Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документови 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, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2- 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее -УСПД), каналы связи и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (Рег. № 39485-08) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные фазные 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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется УСПД ЭКОМ 3000 со встроенным ГЛОНАСС/GPS-модулем. Пределы допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов (с коррекцией времени по источнику точного времени с использованием PPS сигнала) ±1 мс.
Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-модуля.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при обращении к счетчикам. Коррекция показаний часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут. В случае неисправности, ремонта или поверки УССВ имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Журналы событий счетчиков, УСПД 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 ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1. Метрологически значимая часть содержится в модуле, указанном в таблице 1. ПО 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 ПО ПК «Энергосфера».
Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, представленные в таблицах 3, 4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 | Диспетчерское наименование | Состав АИИС КУЭ | Вид энергии |
| Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ, Обозначение, тип | УСПД | Сервер |
| 1 | присоединения | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110/6 кВ «Крымская» ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. 6 кВ яч.102 | н н | Кт = 0,5 S Ктт = 800/5 Рег. № 51623-12 | А | ТОЛ-СЭЩ | ЭКОМ-3000 Рег. № 1704914 | HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 | Активная Реактивная |
| В | ТОЛ-СЭЩ |
| С | ТОЛ-СЭЩ |
| я н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12 | А В С | НАЛИ-СЭЩ |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 2 | ПС 110/6 кВ «Крымская» ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. 6 кВ яч.104 | н н | Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 51623-12 | А | ТОЛ-СЭЩ | Активная Реактивная |
| В | ТОЛ-СЭЩ |
| С | ТОЛ-СЭЩ |
| я н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12 | А В С | НАЛИ-СЭЩ |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 1 2 | Диспетчерское наименование | Состав АИИС КУЭ | Вид энергии |
| Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ, Обозначение, тип | УСПД | Сервер |
| 1 | присоединения | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 3 | ПС 110/6 кВ «Крымская» ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. 6 кВ яч.106 | н н | Кт = 0,5 S Ктт = 1000/5 Рег. № 51623-12 | А | ТОЛ-СЭЩ | ЭКОМ-3000 Рег. № 1704914 | HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 | Активная Реактивная |
| В | ТОЛ-СЭЩ |
| С | ТОЛ-СЭЩ |
| я н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12 | А В С | НАЛИ-СЭЩ |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 4 | ПС 110/6 кВ «Крымская» ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. 6 кВ яч.202 | н н | Кт = 0,5 S Ктт = 800/5 Рег. № 51623-12 | А | ТОЛ-СЭЩ | Активная Реактивная |
| В | ТОЛ-СЭЩ |
| С | ТОЛ-СЭЩ |
| я н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12 | А В С | НАЛИ-СЭЩ |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 1 2 | Диспетчерское наименование | Состав АИИС КУЭ | Вид энергии |
| Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. №, Обозначение, тип | УСПД | Сервер |
| 1 | присоединения | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | ПС 110/6 кВ «Крымская» ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. 6 кВ яч.204 | н н | Кт = 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 51623-12 | А | ТОЛ-СЭЩ | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 | Активная Реактивная |
| В | ТОЛ-СЭЩ |
| С | ТОЛ-СЭЩ |
| я н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12 | А В С | НАЛИ-СЭЩ |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 6 | ПС 110/6 кВ «Крымская» ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. 6 кВ яч.206 | н н | Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 51623-12 | А | ТОЛ-СЭЩ | Активная Реактивная |
| В | ТОЛ-СЭЩ |
| С | ТОЛ-СЭЩ |
| я н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12 | А В С | НАЛИ-СЭЩ |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (±^), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,011н<1<0,051н | ±1,8 | ±2,8 | ±5,3 | ±1,9 | ±2,9 | ±5,4 |
| 0,051н<1<0,11н | ±1,0 | ±1,6 | ±2,8 | ±1,2 | ±1,7 | ±3,0 |
| 0,11н<[<0,21н | ±1,0 | ±1,5 | ±2,8 | ±1,2 | ±1,7 | ±2,9 |
| 0,2^<Мн | ±0,8 | ±1,1 | ±2,1 | ±1,0 | ±1,3 | ±2,3 |
| 1н<1<1,21н | ±0,8 | ±1,1 | ±2,1 | ±1,0 | ±1,3 | ±2,3 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (±^), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), % |
| sin ф = 0,6 | sin ф = 0,87 | sin ф = 0,6 | sin ф = 0,87 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,011н<1<0,051н | ±4,4 | ±2,5 | ±4,6 | ±2,8 |
| 0,051н<1<0,11н | ±2,6 | ±1,5 | ±2,8 | ±1,9 |
| 0,11н<1<0,21н | ±2,6 | ±1,5 | ±2,8 | ±1,9 |
| 0,21н<1<1н | ±2,1 | ±1,2 | ±2,4 | ±1,7 |
| 1н<1<1,21н | ±2,1 | ±1,2 | ±2,4 | ±1,7 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 17 до плюс 30°С.
3. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
4. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2, УСПД на однотипные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном в АО «Черномортранснефть» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,8 |
| температура окружающей среды °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ Р 52425-2005 | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности. | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -60 до +35 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| - УСПД | от -30 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | |
| не более | 2 |
| УСПД ЭКОМ-3000: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| ССВ-1Г: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| HP ProLiant BL 460c Gen8: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее | 261163 |
| - среднее время восстановления работоспособности tв | |
| не более, ч; | 0,5 |
| HP ProLiant BL 460c G6: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности tв | |
| не более, ч. | 0,5 |
| Глубина хранения информации | |
| счётчики электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, суток, не более | 113,7 |
| 1 | 2 |
| УСПД: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Формуляра на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская»_
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 18 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ | 2 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 6 |
| 1 | 2 | 3 |
| УСПД | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-280-2017 | 1 |
| Формуляр | СТМ 1425РД-17.00.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-280-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 8 ноября 2017 г.
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» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М- в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/ серверы точного времени ССВ-1Г. Методика поверки.» ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 , дискретность 0,1 ; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская», аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.3112236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
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».
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Черномортранснефть" по ЛПДС "Крымская"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Черномортранснефть" по ЛПДС "Крымская"")
69752-17: Методика поверки МП 206.1-280-2017Скачать10.4 Мб