Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии комплектной мобильной ГТЭС на МГТЭС ПС «Кирилловская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета электрической энергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачи данных в утвержденных форматах удаленным заинтересованным пользователям.
Полученные данные и результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов на оптовом рынке электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерений активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электрической энергии);
- ведения единого времени при выполнении измерений активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств и объектов измерений;
- периодического (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматического сбора привязанных к единому времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств и объектов измерений;
- хранения не менее 3,5 лет результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных), данных о состоянии средств и объектов измерений;
- обработки, формирования и передачи результатов измерений в ХМЬ-формате по электронной почте Коммерческому Оператору (далее - КО) и внешним организациям с электронной подписью;
- предоставления по запросу КО дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений с сервера (АРМа) ИВК системы на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечения защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностики функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), в состав которых входят: трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности (далее - КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 7746-2015, трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 1983-2015, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификации A1802RАL-P4GB-DW-4 и A1805RL-P4G-DW-4) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единств измерений (далее - рег. №) 31857-06), счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация А2R-4-AL-C29-T+) класса точности (КТ) 0,5S/1,0 (рег. № 14555-02), указанные в таблице 2 (5 точек измерений).
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -ИВКЭ), в состав которых входят: устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) серии RTU-327 (модификации RTU-327LV, рег. № 41907-09), источник синхронизации системного времени - специализированный тайм-сервер, входящий в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (основное устройство), комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л (рег. № 49933-12) (резервное устройство), технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), в состав которого входят: сервер баз данных (СБД), с установленным программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», источник синхронизации системного времени - специализированный тайм-сервер, входящий в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», автоматизированное рабочее место (далее - АРМ), технические средства приема-передачи данных и каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы (каналообразующая аппаратура), технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по вторичным измерительным цепям (проводным линиям) поступают на соответствующие входы 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, реактивной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени равных 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где производится сбор, обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения), хранение и передача результатов измерений на уровень ИВК АИИС КУЭ.
Для передачи данных (информации) об измеряемой величине от УСПД до ИВК (сервера) используются в качестве основных комбинированные каналы связи, включающие в себя проводной, оптоволоконный и беспроводной (спутниковый) участки. Комбинированные каналы связи используют протоколы Ethernet и TCP/IP. В качестве резервного канала связи используется GSM-сеть связи.
ИВК при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматизированный и/или по запросу сбор и хранение результатов измерений, формирование и отправку отчетных документов в XML-формате в программно - аппаратный комплекс коммерческого оператора (ПАК КО) АО «АТС» и заинтересованным субъектам ОРЭМ. Результаты измерений в XML-формате, отправляемые в ПАК КО АО «АТС», подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. В состав СОЕВ входят: счетчики электрической энергии, УСПД со специализированным тайм-сервером, входящим в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (основное устройство), комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л (резервное устройство) и сервер ИВК со специализированным тайм-сервером, входящим в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ».
СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормируемые метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени от источников точного времени при проведении измерений электрической энергии.
Время УСПД АИИС КУЭ синхронизировано со временем специализированного тайм-сервера, входящего в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющего получать шкалу точного времени по протоколу SNTP посредством дополнительного модуля синхронизации времени ПО «АльфаЦЕНТР», корректировка часов УСПД выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов УСПД и тайм-сервера на величину более ±1 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов УСПД выполняется один раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов УСПД на величину более ±2 с выполняется их корректировка.
В качестве резервного источника синхронизации времени УСПД используется комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01Л, который подключен к локальной сети объекта автоматизации по стандарту Ethernet и позволяет получать шкалу точного времени по протоколу SNTP посредством дополнительного модуля синхронизации времени ПО «АльфаЦЕНТР».
Синхронизация времени ИВК осуществляется от специализированного тайм-сервера, входящего в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющего получать шкалу точного времени по протоколу SNTP посредством дополнительного модуля синхронизации времени ПО «АльфаЦЕНТР». Коррекция системного времени ИВК осуществляется один раз в час при расхождении показаний часов сервера ИВК и тайм-сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 14.05.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 (для файла ac metrology.dll) |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014 - средний.
Наличие специальных средств защиты - разграничение прав доступа, пароли, фиксация изменений в журнале событий исключают возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | Д П О У | УССВ уровня ИВКЭ | § я н в о р у В С С |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | и «г Т 10 | 780I-SD-43710 Ктт = 2000/5; КТ 0,2 рег. № 70919-18 | PTW5-2-110- SD01907FF Ктн = 12000/120; КТ 0,5 рег. № 70918-18 | А1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 | RTU-327LV, рег. № 41907-09 | тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (основное устройство), СТВ-01Л, рег. № 49933-12 (резервное устройство) | тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» | Активная/Реактивная |
| 2 | ТСН-12 | ASK 63.4 Ктт = 400/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 | - | А1805RL- P4G-DW-4 КТ 0,5S/1,0 рег. № 31857-06 |
| 3 | ТСН-11 | ASK 31.5 Ктт = 80/5; КТ 0,5 рег. № 31089-06 | - | А2R-4-AL-C29-T+ КТ 0,5S/1,0 рег. № 14555-02 |
| 4 | Ввод 110 кВ Т-5 | TAT Ктт = 300/5; КТ 0,2 рег. № 29838-05 | EMF 145 Ктн = 110000/V3/100/V3 КТ 0,2 рег. № 32003-06 | А1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| 5 | КТП 6/0,4 кВ, ввод РУ-0,4 кВ | ТШП-0,66 Ктт = 1000/5; КТ 0,5 рег. № 15173-06 | - | А1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег. № 31857-06 |
| Номер ИК | й ^ К д £ ^ S и к о СП о | Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях (±5), % |
| §1(, I1(2) %£ - | )%, изм< 1 5 % | I5 %£ - | §5 %, изм< 1 20 % | 5 I 20 %£ | 20 %, - изм< I 100 % | §100 %, -100 %£ I изм£ I 120 % |
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | 0,5/0,87 | - | - | 2,5 | 2,0 | 1,9 | 1,4 | 1,7 | 1,4 |
| 0,8/0,6 | - | - | 1,6 | 2,6 | 1,2 | 1,8 | 1,2 | 1,6 |
| 1,0/ - | - | - | 1,3 | Не норм | 1,0 | Не норм | 1,0 | Не норм |
| 2, 3 | 0,5/0,87 | - | - | 5,8 | 4,0 | 3,5 | 2,6 | 2,9 | 2,4 |
| 0,8/0,6 | - | - | 3,3 | 5,6 | 2,3 | 3,2 | 2,1 | 2,7 |
| 1,0/ - | - | - | 2,3 | Не норм | 1,9 | Не норм | 1,8 | Не норм |
| 4 | 0,5/0,87 | - | - | 2,2 | 1,9 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 0,8/0,6 | - | - | 1,4 | 2,5 | 1,1 | 1,5 | 1,0 | 1,3 |
| 1,0/ - | - | - | 1,1 | Не норм | 0,9 | Не норм | 0,8 | Не норм |
| 5 | 0,5/0,87 | - | - | 5,4 | 2,8 | 2,8 | 1,7 | 2,0 | 1,4 |
| 0,8/0,6 | - | - | 2,8 | 4,6 | 1,6 | 2,4 | 1,2 | 1,8 |
| 1,0/ - | - | - | 1,8 | Не норм | 1,1 | Не норм | 0,9 | Не норм |
| Номер ИК | й ^ S д S 3 S ^ S и к о 00 о | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии (±5), % |
| -1(2) %£ 1 изм< 1 5 % | 55 %, -5 %£ 1 изм< 1 20 % | 520 %■, 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | 5100 %, -100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | 0,5/0,87 | - | - | 2,3 | 1,5 | 1,6 | 1,0 | 1,4 | 0,9 |
| 0,8/0,6 | - | - | 1,4 | 2,1 | 1,0 | 1,4 | 0,9 | 1,3 |
| 1,0/ - | - | - | 1,1 | Не норм | 0,8 | Не норм | 0,7 | Не норм |
| 2, 3 | 0,5/0,87 | - | - | 5,4 | 2,8 | 2,7 | 1,6 | 1,9 | 1,3 |
| 0,8/0,6 | - | - | 2,8 | 4,5 | 1,5 | 2,4 | 1,1 | 1,8 |
| 1,0/ - | - | - | 1,7 | Не норм | 1,0 | Не норм | 0,8 | Не норм |
| 4 | 0,5/0,87 | - | - | 2,0 | 1,3 | 1,2 | 0,8 | 0,9 | 0,7 |
| 0,8/0,6 | - | - | 1,2 | 1,9 | 0,7 | 1,1 | 0,6 | 0,9 |
| 1,0/ - | - | - | 0,9 | Не норм | 0,6 | Не норм | 0,5 | Не норм |
| 5 | 0,5/0,87 | - | - | 5,3 | 2,5 | 2,6 | 1,3 | 1,8 | 1,0 |
| 0,8/0,6 | - | - | 2,7 | 4,3 | 1,4 | 2,2 | 0,9 | 1,5 |
| 1,0/ - | - | - | 1,7 | Не норм | 0,9 | Не норм | 0,6 | Не норм |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 5 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,87 |
| температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -5 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +55 |
| - для УСПД RTU-327LV | от -20 до +50 |
| - для ИВК СТВ-01Л | от -30 до +60 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Трансформаторы тока (напряжения): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 400000 |
| - средний срок службы, лет, не менее | 25 |
| Электросчетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - средний срок службы, лет, не менее | 30 |
| Электросчетчики Альфа: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - средний срок службы, лет, не менее | 30 |
| ИВКЭ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - средний срок службы, лет, не менее | 30 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | |
| не более | 1,0 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | 45 |
| направлениях, сут, не менее ИВКЭ: | |
| - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, | 45 |
| не менее | |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью блоков аккумуляторных батарей и устройства АВР,
- резервирование каналов связи ИВКЭ и ИВК,
- резервирование питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания. Регистрация событий:
журнал событий счетчика и УСПД:
- параметрирование,
- пропадание/восстановление питания счетчика;
- снятие крышки зажимов и кожуха счетчика;
- пропадание/восстановление связи
- пропадание/восстановление напряжения (по фазам);
- коррекции времени счетчика, УСПД,
- количество нажатий на кнопку «RESET» счетчика,
- очистка журнала событий; журнал сервера:
- даты начала регистрации измерений.
- перерывов электропитания,
- пропадание/восстановление связи с точкой опроса,
- программные и аппаратные перезапуски,
- корректировки времени сервера,
- изменения ПО,
- сообщения, связанные с защитой программного обеспечения.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии,
- клеммников измерительных трансформаторов,
- промежуточных клеммников и автоматов вторичных измерительных цепей,
- сервера ИВК,
- УСПД;
защита информации на программном уровне:
- пароль доступа на счетчики электрической энергии,
- пароль доступа на УСПД;
- пароль доступа на сервер,
- шифрование результатов измерений при передаче информации сторонним организациям (использование цифровой подписи).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии комплектной мобильной ГТЭС на МГТЭС ПС «Кирилловская».
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование компонента | Рег. № | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация А1802RAL-P4GB-DW-4), КТ 0,2S/0,5 | 31857-06 | 3 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (модификация А1805RL-P4G-DW-4), КТ 0,5S/1,0 | 31857-06 | 1 шт. |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа (модификация А2R-4-AL-C29-T+), КТ 0,5S/1,0 | 14555-02 | 1 шт. |
| Трансформаторы тока 780I-SD-43710, КТ 0,2 | 70919-18 | 2 шт. |
| Трансформаторы тока ASK, EASK, (E)ASK(D) (модификация ASK 31.5), КТ 0,5 | 31089-06 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока ASK, EASK, (E)ASK(D) (модификация ASK 63.4), КТ 0,5 | 31089-06 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока встроенные TAT, КТ 0,2 | 29838-05 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока шинные ТШП-0,66, КТ 0,5 | 15173-06 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения PTW5-2-110-SD01907FF, КТ 0,5 | 70918-18 | 2 шт. |
| Трансформаторы напряжения EMF 52-170 (модификация EMF 145), КТ 0,2 | 32003-06 | 3 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных серии RtU-327 (модификация RTU-327LV) | 41907-09 | 1 шт. |
| Комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (модификация СТВ-01 Л) | 49933-12 | 1 шт. |
| Методика поверки МП-312235-014-2018 | - | 1 экз. |
| Формуляр ФО ГТЭС0054.226 | - | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-014-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии комплектной мобильной ГТЭС на МГТЭС ПС «Кирилловская». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 22.01.2018 г. Основные средства поверки:
- измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- измерительные трансформаторы напряжения по МИ 2845-2003 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя и ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений;
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 -по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.;
- счетчики электроэнергии многофункциональные типа Альфа - по документу «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа Альфа. Методика поверки», согласованному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», с помощью установок МК6800, МК680 или аналогичного оборудования с классом точности не хуже 0,05;
- устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 - по документу МП 49933-12 «Комплексы измерительно-вычислительные СТВ-01. Методика поверки», утвержденному руководителем ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16.12.2011 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02-01 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo-622 (рег. № 44744-10).
Допускается применять средства поверки, обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии комплектной мобильной ГТЭС на МГТЭС ПС «Кирилловская»
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
71357-18: Методика поверки МП-312235-014-2018Скачать940.8 Кб