Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП "ТверьАтомЭнергоСбыт" АО "АтомЭнергоСбыт" (г. Нелидово). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП "ТверьАтомЭнергоСбыт" АО "АтомЭнергоСбыт" (г. Нелидово)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» (г. Нелидово) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт», устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-3, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на сервер базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт», где производится обработка измерительной информации (перевод в именованные величины с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение результатов измерений, оформление отчётных документов, а также передача информации всем заинтересованным субъектам в рамках согласованного регламента.

Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10/6 кВ «Нелидово» (Госреестр № 42321-09) и АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10/6 кВ «Нелидово» (Госреестр № 55756-13). Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, сбор данных с которых производится в виде xml-макета формата 80020, указан в таблице 3.

Передача информации от сервера базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ 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 ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. Источником сигналов точного времени для сервера базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» служит УСВ-3, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала

1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC(SU) для УСВ-3 ±100 мкс.

Синхронизация часов сервера базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт и УСВ-3 происходит с цикличностью один раз в час, независимо от величины расхождения показаний.

Для ИК №№6-11 синхронизация часов счетчиков и сервера базы данных ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Для обеспечения единого времени АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10/6 кВ «Нелидово» оснащена радиосервером точного времени РСТВ-01, принимающим эталонные сигналы частоты и времени, передаваемые радиостанцией РБУ. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта сигналов относительно шкалы UTC(SU) для РСТВ-01 не более ±10 мс. Корректировка часов сервера АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10/6 кВ «Нелидово» осуществляется при расхождении показаний радиосервера точного времени и часов сервера более чем ±1 с. Сравнение показаний часов УСПД и сервера происходит при каждом сеансе связи. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера на величину более чем ±1 с. Абсолютная погрешность УСПД при измерении времени в условиях внешней синхронизации по сигналам точного времени, не более ±2 с.

Для ИК №№1-5 сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит с периодичностью один раз в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±1 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера» версии 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

Pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

6c38ccdd09ca8f92d6f96ac33d157a0e

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

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

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» (г. Нелидово) и их метрологические характеристики_

Но

мер

ИК

Номер точки измерений на одно-линейной схеме

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид

элек-

тро-

энергии

Метроло

характе

И

гические

ристики

К*

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

Сервер

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

6

265

ПС Гиперон, фидер 10 кВ №22

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 0023 Зав. № 0515

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1105

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0^/1,0 Зав. № 0108072153

HP Proliant DL320e Gen8v2 Зав. №CZ1520 02KG

актив

ная

реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,4

7

264

ПС Гиперон, фидер 10 кВ №4

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 00354 Зав. № 0512

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2930

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0^/1,0 Зав. № 0108072132

актив

ная

реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,4

8

260

ПС По-

ловцово, фидер 6 кВ №0

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 80767 Зав. № 62855

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1198

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0^/1,0 Зав. № 0108071607

актив

ная

реак

тивная

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,4

ТОЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 26 Зав. № 27

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1198

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0^/1,0 Зав. № 0108071251

актив

ная

реак

тивная

ПС По-

ловцово, фидер 6 кВ №15

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,4

9

262

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 5241 Зав. № 527

HP Proliant DL320e Gen8v2 Зав. №CZ1520 02KG

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1218

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.0^/1,0 Зав. № 0108071135

актив

ная

реак

тивная

ПС По-

ловцово, фидер 6 кВ №11

± 1,3 ± 2,5

± 3,3 ± 5,4

10

261

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 324971 Зав. №

324977 Зав. №

324978

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл.т.0^/1,0 Зав. № 0108072718

КТП-ТВ

6/0,4 кВ п. Межа, ввод 0,4 кВ

актив

ная

реак

тивная

± 1,1

± 2,1

± 3,2 ± 5,3

11

263

Таблица 3 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежного субъекта ОРЭ, результаты измерений по которым получают в рамках соглашения об информационном обмене

Но

мер

ИК

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метроло

характе

И

гические

ристики

К*

ТТ

ТН

Счетчик

электрической

энергии

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

255

ПС Нелидово, фидер 6 кВ №601

ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 42556 Зав. № 42125

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 3437

EPQS 111.21.18 LL Кл.т.0^/0,5 Зав. № 460537

TK16L Зав. № 004

актив

ная

реак

тивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0 ± 4,7

2

256

ПС Нелидово, фидер 6 кВ №602

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 15350 Зав. № 10996

EPQS 111.21.18 LL Кл.т.0^/0,5 Зав. № 460652

актив

ная

реак

тивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0 ± 4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

3

257

ПС Нелидово, фидер 6 кВ №617

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 526 Зав. № 15700

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 779

EPQS 111.21.18 LL Кл.т.0^/0,5 Зав. № 461519

TK16L Зав. № 004

актив

ная

реак

тивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0 ± 4,7

4

258

ПС Нелидово, фидер 6 кВ №618

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 11248 Зав. № 11246

EPQS 111.21.18 LL Кл.т.0^/0,5 Зав. № 578057

актив

ная

реак

тивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0 ± 4,7

5

259

ПС Нелидово, фидер 6 кВ №619

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 506 Зав. № 720

EPQS 111.21.18 LL Кл.т.0^/0,5 Зав. № 461534

актив

ная

реак

тивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0 ± 4,7

* Примечания

1    В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала (соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.

2    Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

-    параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) ин; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающей среды: (23 ± 2) °С.

3    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2)1н1; коэффициент мощности соБф (БШф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (БШф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

4    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№1-5 от плюс 10 до плюс 30 °С; для ИК №№6-11 от 0 до плюс 40 °С.

5    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера и УСВ-3 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

6    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик EPQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    TC16L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    РСТВ-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    сервер HP Proliant DL320e Gen8 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 64 067 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 часа.

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 счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость 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, параметри-ровании:

-    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).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 111 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    УСПД TK16L - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» (г. Нелидово) типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тип компонента

№ Г осреестра

Количество

1

2

3

4

Трансформаторы тока

ТПФМ-10

814-53

2

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

1276-59

10

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2363-68

2

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2473-69

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

7069-79

2

Трансформаторы тока

Т-0,66 М У3

50733-12

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

831-53

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10

831-53

2

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ-10-95

УХЛ2

20186-00

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

EPQS

25971-06

5

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

6

У стройства синхронизации времени

УСВ-3

51644-12

1

Наименование компонента

Тип компонента

№ Г осреестра

Количество

1

2

3

4

Устройства сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов

TC16L

36643-07

1

Радиосерверы точного времени

РСТВ-01

40586-09

1

Сервер базы данных

HP Proliant DL320e Gen8v2

1

Методика поверки

1

Паспорт-формуляр

1

Руководство по эксплуатации

1

Поверка

осуществляется по документу МП 61909-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» (г. Нелидово). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 25 августа 2015 г.

Средства поверки измерительных компонентов:

-    средства поверки ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    средства поверки ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчик EPQS - в соответствии с методикой поверки РМ 1039597-26:2002 «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики;

-    устройство синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г;

-    УСПД TC16L3 - в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи данных TC16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.041 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2007 г;

-    радиосерверы точного времени РСТВ-01 - в соответствии с документом «Радиосервер точного времени РСТВ-01. Руководство по эксплуатации» ПЮЯИ.468212.039РЭ, раздел 5 «Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 22.01.09 г;

Перечень основных средств поверки:

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» (г. Нелидово). Руководство пользователя» ЭССО.411711.АИИС.413 И3.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП «ТверьАтомЭнергоСбыт» АО «АтомЭнергоСбыт» (г. Нелидово)

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