Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №1516 ПСП «Марковское»» (МП 1208/1-311229-2016)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти №1516 ПСП «Марковское»

Наименование

МП 1208/1-311229-2016

Обозначение документа

ООО «Метрологический центр СТП»

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ООО Центр Метрологии «СТП»

Регистрационный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311229

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти №1516 ПСП «Марковское»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

1208/1-311229-2016

г. Казань

2016

СОДЕРЖАНИЕ

1 ВВЕДЕНИЕ
  • 1.1 Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти №1516 ПСП «Марковское» (далее - СИКН), заводской № 2046-15, изготовленную по технической документации ЗАО НИЦ «ИНКОМСИСТЕМ», г. Казань, принадлежащую ООО «Иркутская нефтяная компания», г. Иркутск и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

  • 1.2 СИКН предназначена для измерения массы брутто товарной нефти (далее - нефти), показателей качества нефти и определения массы нетто нефти при ведении учетно-расчетных операций между предприятием-поставщиком ООО «Иркутская нефтяная компания» и предприятием-получателем ООО «Транснефть-Восток» ОАО «АК «Транснефть».

  • 1.3 СИКН реализует метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Принцип действия СИКН заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массы, давления, температуры, плотности, влагосодержания и вязкости.

  • 1.4 СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов

  • 1.5 В состав СИКН входят:

  • - блок фильтров (далее - БФ);

  • - блок измерительных линий (далее - БИЛ): 2 рабочие измерительные линии (DN 250), контрольно-резервная измерительная линия (DN 250);

  • - блок измерений показателей качества (далее - БИК);

  • - стационарная поверочная установка (далее - ПУ);

  • - система обработки информации;

  • - автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ оператора).

  • 1.6 Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКН, представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1- Состав СИКН

Наименование СИ

Количество

Регистрационный номер

Приборы контрольно-измерительные показывающие

Манометры показывающие для точных измерений МПТИ

10

26803-11

Манометр показывающий МП

6

47452-11

Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4

8

303-91

Блок фильтров

Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG

1

14061-10

Преобразователь разности давления измерительный 3051 CD

2

14061-10

БИЛ

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMFHC2

3

45115-10

Преобразователь измерительный Rosemount 3144Р в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65

3

56381-14

22257-11

Наименование СИ

Количество

Регистрационный номер

Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG

3

14061-10

БИК

Преобразователь измерительный Rosemount 3144Р в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65

4

56381-14

22257-11

Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG

1

14061-10

Преобразователь разности давления измерительный 3051 CD

2

14061-10

Преобразователь плотности жидкости мод.7835

2

52638-13

Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829

2

15642-06

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм

2

14557-10

Прибор УОСГ-ЮОСКП

1

16776-11

Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400

1

57762-14

Автоматический пробоотборник МАВИК-ГЖ

2

-

Ручной пробоотборник Стандарт-Р

1

-

Выходной коллектор

Преобразователь измерительный Rosemount 3144Р в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65

1

56381-14

22257-11

Преобразователь избыточного давления измерительный 3051 TG

1

14061-10

Блок поверочной установки

Установка поверочная СР

1

27778-15

СОИ

Контроллеры измерительные FloBoss модели S600+

2

57563-14

Преобразователи измерительные тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К

19

22153-14

Контроллер программируемый SIMATIC S7-400

2

15773-11

Операторские   станции   на   базе   компьютера   со

SCADA-системой PCS7

3

-

  • 1.7 Поверка СИКН проводится поэлементно. Поверка средств измерений, входящих в состав СИКН, осуществляется в соответствии с их методиками поверки;

  • 1.8 Интервал между поверками СИ, входящих в состав СИКН - 1 год. Интервал между поверками стеклянных термометров - 3 года. Интервал между поверками установки поверочной СР - 2 года. Нормативные документы на поверку СИ в составе СИКН, приведены в таблице 1.2.

Таблица 1,2 - Нормативные документы на поверку средств измерений в составе СИКН

Наименование СИ

Нормативный документ

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

5Ш0.283.421 МП «Манометры, вакуумметры и мановакуумметры показывающие для точных измерений МПТИ, ВПТИ и МВПТИ. Методика поверки»

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки»

Преобразователь давления

МП   14061-10 «Преобразователи давления

Наименование СИ

Нормативный документ

измерительный 3051

измерительные 3051. Методика поверки»

Счетчик-расходомер массовый Micro

Motion модели CMFHC2

МИ 3272-2010 «Счётчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт -прувером   в   комплекте   с   турбинным

преобразователем    расхода    и    поточным

преобразователем плотности».

Преобразователь измерительный 3144Р

12.5314.000.00      МП      «Преобразователи

измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р. Методика поверки»

Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65

ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля»

Преобразователь плотности жидкости мод.7835

МИ    2816-2012    «Рекомендация.    ГСИ.

Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»

МИ 3240-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки»

Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829

МИ    3002-2006    «Рекомендации.    ГСИ.

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки»

МИ    3119-2008    «Рекомендация.    ГСИ.

Преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 и 7829. Методика поверки на месте эксплуатации»

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм

МИ 2366-2005 «Рекомендация. ГСИ. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки»

Прибор УОСГ-ЮОСКП

Раздел 10 «Методы и средства поверки» руководства по эксплуатации на прибор, утвержденного ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 11.04.2011г.

Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400

Расходомеры-счётчики          ультразвуковые

OPTISONIC 3400 методика поверки. МП РТ 1849-2014

Установка поверочная СР

МП 0199-12-2014 «Инструкция. ГСИ. Установки поверочные СР, СР-М. Методика поверки»

Контроллер измерительный FloBoss модели S600+

МП 117-221-2013 «Контроллеры измерительные

FloBoss S600+. Методика поверки»

Преобразователь измерительный тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеры искрозащиты) серии К

МП 22148-08 «Преобразователи с гальванической развязкой серии К фирмы Pepperl+Fuchs GmbH, Германия. Методика поверки»

Контроллер программируемый

SIMATIC S7-400

МИ 2539-99 «ГСИ. Измерительные каналы контроллеров,    измерительно-вычислительных,

управляющих,          программно-технических

комплексов. Методика поверки»

1.9 Средства измерений, результаты измерений которых не влияют на погрешность

При проведении поверки СИКН должны быть выполнены операции, указанные в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Операции поверки

№ п/п

Наименование операции

Номер пункта методики поверки

1

Проверка технической документации

7.1

2

Внешний осмотр

7.2

3

Опробование

7.3

4

Определение метрологических характеристик

7.4

5

Оформление результатов поверки

8

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

При проведении поверки СИКН применяют эталоны и СИ, приведенные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Основные эталоны и СИ

Номер пункта методики

Наименование и тип основного и вспомогательного средства поверки и метрологические и основные технические характеристики средства поверки

5

Барометр-анероид М-67 с пределами измерений от 610 до 790 мм рт.ст., погрешность измерений ±0,8 мм рт.ст., по ТУ 2504-1797-75

5

Психрометр аспирационный М34, пределы измерений влажности от 10 % до 100 %, погрешность измерения ±5 %

5

Термометр ртутный стеклянный ТЛ-4 (№ 2) с пределами измерений от 0 °C до 55 °C по ГОСТ 28498-90, цена деления шкалы 0,1 °C

7.4

Калибратор многофункциональный MC5-R-IS (далее - калибратор): диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания + 1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов от 0 до 9999999 импульсов

3.1 Допускается использование других эталонов и СИ с характеристиками, не уступающими характеристикам, указанным в таблице 3.1.

  • 3.2 Все применяемые эталоны должны быть аттестованы; СИ должны иметь действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

4 ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ
  • 4.1 При проведении поверки должны соблюдаться следующие требования:

  • - корпуса применяемых СИ должны быть заземлены в соответствии с их эксплуатационной документацией;

  • - ко всем используемым СИ должен быть обеспечен свободный доступ для заземления, настройки и измерений;

  • - работы по соединению вспомогательных устройств должны выполняться до подключения к сети питания;

  • - обеспечивающие безопасность труда, производственную санитарию и охрану окружающей среды;

  • - предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», а также эксплуатационной документацией оборудования, его компонентов и применяемых средств поверки.

  • 4.2 К работе по поверке должны допускаться лица:

  • - достигшие 18-летнего возраста;

  • - прошедшие инструктаж по технике безопасности в установленном порядке;

  • - изучившие эксплуатационную документацию на СИКН, СИ, входящие в состав СИКН, и средства поверки.

5 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны соблюдаться следующие условия:

  • - температура окружающего воздуха                       (20±5) °C;

  • - относительная влажность                                от 30 % до 80 %;

  • - атмосферное давление                                  от 84 до 106 кПа.

6 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные операции:

  • - проверяют заземление СИ, работающих под напряжением;

  • - эталонные СИ и СОИ СИКНС выдерживают при температуре указанной в разделе 5 не менее 3-х часов, если время их выдержки не указано в инструкции по эксплуатации;

  • - эталонные СИ и СОИ СИКНС устанавливают в рабочее положение с соблюдением указаний эксплуатационной документации;

  • - осуществляют соединение и подготовку к проведению измерений эталонных СИ и СОИ СИКНС в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

7 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ 7.1 Проверка технической документации
  • 7.1.1 При проведении проверки технической документации проверяют наличие:

  • - руководства по эксплуатации на СИКН;

  • - паспорта на СИКН;

  • - паспортов (формуляров) СИ, входящих в состав СИКН;

  • - действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки СИ, входящих в состав СИКН;

  • - свидетельства о предыдущей поверке СИКН (при периодической поверке);

  • - методики поверки на СИКН.

  • 7.1.2 Результаты проверки считают положительными при наличии всей технической документации по п. 7.1.1.

7.2 Внешний осмотр
  • 7.2.1 При проведении внешнего осмотра СИКН контролируют выполнение требований технической документации к монтажу СИ, измерительно-вычислительных и связующих компонентов СИКН.

  • 7.2.2 При проведении внешнего осмотра СИКН устанавливают состав и комплектность СИКН. Проверку выполняют на основании сведений, содержащихся в паспорте на СИКН. При этом контролируют соответствие типа СИ, указанного в паспортах на СИ, записям в паспорте на СИКН.

  • 7.2.3 Результаты проверки считают положительными, если монтаж СИ, измерительновычислительных и связующих компонентов СИКН, внешний вид и комплектность СИКН соответствуют требованиям технической документации.

  • 7.3 Опробование

7.3.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения СИКН
  • 7.3.1.1 Подлинность и целостность программного обеспечения (далее - ПО) СИКН проверяют сравнением идентификационных данных ПО с соответствующими идентификационными данными, зафиксированными при испытаниях в целях утверждения типа и отраженными в описании типа СИКН.

  • 7.3.1.2 Проверяют возможность несанкционированного доступа к ПО СИКН и наличие авторизации (введение пароля, возможность обхода авторизации, проверка реакции ПО СИКН на неоднократный ввод неправильного пароля).

  • 7.3.1.3 Результаты опробования считают положительными, если:

  • - идентификационные данные ПО СИКН совпадают с указанными в описании типа на СИКН;

  • - исключается возможность несанкционированного доступа к ПО СИКН, обеспечивается авторизация.

7.3.2 Проверка работоспособности СИКН
  • 7.3.2.1 Приводят СИКН в рабочее состояние в соответствие с эксплуатационной документацией. Проверяют прохождение сигналов средств поверки, имитирующих измерительные сигналы (от 4 до 20 мА, импульсные, частотные). Проверяют на дисплее монитора операторской станции управления СИКН показания по регистрируемым в соответствии с конфигурацией СИКН параметрам технологического процесса.

  • 7.3.2.2 Результаты опробования считают положительными, если при увеличении и уменьшении значения входного сигнала (от 4 до 20 мА, импульсные, частотные) соответствующим образом изменяются значения измеряемой величины на дисплее монитора операторской станции управления.

7.4 Определение метрологических характеристик
  • 7.4.1 Определение погрешности преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА) системой обработки информации

  • 7.4.1.1 Отключают первичный измерительный преобразователь (далее - ИП) и к соответствующему каналу, включая барьер искрозащиты, подключают калибратор, установленный в режим имитации сигналов силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

  • 7.4.1.2 С помощью калибратора устанавливают электрический сигнал силы постоянного тока. В качестве реперных точек принимают точки 4; 8; 12; 16; 20 мА.

  • 7.4.1.3 Считывают значения входного сигнала с монитора автоматизированного рабочего места оператора (далее - АРМ оператора) и в каждой реперной точке рассчитывают приведенную погрешность преобразования токового сигнала yi, %, по формуле

Y,= 1изм_~*эт -100,                                          (1)

Атах Amin

где 1^   - значение тока, соответствующее показанию измеряемого параметра СИКН в

z-ой реперной точке, мА;

_ показание калибратора в z-ой реперной точке, мА;

Imax   _ максимальное значение границы диапазона аналогового сигнала силы

постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА;

1^   - минимальное значение границы диапазона аналогового сигнала силы

постоянного тока (от 4 до 20 мА), мА.

  • 7.4.1.4 Если показания СИКН можно просмотреть только в единицах измеряемой величины, то при линейной функции преобразования значения тока 1^, мА, рассчитывают по формуле

    (2)

где XImax _ максимальное значение измеряемого параметра, соответствующее

максимальному значению границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений;

минимальное значение измеряемого параметра, соответствующее минимальному значению границы диапазона аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений;

значение измеряемого параметра, соответствующее задаваемому аналоговому сигналу силы постоянного тока (от 4 до 20 мА), в абсолютных единицах измерений. Считывают с монитора операторской станции.

  • 7.4.1.5 Результаты испытаний считают положительными, если основная приведенная погрешность преобразования входного аналогового сигнала силы постоянного тока (от 4 до 20 мА) в каждой реперной точке не выходит за пределы ±0,13% (при использовании барьера искробезопасности KFD2-STC4-Exl.2O) для сигналов, поступающий в Floboss S600, ± 0,04 % для сигналов, поступающих в контроллеры программируемые Simatic S7-400

  • 7.4.2 Определение абсолютной погрешности СИКН при измерении количества импульсов (импульсного сигнала)

  • 7.4.2.1 Отключить первичный ИП и к соответствующему каналу подключить калибратор, установленный в режим генерации импульсов, в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

  • 7.4.2.2 С помощью калибратора подать не менее трех раз последовательность импульсов (импульсный сигнал) из 10000 импульсов, предусмотрев синхронизацию начала счета

  • 7.4.2.3 Считать значения входного сигнала с монитора АРМ оператора или дисплея контроллера и вычислить абсолютную погрешность Дп, импульсы, по формуле

^изм ^зад ’

количество импульсов, подсчитанное контроллером, импульсы;

(3)

количество импульсов, заданное калибратором, импульсы.

  • 7.4.3 Результаты поверки считаются положительными, если пределы допускаемой абсолютной погрешности СИКН при подсчете количества импульсов (импульсного сигнала) не превышает ±1 импульс на 10000 импульсов.

  • 7.4.4 Определение относительной погрешности измерительных каналов передачи, преобразования и отображения частотных сигналов

  • 7.4.4.1 Отключают первичный преобразователь и подключают калибратор к соответствующему каналу, включая линии связи. С помощью калибратора, устанавливают на входе канала частотные сигналы, соответствующие значениям измеряемого параметра. Задают не менее пяти значений частотного сигнал, равномерно распределенных в диапазоне измерений.

  • 7.4.4.2 Считывают значения периода входного частотного сигнала Тизм, мкс, (показания СОИ) с дисплеев двух вычислителей Floboss S600+, или с монитора операторской станции.

  • 7.4.4.3 Определяют частоту входного сигнала^, Гц, по формуле

    изм

    изм

    (4)

измерения массы нефти, подлежат калибровке не реже одного раза в год. 1.10 Интервал между поверками СИКН - 1 год.

2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

  • 7.4.4.4 Вычисляют относительную погрешность измерительных каналов передачи, преобразования и отображения частотных сигналов 5f, %, по формуле

•100.

(5)

где Гад ~ частота заданного сигнала, Гц.

  • 7.4.4.5 Результаты поверки измерительных каналов передачи, преобразования и отображения частотных сигналов считаются положительными, если рассчитанные относительные погрешности для каждого из каналов передачи, преобразования и отображения частотных сигналов СИКН не превышают ±0,001 %.

  • 7.4.5 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы (массового расхода) нефти

  • 7.4.5.1 Относительная погрешность СИКН при измерении массы нефти при методе динамических измерений принимается равной относительной погрешности счетчиков расходомеров массовых Micro Motion.

  • 7.4.5.2 Результаты испытаний считаются положительными, если относительная погрешность СИКН при измерении массы (массового расхода) нефти не выходит за пределы ±0,25 % для рабочих измерительных линий.

  • 7.4.6 Определение относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти

7.4.6.1 Относительная погрешность СИКН при измерении массы нетто нефти 5мн, %, определяется по формуле

5Мн=±1Д-

aw2+AW2 +AW2 §2       vv в       хс vv мп

( W +W +W

(6)

| _ vv в vv хс vv мп k ’ 100

ГДе 2

Ом

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти, %;

пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли

AWB _        ж о/

воды в нефти, %;

пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли

AWxc — хлористых солей, %;

пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли

AWMn -                  „

механических примесеи, %;

Wb - массовая доля воды в нефти, %;

Wxc - массовая доля хлористых солей в нефти, %;

Wnot - массовая доля механических примесей в нефти, %.

Абсолютные погрешности измерений в испытательной лаборатории массовой доли механических примесей и массовой доли хлористых солей определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580.

  • 7.4.6.2 Для доверительной вероятности Р =  0,95 и при двух измерениях

соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений вычисляют по формуле

(7)

где 7? и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, % массы.

  • 7.4.6.3 Абсолютную погрешность определений массовой доли механических примесей AWMn , %, вычисляют по формуле

где Rn - воспроизводимость метода по ГОСТ 6370, выраженная в массовых долях, %; гп - сходимость метода по ГОСТ 6370, выраженная в массовых долях, %/

  • 7.4.6.4 Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей Rxc по

ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости гхс- Значение сходимости Гхст, выраженное по ГОСТ 21534 в мг/дм3, переводят в % массы по формуле:

Ы-Гхст д ’

(9)

Ризм

где Гхст - сходимость метода по ГОСТ 21534, мг/дм3.

7.4.6.5 Абсолютную вычисляют по формуле:

погрешность определений массовой доли хлористых солей, %,

2

(Ю)

7.4.6.6 Абсолютную формуле:

погрешность определений массовой доли воды, %, вычисляют по

(И)

где Re - воспроизводимость метода по ГОСТ 2477, выраженная в массовых долях, %;

гв - сходимость метода по ГОСТ 2477, выраженная в массовых долях, %.

  • 7.4.6.7 Результаты расчета по формулам (7) - (11) округляют до третьего знака после запятой, по формуле (6) - до второго знака после запятой.

  • 7.4.6.8 Результаты поверки считаются положительными, если рассчитанные пределы относительной погрешности СИКН при измерении массы нетто нефти не выходят за пределы ±0,35 %.

8 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ
  • 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

  • 8.2 Отрицательные результаты поверки СИКН оформляют в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». При этом выписывается извещение о непригодности к применению СИКН с указанием причин непригодности.

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель