | 11 | Трансформатор напряжения НКФ-М | 6 | | 12 | Трансформатор напряжения НКФ-220-58 | 6 | | 13 | Устройство сбора и передачи данных RTU-325 | 2 | | 14 | Комплекс информационно-вычислительный для учета электрической энергии Альфа-ЦЕНТР | 1 | | 15 | Модем GSM модем Siemens TC-35i | 1 | | 16 | Модем ZyXEL | 2 |
Таблица 12 – Программное обеспечение
| № | Наименование | Кол-во | | 1 | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
Таблица 13 – Документация
| № | Наименование | Кол-во | | 1 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация». Технический проект ИЭН 1947РД-16 ЭСУ | 1 | | 2 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии филиала «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация». Паспорт-формуляр ИЭН 1129РД-16.00.ПФ | 1 | | 3 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии филиала «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация». Методика поверки | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 63607-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии филиала «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 15 февраля 2016 г.
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
– мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1º. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
– радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала «Костромская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»
1 ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
|
| Заявитель | ОАО «Ивэлектроналадка»
ИНН 3729003630
Адрес: 153032, г.Иваново, ул. Ташкентская, д. 90
Тел. (4932) 230-230, 230-591, 37-44-26; Факс (4932) 29-88-22
Е-mail: office@ien.ru; Web-site: www.ien.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440039, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20
Web-site: www.penzacsm.ru
Телефон/факс: (8412) 49-82-65
Е-mail: pcsm@sura.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Пензенский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311197 от 24.07.2015 г.
|
