Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «БТМК» энергообъектов ПНС № 2, № 12, № 1, № 5, РВК (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», блок коррекции времени (БКВ), автоматизированные рабочие места (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 поступает на соответствующий 3G/GPRS терминал и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Измерительная информация от УСПД поступает через локальную вычислительную сеть (ЛВС) на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
На сервере может быть создана закрытая облачная система VMware.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» 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, состояний 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 кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, БКВ, синхронизирующий часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с БКВ осуществляется каждый час. Корректировка часов сервера производится при расхождении с БКВ на величину более ±0,1 с.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем UTC обеспечивается встроенным ГЛОНАСС/ОРБ-приемником точного времени. Пределы допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов УСПД составляет ±1 мс.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД 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 программный комплекс (ПК) «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso_metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8.0.75 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | БКВ | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5)% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1 | ПС «Восточная» 110/6 кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 5 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1276-59 Фаза: А ТПЛ-10с Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 29390-10 Фаза: С | ЗНОЛП-СВЭЛ-6М Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 6762817 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | HP ProLiant DL380 Gen8 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 2 | ПС «Восточная » 110/6 кВ, РУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч. 29 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 1817899 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 3 | ПС «Сиреневая» 110/10 кВ, РУ-10 кВ, III с. ш. 10 кВ, яч. 307 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 1109487 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,0 | 2,9 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| | ПС «Сирене- | ТОЛ 10 | НАМИ-10 | | | | | Актив- | | |
| | вая» 110/10 | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М | | | | ная | 1,0 | 2,9 |
| 4 | кВ, РУ-10 | 200/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | | |
| | кВ, IV с.ш. | Рег. № 7069-02 | Рег. № 11094-87 | Рег. № 36697-17 | | | | Реак- | 2,0 | 4,6 |
| | 10 кВ, яч. 407 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| | ГПП 110/6 | ТОЛ 10 | НАМИТ-10-2 | | | | | Актив- | | |
| | кВ «Пресс» | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 | | | | ная | 1,3 | 3,3 |
| 5 | ЗРУ-6 кВ, I | 300/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | | |
| | с.ш. 6 кВ, яч. | Рег. № 7069-02 | Рег. № 18178-99 | Рег. № 27524-04 | | | | Реак- | 2,5 | 5,2 |
| | 29 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| | | ТОЛ 10 | | | | | | | | |
| | | Кл.т. 0,5 | | | | | | | | |
| | | 300/5 | | | | | | | | |
| | ГПП 110/6 | Рег. № 7069-79 | НАМИТ-10-2 | | | | | Актив- | | |
| | кВ «Пресс» | Фазы: А; В | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 | ЭКОМ- | | HP ProLiant DL380 Gen8 | ная | 1,3 | 3,3 |
| 6 | ЗРУ-6 кВ, II | | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | -^/1\ V_/1VA 3000 Рег. № 17049-14 | ЭНКС-2 | | | |
| | с.ш. 6 кВ, яч. | ТЛК-10 | Зав. № 1850 | Рег. № 27524-04 | Рег. № | Реак- | 2,5 | 5,2 |
| | 49 | Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 42683-09 Фаза: С | Фазы: АВС | | 37328-15 | тивная | | |
| | | ТПОЛ-10 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС | | | | | Актив- | | |
| 7 | ПС 110/6 кВ «БШЗ», ЗРУ- | Кл.т. 0,5 600/5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | 6 кВ, яч. 19 | Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | Рег. № 27524-04 | | | | Реак тивная | 2,5 | 5,2 |
| | | ТПОЛ-10 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 Фазы: АВС | | | | | Актив- | | |
| 8 | ПС 110/6 кВ «БШЗ», ЗРУ- | Кл.т. 0,5 600/5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | 6 кВ, яч. 34 | Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | Рег. № 27524-04 | | | | Реак тивная | 2,5 | 5,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| | ПС 110 кВ «АТИ», ЗРУ-6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч. 2 | ТПОЛ-10 | НТМИ-6 | | | | | Актив- | | |
| 9 | Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 | Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | | | ная Реак- | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ «АТИ», ЗРУ-6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч. 26 | ТПОЛ-10 | НТМИ-6-66 | | | | | Актив- | | |
| | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | | ная | 1, 1 | 3,0 |
| 10 | 600/5 Рег. № 1261-59 | 6000/100 Рег. № 2611-70 | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | | | Реак- | 2,3 | 4,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| 11 | ГСК №833 | | | ПСЧ- 4ТМ.05МК.21 | | | | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| «Причал» | | | Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 | ЭКОМ- 3000 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | HP ProLiant | Реак тивная | 2,0 | 5,9 |
| 12 | ООО «Агроцентр» | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Рег. № 17049-14 | DL380 Gen8 | Актив ная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,6 |
| 13 | ГСК «Тепло- | | | ПСЧ- 4ТМ.05МК.21 | | | | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| вик» | | | Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 | | | | Реак тивная | 2,0 | 5,9 |
| | | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | | ПСЧ- | | | | Актив- | 1,0 | 3,3 |
| 14 | ООО «Пали- | | 4ТМ.05МК.16 | | | | ная |
| та», Ввод 1 | | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | | | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| | | Т-0,66 У3 | | ПСЧ- 4ТМ.05МК.16 | | | | Актив- | | |
| 15 | ООО «Пали- | Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | | | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| та», Ввод 2 | | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | | | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| 16 | ОАО НК | | | ПСЧ- 4ТМ.05МК.21 | ЭКОМ- 3000 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | HP ProLiant | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| «Роснефть» | | | Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 | Рег. № 17049-14 | DL380 Gen8 | Реак тивная | 2,0 | 5,9 |
| 17 | ИП Смирно | | | ПСЧ- 4ТМ.05МК.21 | | | | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| ва Е.Ю. | | | Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 50460-18 | | | | Реак тивная | 2,0 | 5,9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 12, 14, 15 для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.
4. 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 УСПД и БКВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 17 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК №№ 12, 14, 15 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК №№ 12, 14, 15 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +5 до +30 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД и | |
| сервера, °С | от +20 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для БКВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| для УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 113060 |
| 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 | 10 |
для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера:
45
10
3,5
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее_
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
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; 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;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (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 проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10с | 1 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТЛК-10 | 1 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-СВЭЛ-6М | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 7 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 6 |
| Устройства сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Блоки коррекции времени | ЭНКС-2 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL380 Gen8 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-173-2019 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.201.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-173-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «БТМК» энергообъектов ПНС № 2, № 12, № 1, № 5, РВК. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 19.06.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (OPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- 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);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «БТМК» энергообъектов ПНС № 2, № 12, № 1, № 5, РВК, свидетельство об аттестации № 198/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «БТМК» энергообъектов ПНС № 2, № 12, № 1, № 5, РВК
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
75875-19: Методика поверки МП ЭПР-173-2019Скачать12.2 Мб