Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2 — техническое средство с номером в госреестре 77469-20 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 002. Имеет обозначение типа СИ: .
Произведен предприятием: ООО "Энергометрология", г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2 .

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2 .

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
77469-20
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2
Обозначение типа
ПроизводительООО "Энергометрология", г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 002
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных; 2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределённой среде виртуализации VMware vSphere High Availability, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации. Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации: активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин; средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность. Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт·ч. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, а также отображение информации на АРМах. Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи в сети интернет в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с единым системным временем. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Корректировка часов сервера АИИС КУЭ выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов сервера и системы глобального позиционирования более ±2 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов сервера происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически один раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера более ±2 с. От сервера также обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ АИИС КУЭ. Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 15.07.06). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1. Таблица 1 – Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование модуля ПОac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО12.1
Цифровой идентификатор модуля ПО3Е736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПОMD5
Метрологические и технические характеристикиСостав измерительных каналов приведен в таблице 2.  Таблица 2 Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИКНаименование измерительного каналаСостав измерительного канала
123456
1Костромская ТЭЦ-2, Турбогенератор №1ТШЛ20Б-18000/5, КТ 0,2Рег. № 4016-74ЗНОМ-15-636000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 1593-70СЭТ-4ТМ.03МКТ 0,2S/0,5Рег. № 36697-08УСВ-3. Рег. № 64242-16/ VMware vSphere High Availability
2Костромская ТЭЦ-2, Турбогенератор №2ТШЛ20Б-18000/5, КТ 0,2Рег. № 4016-74ЗНОМ-15-6310000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 1593-70СЭТ-4ТМ.03КТ 0,2S/0,5Рег. № 27524-04
3Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 2ТФНД-110М1000/5, КТ 0,5Рег. № 76442-19НКФ-110-57 У1110000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 14205-94СЭТ-4ТМ.03.01КТ 0,5S/1,0Рег. № 27524-04
4Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, яч. № 4ТФНД-110М1000/5, КТ 0,5Рег. № 76442-19НКФ-110-57 У1110000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 14205-94СЭТ-4ТМ.03.01КТ 0,5S/1,0Рег. № 27524-04
5Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, яч. № 7ТФНД-110М1000/5, КТ 0,5Рег. № 76442-19НКФ-110-57 У1110000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 14205-94СЭТ-4ТМ.03М.01КТ 0,5S/1,0Рег. № 36697-08
6Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 8ТФНД-110М1000/5, КТ 0,5Рег. № 76442-19НКФ-110-57 У1110000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 14205-94СЭТ-4ТМ.03М.01КТ 0,5S/1,0Рег. № 36697-08
7Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 10ТФНД-110М1000/5, КТ 0,5Рег. № 76442-19НКФ-110-57 У1110000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 14205-94СЭТ-4ТМ.03.01КТ 0,5S/1,0Рег. № 27524-04
8Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. № 11ТФНД-110М1000/5, КТ 0,5Рег. № 76442-19НКФ-110-57 У1(I С.Ш.)НКФ-110-57 У1(II С.Ш.)110000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 14205-94СЭТ-4ТМ.03.01КТ 0,5S/1,0Рег. № 27524-04
Продолжение таблицы 2
123456
9Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, яч. № 12ТФНД-110М1000/5, КТ 0,5Рег. № 76442-19НКФ-110-57 У1110000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 14205-94СЭТ-4ТМ.03.01КТ 0,5S/1,0Рег. № 27524-04УСВ-3. Рег. № 64242-16/ VMware vSphere High Availability
10Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 15ТФЗМ-110Б-IIIХЛ11000/5, КТ 0,5Рег. № 26421-04НКФ-110-57 У1110000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 14205-94СЭТ-4ТМ.03.01КТ 0,5S/1,0Рег. № 27524-04
11Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, яч. № 16ТФЗМ-110Б-IVТФЗМ-110Б-IIIХЛ11000/5, КТ 0,5Рег. № 26422-04 Рег. № 26421-04НКФ-110-57 У1110000:√3/100:√3КТ 0,5Рег. № 14205-94СЭТ-4ТМ.03.01КТ 0,5S/1,0Рег. № 27524-04
12Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 1ТВЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 1856-63НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
13Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 2ТВЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 1856-63НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
14Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 4ТВЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 1856-63НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
15Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 5ТЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 2473-69НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
16Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 7ТВЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 1856-63НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
17Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 8ТВЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 1856-63НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
18Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 9ТВЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 1856-63НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
Продолжение таблицы 2
123456
19Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 10ТВЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 1856-63НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.03.01КТ 0,5S/1,0Рег. № 27524-04УСВ-3. Рег. № 64242-16/ VMware vSphere High Availability
20Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 11ТВЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 1856-63НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
21Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 13ТВЛМ-101000/5, КТ 0,5Рег. № 1856-63НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
22Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 4ТЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 2473-69НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
23Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 5ТЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 2473-69НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
24Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 6ТЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 2473-69НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
25Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 7ТЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 2473-69НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
26Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 8ТЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 2473-69НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
27Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 9ТЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 2473-69НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
28Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 10ТЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 2473-69НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
Продолжение таблицы 2
123456
29Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 11ТЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 2473-69НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01УСВ-3. Рег. № 64242-16/ VMware vSphere High Availability
30Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 12ТВЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 1856-63НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
31Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 13ТВЛМ-10600/5, КТ 0,5Рег. № 1856-63НТМИ-6-666000/100КТ 0,5Рег. № 2611-70СЭТ-4ТМ.02.2-14КТ 0,5S/1,0Рег. № 20175-01
Примечания: 1 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 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИКВид электрической энергииГраницы основной погрешности ±δ, %Границы погрешности в рабочих условиях ±δ, %
1, 2Активная Реактивная0,8 1,21,5 2,3
3-31Активная Реактивная1,3 2,03,2 5,2
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosφ=0,8, токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий и при cosφ=0,8, токе ТТ, равном 5 % от Iном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С.
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристикиЗначение
Количество измерительных каналов31
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гцот 98 до102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности cos( (sin() - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °Сот 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +60
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
СЭТ-4ТМ.03Мот -40 до +60
СЭТ-4ТМ.03от -40 до +60
СЭТ-4ТМ.02.2от -40 до +55
- температура окружающей среды для сервера, °Сот +10 до + 30
- атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более - частота, Гцот 80,0 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее
СЭТ-4ТМ.03М165000
СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.0290000
УСВ-3 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее45000
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч100000 1
Глубина хранения информации Счетчики:
СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут114
Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Надежность системных решений: - защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания; - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации–участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи. В журналах событий фиксируются факты: - в журнале событий счетчика: - параметрирования; - пропадания напряжения; - коррекции времени в счетчике. Защищенность применяемых компонентов: - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: - электросчетчика; - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; - испытательной коробки; - сервера БД; - защита на программном уровне: - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи); - установка пароля на счетчик; - установка пароля на сервер БД.
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначениеКоличество, шт.
Трансформатор токаТВЛМ-1022
Трансформатор напряженияЗНОМ-15-636
Счетчик электрической энергииСЭТ-4ТМ.02.2-1419
Устройство синхронизации системного времениУСВ-31
Основной серверVMware vSphere High Availability1
Автоматизированное рабочее местоАРМ1
Документация
Методика поверкиМП 26.51.43/21/191
ФормулярФО 26.51.43/21/191
Поверкаосуществляется по документу МП 26.51.43/21/19 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 04.10.2019 г. Основные средства поверки: средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04; мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. № 33750-12). Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» (ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ») ИНН 7714348389 Адрес: 125040, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д. 2, кор. 12, этаж 2, пом II, ком 9 Телефон: 8 (495) 230-02-86 E-mail: info@energometrologia.ru
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ») Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, 134 Телефон: 8 (846) 336-08-27 Факс: 8 (846) 336-15-54 E-mail: referent@samaragost.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311281 от 16.11.2015 г.