Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту -ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр», автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности; вычисленные мгновенные значения усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
- активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
- средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
Сервер при помощи ПО «АльфаЦентр» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Обмен информацией между счетчиками и сервером происходит по GPRS. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через оптопорт счетчиков.
На уровне ИВК выполняется формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передача КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации единого времени в системе в состав ИВК входит УССВ-2 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54074-13), время которого синхронизировано с национальной шкалой координированного времени UTC (SU). Синхронизация времени часов сервера с временем УССВ-2 осуществляется каждые 30 мин, коррекция осуществляется раз в 12 ч при расхождении времени УССВ-2 с показаниями часов сервера более, чем на 1 с.
Сравнение времени часов счетчиков и времени часов сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки; коррекция осуществляется при расхождении времени часов счетчика и сервера на величину более чем 1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК 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 ПО «Альфа! ЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Метрологически значимая часть ПО |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
2 - 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Он е S о Я | Наименование объекта | Измерительные компоненты |
| ТТ | ТН | Счётчик | УССВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1.1 | ПС 110 кВ Огнеупорная, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 2 | ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №16687-97 | ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11 | УССВ-2 рег. № 54074-13 |
| 1.2 | ПС 110 кВ Огнеупорная, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 15 | ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №02611 -70 | ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11 |
| 1.3 | РП 6кВ ЗМК, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 25 | ТОЛ-10-1 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 15128-01 | НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №02611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11 |
| 1.4 | РП 6кВ ЗМК, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 4 | ТОЛ-10-1 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 15128-01 | НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №02611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11 |
| 2.1 | ТРП 6 кВ УЭМЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 5 | ТЛК-10 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-06 | НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №16687-97 | ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11 |
| 2.2 | ТРП 6 кВ УЭМЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 9 | ТЛК-10 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-06 | НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №16687-97 | ПСЧ-4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11 |
| 3.1 | ПС 110 кВ Дормаш, РУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч. 18 | ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08 | НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 3.2 | ПС 110 кВ Дормаш, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 27 | ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08 | НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669712 | |
| 4.1 | ПС 220 кВ Новотроицкая, КРУН 10 кВ, 1 С 10 кВ, яч.7, КЛ 10 кВ Новотроицкая-Птицефабрика Восточная 1 цепь | ТОЛ-СЭЩ КТ 0,5S Ктт 200/5 Рег. №51623-12 | НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5 S/1 Рег. №3669712 | |
| 4.2 | ПС 220 кВ Новотроицкая, КРУН 10 кВ, 2 С 10 кВ, яч.2, КЛ 10 кВ Новотроицкая-Птицефабрика Восточная 2 цепь | ТОЛ-СЭЩ КТ 0,5S Ктт 200/5 Рег. №51623-12 | НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669712 | УССВ-2 рег. № 54074-13 |
| 4.3 | ЦРП 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 41 | ТЛО-10 КТ 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК КТ 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. №68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №3669717 | |
| 5.1 | ПС 110 кВ Висла, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 112 | ТОЛ-НТЗ-10 КТ 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 51679-12 | НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №3669712 | |
| 5.2 | ПС 110 кВ Висла, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 211 | ТЛК-СТ КТ 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 58720-14 | НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №3669712 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6.1 | ПС 110 кВ Братская, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.5, ф.283-1 | ТПОЛ-10 КТ 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. №20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717 | УССВ-2 рег. № 54074-13 |
| 6.2 | ПС 110 кВ Братская, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.16, ф.283-2 | ТПОЛ-10 КТ 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. №20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717 |
| 6.3 | ПС 110 кВ Братская, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.17, ф.226 | ТПОЛ-10 КТ 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 1261-08 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. №20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717 |
| 6.4 | ПС 110 кВ Уктусская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.27, ф.226 | ТПОЛ-10 КТ 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 1261-02 | НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. №20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717 |
| 6.5 | ТП-3 10кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ф.31 Агромашзапчас ть | ТШП-0,66 КТ 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 58385-14 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717 |
| 6.6 | ТП-3 10кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ф.1 Горсвет | ТТН-Ш КТ 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 75345-19 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717 |
| 6.7 | ТП-3 10кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ф.3 Общежитие | ТОП КТ 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 47959-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717 |
| 6.8 | РП-226 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, ф.5 ИП Мильман | ТЛК 10-5 КТ 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 9143-01 | НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. №20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №3669717 |
Примечания:
1 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 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Вид электрической | Границы основной | Границы погрешности в |
| | энергии | погрешности (5), % | рабочих условиях (5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1.1 - 1.4, 2.1, 2.2 | Активная | ±1,3 | ±3,3 |
| Реактивная | ±2,1 | ±5,6 |
| 3.1 - 3.2 | Активная | ±1,2 | ±3,0 |
| Реактивная | ±1,8 | ±4,7 |
| 4.1 | Активная | ±1,3 | ±3,4 |
| Реактивная | ±2,1 | ±5,6 |
| 4.2 | Активная | ±1,2 | ±3,0 |
| Реактивная | ±1,8 | ±4,7 |
| 4.3, 5.1, 5.2 | Активная | ±1,2 | ±3,0 |
| Реактивная | ±1,8 | ±4,9 |
| 6.1 - 6.3 | Активная | ±0,9 | ±1,6 |
| Реактивная | ±1,3 | ±2,9 |
| 6.4 | Активная | ±1,2 | ±3,0 |
| Реактивная | ±1,8 | ±4,9 |
| 6.5 - 6.7 | Активная | ±1,0 | ±2,9 |
| Реактивная | ±1,5 | ±4,8 |
| 6.8 | Активная | ±1,2 | ±2,9 |
| Реактивная | ±1,8 | ±4,6 |
| Примечания: | | | |
| 1 В качестве характеристик погрешности ИК АИИС КУЭ установлены границы допус- |
| каемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. |
| 2 Характеристики погрешности ИК АИИС КУЭ указаны для измерений активной и ре |
| активной электроэнергии на интервале времени 30 минут. | |
| 3 Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от 1ном еоБф = 0,8 инд и |
| температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК № 1 .1 - 6.8 от плюс 10 до плюс 30 до °С |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИИК | 21 |
| Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от Ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +20 до +25 |
| Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от Ином - сила тока, % от 1ном для ИК № 1.1- 6.7 - сила тока, % от 1ном для ИК № 6.8 - коэффициент мощности, СОБф температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков ИК № 6.1 - 6.3, 6.5 - 6.7 °С температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков ИК № 1.1-5.2, 6.4, 6.8, °С температура окружающей среды в месте расположения УССВ, сервера, °С | от 90 до 1 10 от 2 до 120 от 5 до 120 0,8 от -40 до +40 от -10 до +30 от +10 до +30 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 48 80000 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: тридцатиминутные приращения активной и реактивной электроэнергии каждого массива профиля составляет, суток, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 35 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование ИВК АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте и сотовой связи.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
-механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационных документов на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 11 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТТН-Ш | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛК-10-5 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛК-СТ-10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10-11 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 4 |
| Трансформаторы напряжения трехфазной антире-зонансной группы | НАМИ-10-95 | 4 |
| Трансформаторы напряжения трехфазной антире-зонансной группы | НАЛИ-СЭЩ-10-1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения трехфазной антире-зонансной группы | НАЛИ-СЭЩ-10-3 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 М1 | 3 |
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 5 |
| Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 3 |
| Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 |
| Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 3 |
| Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК | 6 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО АльфаЦентр | 1 |
| Паспорт-формуляр | АИИС. 2.1.0524.001 ФО | 1 |
| Методика поверки | МП 012-2020 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 012-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия». Методика поверки», утвержденному ООО «МетроСервис» 15.08.2020г.
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;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-17 - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации». Часть 2. «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК, рег. №46634-11 - осуществляется по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011 г.;
- средства поверки УССВ-2 - в соответствии с документом осуществляетсяподоку-ментуМП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.
-блок коррекции времени ЭНКС-2, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)/ГЛОНАСС, (рег. № 37328-15);
-термогигрометр Ива-6А-Д (рег. № 46434-11);
-прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (Рег. № 39952-08).
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 и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия», аттестованном ООО «МетроСервис», аттестат об аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия»»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
80487-20: Методика поверки МП 012-2020Скачать10.6 Мб