Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО "Богучанская ГЭС". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО "Богучанская ГЭС"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Богучанская ГЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, 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 измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325T (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаТ ЦЕНТР».

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 обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы, расположенном в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ПАО «Богучанская ГЭС», выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, 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 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 электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с сервера АИИС КУЭ настоящей системы.

Сервер АИИС КУЭ, установленный в ЦСОИ ПАО «Богучанская ГЭС», имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСПД, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, получаемым от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS. Погрешность измерения времени при синхронизации от приемника ГЛОНАСС/GPS составляет не более ±10 мс.

Сервер АИИС КУЭ, периодически (1 раз в 30 минут) сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСПД. При наличии расхождения равного ±2 с и более, сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСПД.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±2 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электрической энергии, УСПД, сервера АИИС КУЭ отражаются в журналах событий. Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журнале событий сервера АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО (по MD5) Наименование программного модуля ПО: ac metrology.dll

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электрической энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня ИК АИИС КУЭ

о,

м

о

к

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электрической энергии и мощности

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

1

Богучанская ГЭС, ГГ1-вывода 15,75 кВ

JKQ

15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

2

Богучанская ГЭС, ГГ2-вывода 15,75 кВ

JKQ

15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

3

Богучанская ГЭС, ГГЗ-вывода 15,75 кВ

JKQ

15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

4

Богучанская ГЭС, ГГ4-вывода 15,75 кВ

JKQ

15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

5

Богучанская ГЭС, ГГ5-вывода 15,75 кВ

JKQ

15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

6

Богучанская ГЭС, ГГ6-вывода 15,75 кВ

JKQ

15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

7

Богучанская ГЭС, ГГ7-вывода 15,75 кВ

JKQ

15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

8

Богучанская ГЭС, ГГ8-вывода 15,75 кВ

JKQ

15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

9

Богучанская ГЭС, ГГ9-вывода 15,75 кВ

JKQ

15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

TJC 6-G

15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

10

Богучанская ГЭС, Элегазовый токопровод 220 кВ, 1АТ

JR 0,5 2000/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

SU 252/В34 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

11

Богучанская ГЭС, Элегазовый токопровод 220 кВ, 2АТ

JR 0,5 2000/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

SU 252/В34 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

12

Богучанская ГЭС, Блок 220/15,75 кВ ГГ7-Т7, 220 кВ

JR 0,5 1500/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

SU 252/В34 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

13

Богучанская ГЭС, Блок 220/15,75 кВ ГГ8-Т8, 220 кВ

JR 0,5 1500/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

SU 252/В34 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

Окончание таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

14

Богучанская ГЭС, Блок 220/15,75 кВ ГГ9-Т9, 220 кВ

JR 0,5 1500/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

SU 252/В34 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

15

Богучанская ГЭС, КРУ2-6 кВ, 1С 6 кВ яч.41 КЛ-6 кВ

ТЛП-10-6 100/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

ЗНОЛП

6300/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

16

Богучанская ГЭС, КРУ2-6 кВ, 2С 6 кВ яч.50 КЛ-6 кВ

ТЛП-10-6 100/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С

ЗНОЛП

6300/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

RTU-325T

активная

реактивная

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

Грани относ грешно в рабо эксплу ветству ности

цы инт ительно сти изм чих усл атации ющие Р=0,95 (

g ' S й н £ £ § ^

Л 5 IS & о ° £ -н

,

cos ф

= 1,0

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

ф ,0 s 1, o

c=

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

1 - 16

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

11ном — 1 — 1 211ном

0,5

0,6

0,9

0,8

1,0

1,2

0, 211ном — ^1 < ^1ном

0,5

0,6

0,9

0,8

1,0

1,2

0,0511ном — ^1 < °>211ном

0,6

0,8

1,2

0,8

1,1

1,4

0,0111ном — ^ < 0, 0511ном

1,0

1,3

2,0

1,3

1,5

2,2

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

11ном — J-1 — 1 211ном

1,0

0,8

2,0

1,9

1 - 16

0,211ном — ^1 < ^1ном

1,0

0,8

2,0

1,9

(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)

0,0511ном — ^ < 0,211ном

1,1

0,9

2,1

2,0

0, 0211ном — ^ < 0, 0511ном

2,0

1,5

2,6

2,3

П р и м е ч а н и я

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,5; 0,8; 1 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до плюс 35 °С.

4    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД, на аналогичные средства измерений утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

16

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до101

- ток, % от 1ном

от 1 до 120

- частота, % от ^ом

от 99,7 до 100,3

- коэффициент мощности СОБф

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 1 до 120

- частота, Гц

от 49,5 до 50,5

- коэффициент мощности СОБф

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения электро-

счетчиков, °С

от -40 до +60

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

от 0 до +50

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

СЭТ-4ТМ.03М

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

RTU-325T

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

55000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

146116

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

СЭТ-4ТМ.03М

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

3

УСПД:

- график средних мощностей за интервал 30 мин, суток, не менее

45

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации о состоянии

средств измерений, лет, не менее

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера с помощью источника бесперебойного питания.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД.

-    журнал сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера (серверного шкафа);

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Богучанская ГЭС» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Рег. №

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформаторы тока

JKQ

41964-09

27

Трансформаторы тока

JR 0,5

35406-12

9

Трансформаторы тока

JR 0,5

35406-07

6

Трансформаторы тока

ТЛП-10

30709-08

6

Трансформаторы напряжения

TJC 6-G

49111-12

27

Трансформаторы напряжения

SU 252/В34

44734-10

15

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП

23544-07

6

1

2

3

4

Счетчики электрической энергии многофу нкциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

15

Счетчики электрической энергии многофу нкциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

1

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325T

44626-10

1

Методика поверки

МП 2-2018

-

1

Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 2-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Богучанская ГЭС». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 16 февраля 2018 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы 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 отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    RTU-325T - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.005 МПИ1 «Устройства сбора и передачи данных RTU-325Н и RTU-325Т. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010 г.

-    устройство синхронизации времени УСВ-2, измеряющее текущие значения времени и даты по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (Рег. № 41681-10);

-    термогигрометр «Ива-6А-КП-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 90 %, дискретность 0,1 % (Рег. № 46434-11);

-    миллитесламетр ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 1999 мТл (Рег. № 28134-12).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

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 количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ПАО «Богучанская ГЭС» (АИИС КУЭ ПАО «Богучанская ГЭС»)», аттестованной АО ГК «Системы и Технологии», аттестат аккредитации № RA.RU.312308 от 04.10.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Богучанская ГЭС»

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.

Развернуть полное описание