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.