Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Балтика" по НПС "Кириши", НПС "Невская"
Номер в ГРСИ РФ: | 64748-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по НПС «Кириши», НПС «Невская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 64748-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Балтика" по НПС "Кириши", НПС "Невская" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 16/01 |
Производитель / Заявитель
АО Группа Компаний "Системы и Технологии", г.Владимир
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
64748-16: Описание типа СИ | Скачать | 109.1 КБ | |
64748-16: Методика поверки | Скачать | 873.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по НПС «Кириши», НПС «Невская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, 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, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-3.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (номер в Госреестре № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-3. Сличение часов УСПД с УСВ-3 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-3 проводится независимо от величины расхождения времени.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
Не ниже 7.1 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Другие идентификационные данные (если имеются) |
pso_ metr.dll, версия 1.1.1.1 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Сервер | |||
1 |
НПС «Кириши», ОРУ-110 кВ, Ввод 1 |
ТГМ-110 УХЛ1 200/5 Кл.т. 0,2S |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 |
активная реактивная |
2 |
НПС «Кириши», ОРУ-110 кВ, Ввод 2 |
ТГМ-110 УХЛ1 200/5 Кл.т. 0,2S |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная | ||
3 |
НПС «Невская», ОРУ-110 кВ, Ввод 1 |
TG145 N 300/5 Кл.т. 0,2S |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
СИКОН С70 |
активная реактивная | |
4 |
НПС «Невская», ОРУ-110 кВ, Ввод 2 |
TG145 N 300/5 Кл.т. 0,2S |
НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, % | ||||||
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1 - 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
±0,6 |
±0,6 |
±1,0 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,2 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
±0,6 |
±0,6 |
±1,0 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,2 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
±0,7 |
±0,8 |
±1,2 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,4 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,1 |
±1,3 |
±1,4 |
±2,2 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, % | ||||||
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
Ihi<Ii<1,2Ihi |
±1,2 |
±0,9 |
±0,8 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,0 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
±1,2 |
±1,0 |
±0,8 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,0 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
±1,7 |
±1,3 |
±1,0 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,4 | |
0,02Ihi<Ii<0,05Ihi |
±3,0 |
±2,2 |
±1,6 |
±4,0 |
±2,9 |
±2,2 | |
2 - 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
±1,2 |
±1,0 |
±0,8 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,5 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
±1,2 |
±1,0 |
±0,8 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,5 | |
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi |
±1,4 |
±1,1 |
±0,9 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,5 | |
0,02Ihi<Ii<0,05Ihi |
±2,5 |
±2,0 |
±1,5 |
±2,9 |
±2,4 |
±2,1 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва
ла, соответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uhom; диапазон силы тока
(0,02 - 1,2) Ihom, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- для ТТ и ТН от минус 60 до плюс 40 °С;
- для счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;
- для УСПД от плюс 15 до плюс 25 °С;
- для ИВК от плюс 10 до плюс 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 60 до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,8 - 1,2) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 2,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
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 tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 70 000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 45 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ не менее Т= 15 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8- среднее время наработки
на отказ не менее Той=261 163 ч, Т<;еп8 264 599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере
даваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
113 суток; при отключении питания - 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -
не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по НПС «Кириши», НПС «Невская» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТГМ-110 УХЛ1 |
59982-15 |
6 |
Трансформаторы тока |
TG145 N |
30489-05 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24218-13 |
12 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
1 |
Окончание таблицы 5
1 |
2 |
3 |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
3 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
28822-05 |
2 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
51644-12 |
2 |
Серверы синхронизации времени |
ССВ-1Г |
39485-08 |
2 |
Сервер с программным обеспечением |
ПК «Энергосфера» |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Паспорт-формуляр |
ВЛСТ 1106.00.000 ФО |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 64748-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по НПС «Кириши», НПС «Невская». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2016 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 от
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованному с 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» в мае 2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70.
Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-80 МП, утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 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 минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнит
ной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по НПС «Кириши», НПС «Невская» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по НПС «Кириши», НПС «Невская»), аттестованной АО ГК «Системы и Технологии», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.