Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" (ПАО "Ростелеком")
| Номер в ГРСИ РФ: | 68236-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Агентство энергетических решений", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (ПАО «Ростелеком») (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 68236-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" (ПАО "Ростелеком") |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "Агентство энергетических решений", г.Москва
Поверка
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 68236-17: Описание типа СИ | Скачать | 113.2 КБ | |
| 68236-17: Методика поверки РТ-МП-4359-550-2017 | Скачать | 779.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (ПАО «Ростелеком») (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую многофункциональную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс, включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - Счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе сервера HP Proliant DL360 G7 с установленным серверным программным обеспечением ПО «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УСВ-2 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10 (госреестр № 41681-10), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор
привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности;
- предоставление дистанционного доступа к результатам и средствам измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и мощности;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы сервера ИВК осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредством сотовой GSM связи (счетчик - каналообразующая аппаратура - сервер ИВК).
На верхнем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML. Файл с результатами измерений подписывается электроной цифровой подписью уполномоченного сотрудника ООО «РН-Энерго» и передается в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии мощности. Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
С личение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УСВ-2 происходит 1 раз в час. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером ИВК.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и сервера ИВК.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков и ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР».
Идентификационные данные ПО АИИС КУЭ указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Другие идентификационные данные |
ac_metrology.dll |
Границы интервалов 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 счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Компонентный состав ИК АИИС КУЭ и их основные характеристики приведены в таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
аблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав измерительных каналов | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии |
Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
РТП 400 6,3 кВ, ГРЩ-1, ввод 0,4 кВ |
TC кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Г осреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 |
HP Proliant DL360 G7 УСВ-2 Госреестр № 41681-10 |
|
2 |
РТП 400 6,3 кВ, ГРЩ-2, ввод 0,4 кВ |
TC кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Г осреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
|
3 |
РТП 400 6,3 кВ, ГРЩ-3, ввод 0,4 кВ |
TC кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Г осреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
|
4 |
РТП 400 6,3 кВ, ГРЩ-4, ввод 0,4 кВ |
TC кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Г осреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5 |
КТП 2х1000 кВА 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ГРЩ 0,4 кВ, секция 2, ввод 0,4 кВ |
ASK кл.т 0,5 Ктт = 1600/5 Госреестр № 49019-12 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 |
HP Proliant DL360 G7 УСВ-2 Госреестр № 41681-10 |
|
6 |
КТП 2х1000 кВА 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ГРЩ 0,4 кВ, секция 1, ввод 0,4 кВ |
ASK кл.т 0,5 Ктт = 1600/5 Госреестр № 49019-12 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
|
7 |
ПР1 0,4 кВ Шкаф учета |
СТ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 26070-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
|
8 |
ПР2 0,4 кВ Шкаф учета |
СТ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 26070-06 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
|
9 |
ТП-3 6 кВ, РУ-6 кВ, сек.2 6 кВ, яч.10 |
ТЛО-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Госреестр № 25433-11 |
ЗНОЛП кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Госреестр № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | |
|
10 |
ТП-3 6 кВ, РУ-6 кВ, сек.1 6 кВ, яч.1 |
ТЛО-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Госреестр № 25433-11 |
ЗНОЛП кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Госреестр № 23544-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | |
|
11 |
РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т1 |
TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
|
12 |
РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т2 |
TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
|
13 |
РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т3 |
TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
|
14 |
РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т4 |
TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
15 |
РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т5 |
TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Г осреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 |
HP Proliant DL360 G7 УСВ-2 Госреестр № 41681-10 |
|
16 |
РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т6 |
TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Г осреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
|
17 |
РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т7 |
TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Г осреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
|
18 |
РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т8 |
TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Г осреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
|
19 |
РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т9 |
TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Г осреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
|
20 |
РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т10 |
TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Г осреестр № 26100-03 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
cosф |
Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (6), % | ||
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
1100 %—I-изм—I120% | ||
|
1 - 8, 11 - 20 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5) |
1,0 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,4 |
|
0,9 |
±2,6 |
±1,7 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±3,1 |
±2,0 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,7 |
±2,2 |
±1,8 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
9, 10, (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
Номер ИК |
cosф |
Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (6), % | ||
|
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
|
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—!-изм—I120% | ||
|
1 - 8, 11 - 20 (Сч. 1,0; ТТ 0,5) |
0,9 |
±7,1 |
±4,5 |
±3,9 |
|
0,8 |
±5,4 |
±3,9 |
±3,6 | |
|
0,7 |
±4,8 |
±3,6 |
±3,4 | |
|
0,5 |
±4,1 |
±3,4 |
±3,3 | |
|
9, 10, (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
±6,6 |
±3,8 |
±3,0 |
|
0,8 |
±4,6 |
±2,8 |
±2,3 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±2,0 | |
|
0,5 |
±3,0 |
±2,0 |
±1,7 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а
погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9 не более 1,0 нормируется от 12%.
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.
3 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения
электроэнергии и средней мощности (30 мин).
4 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
диапазон напряжения - от 0,99 до 1,01 •ин;
диапазон силы тока - от 0,01 до 1,2-1н;
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -от плюс 18 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
частота от 49 до 51 Гц;
5 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9 до 1,1-Uki; диапазон силы первичного тока - от 0,01 до 1,2^н1;
частота от 49 до 51 Гц;
температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9 до 1,1-Uki; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 до 1,2Чн2;
частота от 49 до 51 Гц;
температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками.
7 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 ч;
устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч;
ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности, 1 ч.
Надежность системных решений:
резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты;
в журналах событий счетчиков и ИВК фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных коробок;
ИВК.
Наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии;
пароль на ИВК;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики электроэнергии - до 30 лет при отсутствии питания;
ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
аблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
4 |
|
Трансформатор тока |
TC |
42 |
|
Трансформатор тока измерительный |
ASK |
6 |
|
1 |
2 |
4 |
|
Трансформатор тока |
СТ |
5 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП |
6 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
20 |
|
ПО (комплект) |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4359-550-2017 |
1 |
|
Паспорт - формуляр |
09176226.422231.105.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4359-550-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). Потребители энергосбытовой компании ООО «РН-Энерго». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.05.2017 г.
Основные средства поверки:
для ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
для ТН - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
для счётчиков 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, утверждённому ГЦИ СИ
ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;
для устройства УСВ-2 - по документу ВЛСТ.237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИФТРИ» 15 мая 2010 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 счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (ПАО «Ростелеком»).
Нормативные документы
ООО «РН-Энерго» (ПАО «Ростелеком»)
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
Смотрите также
