Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по НПС «Но-возыбков» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных 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, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206, ГОСТ Р 52323 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035, ГОСТ Р 52425 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Технические характеристики
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы сервера, где осуществляется 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.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «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 с использванием 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" (номер в Госреестре №54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков 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 (Госреестр СИ № 39485-08). 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.
Сличение часов счетчиков с часами сервера осуществляется каждый сеанс связи (не реже 1 раза в сутки), корректировка часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика 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 ПО ПК «Энергосфера» версии 7.0, 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 - Мет | рологические значимые модули ПО |
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПК «Энергосфера» 7.0 | Библиотека pso_metr.dll | 1.1.1.1 | CBEB6F6CA69318BED 976E08A2BB7814B | MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счётчик | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС «Новозыбков-2» 110/35/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ «Гомель-Новозыбков» с отпайками II цепь | ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 300/5 А: Зав. № 625 В: Зав. № 627 С: Зав. № 623 | НКФ-110-06 Кл.т. 0,2 110000/^3:100/^3 А: Зав. № 1513510 В: Зав. № 1513505 С:Зав. № 1513511 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108059153 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 2 | ПС «Новозыбков-2» 110/35/6 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ «Новозыбков -Климово» с отпайкой на ПС 110/35/6 «Новозыбков-2» II цепь | ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 300/5 А: Зав. № 621 В: Зав. № 624 С: Зав. № 622 | НКФ-110-06 Кл.т. 0,2 110000/^3:100/^3 А: Зав. № 1513504 В: Зав. № 1513502 С: Зав. № 1513507 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108059006 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 3 | ПС «Новозыбков-2» 110/35/6 кВ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ «Новозыбков-2 -Каташин» | ТОЛ-35 Кл.т. 0,2S 200/5 А: Зав. № 863 В: Зав. № 884 С: Зав. № 876 | ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/^3:100/^3 А: Зав. № 1350709 В: Зав. № 1350697 С: Зав. № 1350703 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108059047 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
Окончание таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 4 | НПС «Новозыбков», ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. 19 линия района ф. 619 | ТЛО-10 А: Зав. № 8224 С: Зав. № 7820 ТПЛ-10-М В: Зав. № 2843 Кл.т. 0,5S 200/5 | VSK-I-10b Кл.т. 0,5 6000/^3:100/^3 А: Зав. № 008939/77 В: Зав. № 009588/77 С: Зав. № 008943/77 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108052016 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 5 | НПС «Новозыбков», ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. № 27, жилой поселок ф. 627 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 75/5 А: Зав. № 8052 В: Зав. № 939 С: Зав. № 940 | VSK-I-10b Кл.т. 0,5 6000/^3:100/^3 А: Зав. № 008939/77 В: Зав. № 009588/77 С: Зав. № 008943/77 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108055014 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 6 | НПС «Новозыбков», ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. № 39, линия района ф. 608 | ТЛО-10 А: Зав. № 7808 С: Зав. № 7831 ТПЛ-10-М В: Зав. № 2867 Кл.т. 0,5S 200/5 | VSK-I-10b Кл.т. 0,5 6000/^3:100/^3 А: Зав. № 011929/77 В: Зав. № 011870/77 С: Зав. № 011885/77 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804101583 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, (± а), % | Погрешность в рабочих условиях, ( ± 5 ), % |
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1; 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 0,6 | 0,7 | 1,0 | 0,8 | 1,0 | 1,2 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 0,6 | 0,7 | 1,0 | 0,8 | 1,0 | 1,2 |
| 0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 0,7 | 0,8 | 1,2 | 0,9 | 1,1 | 1,4 |
| 0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 1,2 | 1,3 | 2,1 | 1,4 | 1,5 | 2,2 |
| 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 0,8 | 1,0 | 1,5 | 1,0 | 1,2 | 1,6 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 0,8 | 1,0 | 1,5 | 1,0 | 1,2 | 1,6 |
| 0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 0,9 | 1,0 | 1,6 | 1,1 | 1,3 | 1,8 |
| 0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 1,3 | 1,5 | 2,4 | 1,5 | 1,7 | 2,5 |
| 4; 5; 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,5 | 2,3 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,5 | 2,3 |
| 0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 1,3 | 1,6 | 3,0 | 1,5 | 1,8 | 3,1 |
| 0,02Ihi<Ii<0,05Ihi | 2,4 | 2,9 | 5,5 | 2,5 | 3,0 | 5,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, (± 5), % | Погрешность в рабочих условиях, ( ± 5 ), % |
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| i; 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5 (ГОСТ 26035-83)) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 1,2 | 1,0 | 0,8 | 1,4 | 1,2 | 1,1 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,2 | 1,0 | 0,8 | 1,5 | 1,3 | 1,1 |
| 0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 1,7 | 1,3 | 1,0 | 2,2 | 1,8 | 1,4 |
| 0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 2,9 | 2,2 | 1,6 | 3,7 | 2,9 | 2,2 |
| 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ 26035-83)) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 1,8 | 1,3 | 1,0 | 1,9 | 1,5 | 1,3 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,8 | 1,3 | 1,0 | 2,0 | 1,6 | 1,3 |
| 0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 2,1 | 1,6 | 1,2 | 2,5 | 2,0 | 1,6 |
| 0,02Ihi<Ii<0,05Ihi | 3,2 | 2,3 | 1,7 | 3,9 | 3,0 | 2,3 |
| 4; 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ 26035-83)) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 2,7 | 2,0 | 1,5 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 2,8 | 2,1 | 1,5 |
| 0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 3,6 | 2,5 | 1,6 | 3,9 | 2,8 | 1,9 |
| 0,02Ihi<Ii<0,05Ihi | 6,6 | 4,6 | 2,7 | 7,0 | 4,9 | 3,1 |
| 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ Р 52425-2005)) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,6 | 1,9 | 1,3 | 3,0 | 2,4 | 2,0 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 2,6 | 1,9 | 1,3 | 3,0 | 2,4 | 2,0 |
| 0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 3,5 | 2,5 | 1,6 | 3,8 | 2,9 | 2,2 |
| 0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 6,5 | 4,5 | 2,7 | 6,6 | 4,7 | 3,1 |
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. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uhom;
диапазон силы тока (1 - 1,2) Ihom,
частота (50+0,15) Гц;
коэффициент мощности cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;
счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
ИВК от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети:
диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) UH1;
диапазон силы первичного тока (0,02 - 1,2) 1н1;
коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети:
диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2;
диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2;
коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
частота (50 + 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «МН «Дружба» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8- среднее время наработки на отказ не менее TG6=261163, Т(,е|18 264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
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;
- 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, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по НПС «Но-возыбков» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | № Госреестра | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОГФ-110 | 44640-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ 35 | 21256-03 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 25433-03 | 7 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 22192-03 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-06 | 37749-08 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 3 |
| Трансформатор напряжения | VSK-I-10b | 35197-07 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 27524-04 | 5 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 39485-08 | 2 |
| Сервер с программным обеспечением | Энергосфера | - | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Формуляр | ВЛСТ 942.03.000 ФО | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 57229-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по НПС «Новозыбков». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2014 г.
Перечень основных средств 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»;
- 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»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- 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 «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по НПС «Новозыбков» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по НПС «Новозыбков»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы
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.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
