Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Владимирские коммунальные системы" (ПС "Семязино", РП-10, РП-35)
| Номер в ГРСИ РФ: | 73721-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Владимирские коммунальные системы» (ПС «Семязино», РП-10, РП-35) (далее по тексту - 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 | 73721-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Владимирские коммунальные системы" (ПС "Семязино", РП-10, РП-35) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 190 |
Производитель / Заявитель
ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 73721-18: Описание типа СИ | Скачать | 110.1 КБ | |
| 73721-18: Методика поверки МП 26.51.43-21-3329074523-2018 | Скачать | 729.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Владимирские коммунальные системы» (ПС «Семязино», РП-10, РП-35) (далее по тексту - 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, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3, 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной Единый центр сбора и обработки информации (ЕЦСОИ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс», состоящий из сервера сбора и баз данных (БД), и резервный центр сбора и обработки информации (ЦСОИ) АО «Владимирские коммунальные системы», состоящий из комплекса информационно-вычислительного (ИВК) «ИКМ-Пирамида», каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени на базе ГЛОНАСС/GPS-приемников типа УСВ-2 (УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» и ПО (ПК) «Энергосфера».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Для измерительных каналов (ИК) № 1 и № 2 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных по каналам связи на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Для ИК №№ 3 - 6 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на вход GSM-модема, откуда по каналам связи передается в ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» и/или в ЦСОИ АО «Владимирские коммунальные системы». В ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» и/или в ЦСОИ АО «Владимирские коммунальные системы» осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
В ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» и/или в ЦСОИ АО «Владимирские коммунальные системы» производится сбор, 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, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML-файлов, установленных форматов, 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 из ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» и/или из ЦСОИ АО «Владимирские коммунальные системы» настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УССВ. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более ±10 мкс.
Сервер сбора и БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» периодически (1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время с УСВ-2, синхронизация часов сервера сбора и БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» осуществляется вне зависимости от наличия расхождения.
В ИК № 1 и № 2 часы УСПД синхронизированы по времени с часами сервера сбора и БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс», сравнение показаний часов УСПД и сервера сбора и БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» происходит каждый сеанс связи, синхронизация часов осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Синхронизация часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более ±3 с, но не чаше одного раза в сутки.
Для ИК №№ 3 - 6 часы счетчика синхронизированы по времени с часами сервера сбора и БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов счетчика осуществляется вне зависимости от наличия расхождения, но не чаще одного раза в сутки.
ИВК «ИКМ-Пирамида», установленный в ЦСОИ АО «Владимирские коммунальные системы», периодически (1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время с УСВ-2, синхронизация часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от наличия расхождения.
При необходимости ИВК «ИКМ-Пирамида» имеет возможность коррекции времени часов счетчиков и УСПД в режиме, аналогичном серверу сбора и БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс».
Журналы событий счетчиков, УСПД, сервера сбора и БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» и ИВК «ИКМ-Пирамида» 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 ПО «Пирамида 2000» и ПО ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и
входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» | |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
pso metr.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 7.0 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
ЦСОИ АО «Владимирские коммунальные системы» | |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
CalcClients.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
CalcLosses.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
Metrology.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
ParseBin.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
ParseIEC.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
ParseModbus.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование модулей ПО |
VerifyTime.dll |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
УССВ/ Сервер | ||
|
1 |
ПС 110 кВ «Семязино», ЗРУ-6 кВ, ф. «6305» |
ТОЛ-СЭЩ 600/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
УСВ-2. Рег. № 41681-10/ VMware Virtual Platform/ Резервный ЦСОИ: ИВК «ИКМ-Пирамида» Рег. № 45270-10 |
|
2 |
ПС 110 кВ «Семязино», ЗРУ-6 кВ, ф. «6403» |
ТОЛ-СЭЩ 600/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ||
|
3 |
РП-10 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 5, КЛ-6 кВ |
ТЛО-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ-ЭК-10 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 47583-11 |
ПСЧ-4ТМ.05.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 |
- |
УСВ-2. Рег. № 41681-10/ VMware Virtual Platform/ Резервный ЦСОИ: ИВК «ИКМ-Пирамида» Рег. № 45270-10 |
|
4 |
РП-10 6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 6, КЛ-6 кВ |
ТЛО-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ-ЭК-10 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 47583-11 |
ПСЧ-4ТМ.05.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | ||
|
5 |
РП-35 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 3, КЛ-10 кВ |
ТОЛ 10-I 600/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-01 |
НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-97 |
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 | ||
|
6 |
РП-35 10 кВ, РУ-10 кВ, яч. 10, КЛ-10 кВ |
ТОЛ 10-I 600/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-01 |
НАМИТ-10 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-97 |
ПСЧ-4ТМ.05МД.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 | ||
Примечания:
1 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 не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УССВ, ИВК «ИКМ-Пирамида» на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±6),% |
|
1; 2 |
Активная Реактивная |
1,4 2,1 |
2,4 4,0 |
|
3; 4 |
Активная Реактивная |
1,4 2,1 |
3,4 5,2 |
|
5; 6 |
Активная Реактивная |
1,4 2,1 |
3,4 5,6 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | ||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8 ($шф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cosф=0,8 (зтф=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +40 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
6 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для УСПД, °С |
от 99 до101 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном для ИК №№ 1; 2 для ИК №№ 3 - 6 - коэффициент мощности cos9(sin9) - частота, Гц температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для УСПД, °С температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от 0 до +40 от +15 до +25 от -45 до +40 от 80,0 до 106,7 98 |
Окончание таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ ПСЧ-4ТМ.05, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ ПСЧ-4ТМ.05МД, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ СИКОН С70, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УССВ - среднее время наработки на отказ УСВ-2, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер сбора и БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс»: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
ИВК «ИКМ-Пирамида»: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
Г лубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113,7 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер сбора и БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс»: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
ИВК «ИКМ-Пирамида»: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера сбора и БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс», ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени УСПД.
- журнал сервера сбора и БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс»:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере.
- журнал ИВК «ИКМ-Пирамида»:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида».
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК «ИКМ-Пирамида»;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- счетчика;
- УСПД;
- ИВК «ИКМ-Пирамида»;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК «ИКМ-Пирамида» (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ |
6 |
|
ТЛО-10 |
4 | |
|
ТОЛ 10-I |
4 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ-6 |
2 |
|
ЗНОЛ-ЭК-10 |
6 | |
|
НАМИТ-10 |
2 | |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
2 |
|
ПСЧ-4ТМ.05 |
2 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МД |
2 | |
|
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
2 |
|
Комплекс информационновычислительный |
ИВК «ИКМ-Пирамида» |
1 |
|
Сервер сбора и БД ЕЦСОИ ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» |
VMware Virtual Platform |
1 |
|
Программное обеспечение |
«Пирамида 2000» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 26.51.43-21-3329074523-2018 |
1 |
|
Формуляр |
АСВЭ 190.00.000 ФО |
1 |
|
Руководство по эксплуатации. |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-21-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Владимирские коммунальные системы» (ПС «Семязино», РП-10, РП-35). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 26.10.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- измеритель влажности и температуры ИВТМ-7, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15500-12;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-12;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке .
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Владимирские коммунальные системы» (ПС «Семязино», РП-10, РП-35), аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
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
