Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Мордовская энергосбытовая компания" 2-ая очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 70489-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергосистемы", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 2-ая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70489-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Мордовская энергосбытовая компания" 2-ая очередь |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 143 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергосистемы", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 70489-18: Описание типа СИ | Скачать | 105.5 КБ | |
| 70489-18: Методика поверки МП ЭПР-055-2018 | Скачать | 7.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 2-ая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на соответствующий GPRS-коммуникатор и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.
Передача информации от сервера в программно -аппаратный комплекс АО «АТС » с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиалы АО «СО ЕЭС» Пензенское РДУ, Нижегородское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 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 календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Сравнение показаний часов сервера с УСВ-1 осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ-1 на величину более ±1с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с.
Передача информации от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcCli-ents.dll |
CalcLeak-age.dll |
Cal-cLosses.dll |
Metrol-ogy.dll |
Parse- Bin.dll |
Par-seIEC.dll |
ParseMod-bus.dll |
ParsePira-mida.dll |
SynchroN SI.dll |
Verify-Time.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 3.0 | |||||||||
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 |
b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f |
d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac |
52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 |
6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 |
48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f |
c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 |
ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f |
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 |
1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | |||||||||
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 110/6кВ Первомайск ВЛ-110 кВ «Первомайск-Ельники» |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, С ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фаза: В |
1 СШ: НКФ-110-57-У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: A, С НКФ-110ПУ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 Фаза: В |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
HP ProLiant 380 G5 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
|
2 |
ПС 110/6кВ Первомайск ВЛ-110 кВ «Первомайск-Темников» |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, B, С |
2 СШ: НКФ-110-57-У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
3 |
ПС 110/6кВ Первомайск ОМВ |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, B, С |
1 СШ: НКФ-110-57-У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: A, С НКФ-110ИУ1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 26452-04 Фазы: В 2 СШ: НКФ-110-57-У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
HP ProLiant 380 G5 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
|
4 |
ПС 110/35/10кВ Починки ВЛ-110 кВ «Починки-Ичалки» |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: A, B, С |
1 СШ: НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-58 Фазы: A, B, С 2 СШ: НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-58 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
HP ProLiant 380 G5 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ПС 35/10кВ Б. Болдино ВЛ-35 кВ «Б.Болдино-Б.Игнатово» |
ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фазы: A, С |
ЗНОМ-35-65У1 Кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Рег. № 912-70 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | |
|
6 |
ПС 110/35/10 кВ Теньгушево 110 кВ «Теньгушево -Новосельская» |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, С |
НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | |
|
7 |
ПС 110/6 кВ Свобода Т2-110 кВ |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-02 Фазы: A, B, С |
2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,4 2,4 | |
|
8 |
ПС 110/6 кВ Свобода СМВ-110 кВ |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, B, С |
1 СШ: НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-58 Фазы: A, B, С 2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
HP ProLiant 380 G5 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
9 |
ПС 110/6 кВ Свобода Ремонтная перемычка-110 кВ |
ТФЗМ-11ОБ-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, B, С |
1 СШ: НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-58 Фазы: A, B, С 2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,6 | |
|
10 |
КРН-10 кВ отп. от Ф-3 ПС Свобода |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: A, С ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1856-63 Фаза: B |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
HP ProLiant 380 G5 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
2,9 4,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
ПС 110/10 кВ Кустаревка ВЛ-110 кВ Кустаревка-Теплый Стан |
ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-02 Фазы: A, B, С |
1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С 2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,4 2,4 | |
|
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. | ||||||||
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии на интервале времени 30 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК № 7, 11 указана для тока 2 % от 1ном, для
остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
5 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. Допускается замена УСВ-1 на аналогичное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
11 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИК № 7, 11 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 95 до 105 от 1 до 20 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИК № 7, 11 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от 90 до 110 от 1 до 20 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +15 до +30 от +15 до +20 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 2 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
для УСВ-1: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 |
ТФЗМ-110Б- 1У1 |
16 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД-35М |
2 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФНД-110М |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
6 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТЛВМ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57-У1 |
5 |
|
Трансформаторы тока |
НКФ-110-57 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-83У1 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
11 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant 380 G5 |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-055-2018 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭНСТ.411711.143.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-055-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 2-ая очередь. Методика поверки», утвержденному ООО «Энерго-ПромРесурс» 23.01.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы
со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
