| Номер в госреестре | 80055-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Национальная Нерудная компания" (2-ая очередь) |
| Изготовитель | Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир. |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Национальная Нерудная Компания» (2 -ая очередь) (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30 -минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема -передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АО «Национальная Нерудная Компания» (2-ая очередь), включающий в себя технические средства приема -передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаТЦЕНТР», АРМ энергосбытовой организации -субъекта оптового рынка.
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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- 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 сервер БД. На сервере БД осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка.
АРМ субъекта оптового рынка в автоматическом режиме по сети Internet с использованием электронной подписи (далее по тексту - ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС». Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от навигационных космических аппаратов систем ГЛОНАСС/GPS. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.06, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3 e73 6b7f3 80863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ем о оН | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД / УССВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| АО «НКУ» Искитимский карьер | ||||||||
| 1 | ТП-216 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 3 | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 S Ктт 300/5 Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | -/ УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 4,2 ± 7,1 |
| 2 | ТП-216 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. 12 | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 S Ктт 300/5 Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 4,2 ± 7,1 | |
| 3 | ТП-128 10 кВ, РУ-0,4 кВ, яч.12а | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 S Ктт 100/5 Рег. № 47959-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 4,2 ± 7,1 | |
| 4 | РП-1 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.5 | ТЛП-10-5 Кл.т. 0,5S Ктт 75/5 Рег. № 30709-11 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 4,0 ± 6,9 | |
| 5 | РП-1 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.2 | ТЛП-10-5 Кл.т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 30709-11 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 4,1 ± 7,1 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | РП-1 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.13 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | -/ УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 4,1 ± 7,1 |
| 7 | РП-1 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.12 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 47958-16 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 4,0 ± 6,9 | |
| 8 | ТП-168 10 кВ, РУ-10 кВ, СШ 10 кВ, яч. 6 | ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 30709-11 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,1 ± 5,6 | |
| 9 | ТП-168 10 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 КВ Площадка горного цеха | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 S Ктт 200/5 Рег. № 47959-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 4,2 ± 7,1 | |
| 10 | ВРУ-0,4 кВ Здание электроцеха, Ввод 0,4 кВ от ТП-3ИА 10 кВ | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 S Ктт 200/5 Рег. № 47959-16 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 4,2 ± 7,1 | |
| АО «НКУ» Каменый карьер | ||||||||
| 11 | ПС 35/10 кВ Коенская, КРУН-10кВ, яч.1 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 59870-15 ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 47959-11 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | -/ УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 2,8 ± 5,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 12 | ПС 110/6 кВ Камнереченская, ЗРУ- 6кВ, яч.4 | ТПЛ-10с Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 29390-10 ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | -/ УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,1 ± 5,6 |
| 13 | ПС 110/6 кВ Камнереченская, ЗРУ- 6кВ, яч.10 | ТПЛ-10c Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 29390-10 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 2,8 ± 5,3 | |
| 14 | ПС 110/6 кВ Камнереченская, ЗРУ- 6кВ, яч.18 | ТЛК-СТ Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 58720-14 ТПЛ-10c Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 29390-10 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ± 1,1 ± 2,6 | ± 3,1 ± 5,6 |
| 1 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | ||||||
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана соБф = 0,8 инд 1=0,02(0,05)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 14 от минус 40 до плюс 60 °C.
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УССВ на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6. Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 14 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | от 90 до 110 |
| - напряжение, % от ином | от (2)5 до 120 |
| - ток, % от 1ном | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - коэффициент мощности | от 47,5 до 52,5 |
| - частота, Гц | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, оС: | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, оС: | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УССВ, оС: | от -10 до +55 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01, | |
| СЭТ-4ТМ.03М.09 | 220 000 |
| для электросчетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ- | |
| 4ТМ.05МК.04 | 165 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
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 событий сервера ИВК:
- параметрирования;
- пропадание напряжения;
- коррекция времени в счетчике и сервере ИВК;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ АО «Национальная Нерудная Компания» (2-ая очередь) типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип/Обозначение | Количество, шт./Экз. |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 9 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 5 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10c | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛК-СТ | 1 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10-5 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Наименование | Тип/Обозначение | Количество, шт./Экз. |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.03М | 5 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | « АльфаТ ЦЕНТР» | 1 |
| Методика поверки | МП СМО-2408-2020 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.767. 01 ПФ | 1 |
осуществляется по документу МП СМО -2408-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Национальная Нерудная Компания» (2-ая очередь). Методика поверки», утвержденной АО «РЭС Групп» 28.08.2020 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;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК (Рег. № 64450-16) - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии много-функциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ«Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчиков 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.;
- устройство синхронизации времени УССВ-2 (Рег. №54074-13) - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройтсва синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест -Москва» 17 мая 2013 г.;
- устройство синхронизации времени Радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
- термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 25749.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Национальная Нерудная Компания» (2 -ая очередь), аттестованном ФБУ "Ивановский ЦСМ", аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
