Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Южная энергосбытовая компания» (АО фирма «Агрокомплекс») (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, 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 с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени, 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 поступает на GSM-модемы и далее по каналам связи, организованным по технологии CSD стандарта GSM, поступает на сервер, где осуществляется 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.
От сервера информация передается на АРМ по каналу связи Ethernet.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиалы АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом SMTP 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 кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера, устройство синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Сравнение показаний часов сервера с УСВ-3 осуществляется 1 раз в минуту. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Журналы событий счетчика 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» версии не ниже 8.0. 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 ПК «Энергосфера» 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 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид элек- триче- ской энер гии | киИ с е ч и г о л о р ет | е характеристики К |
| ТТ | ТН | Счетчик | Устрой ство синхро низации времени | 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 |
| 1 | ПС 110кВ Выселки, 2БКРП-6кВ, 2 СШ 6кВ, КЛ-6кВ ВЦ-16 | ТЛК-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 42683-09 Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HPE ProLiant DL20 Gen9 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 2 | ПС 110кВ Выселки, 2БКРП-6кВ, 2 СШ 6кВ, КЛ-6кВ ВЦ-18 | ТЛК-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 42683-09 Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 3 | ПС 110кВ Выселки, 2БКРП-6кВ, 1 СШ 6кВ, КЛ-6кВ ВЦ-17 | ТЛК-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 42683-09 Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 4 | ПС 110кВ Выселки, 2БКРП-6кВ, 1 СШ 6кВ, КЛ-6кВ ВЦ-15 | ТЛК-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 42683-09 Фазы: А; В; С | ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | | | | Актив | | |
| | ПС 110кВ Выселки, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 | | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 5 | ЗРУ-6кВ, 2 СШ 6кВ, | 100/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | |
| | КЛ-6кВ ВЦ-14 | Рег. № 1856-63 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 27524-04 | | | Реак тивная | 2,5 | 5,1 |
| | | ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | | | Актив | | |
| | ПС 110кВ Выселки, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 6 | ЗРУ-6кВ, 2 СШ 6кВ, | 300/5 | 6000/100 | | | | | |
| | КЛ-6кВ ВЦ-12 | Рег. № 45040-10 | Рег. № 2611-70 | | | Реак- | 2,5 | 5,5 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | | ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | | | Актив | | |
| | ПС 110кВ Выселки, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 7 | ЗРУ-6кВ, 2 СШ 6кВ, | 150/5 | 6000/100 | | | | | |
| | КЛ-6кВ ВЦ-6 | Рег. № 1856-63 | Рег. № 2611-70 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HPE | Реак | 2,5 | 5,5 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | ProLiant | тивная | | |
| | | ТВЛМ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | DL20 | Актив | | |
| | ПС 110кВ Выселки, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Gen9 | ная | 1,3 | 3,2 |
| 8 | ЗРУ-6кВ, 1 СШ 6 кВ, | 300/5 | 6000/100 | | | | | |
| | КЛ-6кВ ВЦ-7 | Рег. № 1856-63 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | | | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| | | ТОЛ-НТЗ-10 | НОЛП-НТЗ-6 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | | | Актив | | |
| | ВЛ-6кВ ВЦ-5, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 9 | ПКУ-6кВ ВЦ-5, Оп. №1-1/4-4 | 100/5 Рег. № 69606-17 | 6000/100 Рег. № 51677-12 | | | Реак | 2,5 | 5,5 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | | ТОЛ-10-I | ЗНОЛП-6 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | | Актив | | |
| 10 | ТП-ВЦ-11-149П 6кВ, РУ-6кВ, ввод КЛ-6кВ ВЦ-11 | Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | | | ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,2 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТОЛ-СЭЩ-10 | НАМИТ-10 | | | | Актив | | |
| | КРН №100 6кВ ВЛ-6кВ ВЦ-9 | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 | | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 11 | 200/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 32139-06 Фазы: А; С | Рег. № 16687-07 Фазы: А; В; С | Рег. № 27779-04 | | | Реак тивная | 2,5 | 5,1 |
| | | ТОЛ-10-I | ЗНОЛП-6 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | | Актив | | |
| 12 | ТП-ВЦ-10-174П 6кВ, РУ-6кВ, ввод | Кл.т. 0,5 150/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | | | ная | 1,3 | 3,2 |
| | КЛ-6кВ ВЦ-10 | Рег. № 47959-11 | Рег. № 46738-11 | | | Реак | 2,5 | 5,5 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| | | ТОЛ-10-I | ЗНОЛП-6 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | HPE ProLiant DL20 Gen9 | Актив | | |
| 13 | БКТП-ВЦ- 10-164П 6кВ, РУ-6кВ, ввод | Кл.т. 0,5 150/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | УСВ-3 Рег. № | ная | 1,3 | 3,2 |
| | КЛ-6кВ ВЦ-10 | Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | 64242-16 | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| | ТП-ВЦ-10-173П | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 54852-13 Фазы: А; В; С | | СЭТ- | | | Актив- | 0,9 1,9 | 2,8 4,5 |
| 14 | 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ трансформатора Т-1 | — | 4ТМ.02М.10 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | | | ная Реак тивная |
| | ТП-ВЦ-10-563П | ТТИ-100 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | | СЭТ-4ТМ.02.2- | | | Актив- | 1,0 2,1 | 3,1 5,0 |
| 15 | 6кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ трансформатора Т-1 | — | 38 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | | | ная Реак тивная |
| 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 для ИК №№ 1-4 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 31819.22-2012, в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 31819.23-2012, 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-3 на аналогичное утвержденного типа, 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 15 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 1-4 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 1 до 120 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 №№ 1-4 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 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 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +15 до +25 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | | |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-17): | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-12): | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02М: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02 и ПСЧ-4ТМ.05: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для УСВ-3: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для сервера: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 100000 |
| 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 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); 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 | ТЛК-10 | 12 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОЛ-10-I | 9 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока с номинальными первичными токами 1000 А, 1200 А, 1500 А | ТШП-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-100 | 3 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛП-6 | 15 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НОЛП-НТЗ-6 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 8 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02М | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05 | 1 |
| Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02 | 1 |
| У стройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | HPE ProLiant DL20 Gen9 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-089-2018 | 1 |
| Формуляр | ЭНПР.411711.011.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-089-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Южная энергосбытовая компания» (АО фирма «Агрокомплекс»). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 29.06.2018 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 (GPS) (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);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13);
- 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
«Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Южная энергосбытовая компания» (АО фирма «Агрокомплекс»)», свидетельство об аттестации № 105/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Южная энергосбытовая компания» (АО фирма «Агрокомплекс»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72525-18: Методика поверки МП ЭПР-089-2018Скачать987.8 Кб