Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Каменская БКФ"
Номер в ГРСИ РФ: | 59440-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Транссервисэнерго", г.Москва |
59440-14: Описание типа СИ | Скачать | 113 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каменская БКФ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 59440-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Каменская БКФ" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 2071 п. 74 от 19.12.2014 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Транссервисэнерго", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 59440-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
59440-14: Описание типа СИ | Скачать | 113 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каменская БКФ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер, GSM-модем, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М передается посредством GSM-коммуникаторов C-1.02 по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ. Сервер ИВК осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС», региональные филиалы ОАО «СО ЕЭС» (РДУ) и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется от ИВК АИИС КУЭ по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложе-
Лист № 2
Всего листов 9 нием 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и уровень ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера ИВК с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью модуля ПО «Альфа ЦЕНТР» (AC_T) с использованием протокола NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 мин, коррекция часов осуществляется при наличии расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков с сервером ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Каменская БКФ» используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Аль-фаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Альфа ЦЕНТР» |
Программа - планировщик опроса и передачи данных |
Amrserver.exe |
11.05.01 |
09148bc6b5707b28e0 8e6bc260843963 |
MD5 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
05dd5a0ccf85a15cb4c 47677e7c2fbac | |||
Драйвер автоматического опроса счетчиков и У СПД |
Атга.ехе |
aeefde21a81569abec9 6d8cb4cd3507b | |||
Драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
7db1e4173056a92e73 3efccfc56bc99e | |||
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
Encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbbba4 00eeae8d0572c | |||
Библиотека сообщений планировщика опросов |
Alphamess.dll |
b8c331abb5e3444417 0eee9317d635cd |
Комплексы измерительно-вычислительные для учёта электрической энергии «АльфаЦЕНТР» внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 44595-10.
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го, 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Каменская БКФ» и их ос-
новные метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Сервер |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ф. «ФАК-1» яч. №25 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 800/5 Зав. № 3996 Зав. № 8933 |
НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1968 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071236 |
НР Proliant D L380G7 E Зав.№ CZ2137051R |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,4 ±5,6 |
2 |
ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ф. «ОС-1» яч. №5 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 0920 Зав. № 1219 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071187 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,4 ±5,6 | ||
3 |
ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ф. «ФАК-2» яч. №18 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 800/5 Зав. № 7685 Зав. № 7369 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 327 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108071225 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,4 ±5,6 | |
4 |
ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ф. «ОС-2» яч. №6 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 4965 Зав. № 8885 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № 0108072085 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,4 ±5,6 | ||
5 |
Каменская ПК, ОРУ-10 кВ, ПКУ-10 кВ ВЛЗ-1, ф. «ЛЭП-1» ТС-1 |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 54351 Зав. № 54093 Зав. № 54091 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 03470-12 Зав. № 03471-12 Зав. № 03472-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0803120350 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,5 ±5,9 | |
6 |
Каменская ПК, ОРУ-10 кВ, ПКУ-10 кВ ВЛЗ-2, ф. «ЛЭП-2» ТС-2 |
ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 55369 Зав. № 55367 Зав. № 55373 |
ЗНОЛП-10 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 2006253 Зав. № 2006254 Зав. № 2006185 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0807125233 |
Активная Реактивная |
±1,3 ±2,5 |
±3,5 ±5,9 | |
7 |
ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ф. «ЦКП-1» яч. №35 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Зав. № 23769-13 Зав. № 25077-13 Зав. № 24965-13 |
НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1968 |
СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804130737 |
Активная Реактивная |
±0,9 ±1,6 |
±1,6 ±2,9 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
8 |
ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ф. «ЦКП-3» яч. №33 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Зав. № 25424-13 Зав. № 25423-13 Зав. № 25425-13 |
НТМИ-10-66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1968 |
СЭТ-4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав. № 0804130703 |
НР Proliant D L380G7 E Зав.№ CZ2137051R |
Активная Реактивная |
±0,9 ±1,6 |
±1,6 ±2,9 |
9 |
ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ф. «ЦКП-2» яч. №38 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Зав. № 24842-13 Зав. № 23854-13 Зав. № 23855-13 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 327 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0807125635 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±1,8 |
±2,4 ±4,4 | |
10 |
ПС 110/35/10 кВ «Кувшино-во», КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ф. «ЦКП-4» яч. №40 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Зав. № 25374-13 Зав. № 25375-13 Зав. № 24830-13 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Зав. № 0807125699 |
Активная Реактивная |
±1,0 ±1,8 |
±2,4 ±4,4 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; ча
стота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) U н1; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I н1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 50 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при 35 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) U н2; диапазон силы
вторичного тока (0,01 - 1,2) I н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 25 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
6 Погрешность в рабочих условиях указана для 2(5)% 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 °С до плюс 35 °С.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера ИВК на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный
информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 89 600 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе
ребойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью выделенного канала связи сети Интернет по электронной почте или с помощью сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения на счетчике;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (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).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не
менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каменская БКФ» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС |
КУЭ | ||
Наименование |
Тип |
№ Г осреестра |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2473-05 |
8 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
15128-07 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
32139-06 |
12 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 У3 |
831-69 |
1 |
Трансформаторы напряжения антирезо-нансные трехфазные |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
20186-00 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
35956-07 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-10 |
23544-07 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
27524-04 |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
6 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Формуляр |
_ |
_ |
1 |
Руководство по эксплуатации |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 59440-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Каменская БКФ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато
ры тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс
форматоры напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе
ния цепей. Методика выполнения измерений»;
Лист № 8
Всего листов 9
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Каменская БКФ», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.