Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Красное Эхо» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28822-05, (Рег. № 28822-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ООО «Красное Эхо» (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ); предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Принцип действия
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
УСПД, установленное на ПС «Уршель», один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивает счетчики ИИК 8 - 11 и считывает 30-минутные профили мощности. Считанные профили используются УСПД для вычисления значений электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. В счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены, коэффициенты трансформации установлены равными единице. УСПД выступает в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает счетчики ИИК 1 - 7 и УСПД ИИК 8 - 11, считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки, а также журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Далее сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации для ИИК 1 - 7, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение и предоставление данных для оформления справочных и отчетных документов.
Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам осуществляется от АРМ энергосбытовой организации по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП). АРМ энергосбытовой организации раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC. В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени (УСВ), счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. В качестве УСВ используется NTP-сервер точного времени.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов сервера АИИС КУЭ и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов УСПД ИИК 8 - 11 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 8 - 11 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 8 - 11 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 8 - 11 и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 7 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 7 и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d10fc2b 156a0fdc27e1ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 56f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав
ИИК АИИС КУЭ
| 1 | Диспетчерское наименование ИИК | Состав ИИК АИИС КУЭ | Вид электро энергии |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС «Красное Эхо» 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф.16 | ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 54621 46926 Рег. № 7069-79 | НАМИ-10 кл. т. 0,2 Ктн = 6000/ 100 Зав. № 81 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105171734 Рег. № 64450-16 | - | Сервер АИИС КУЭ | активная реактивная |
| 2 | ПС «Красное Эхо» 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф.10 | ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 14737 14765 Рег. № 7069-79 | НАМИ-10 кл. т. 0,2 Ктн = 6000/ 100 Зав. № 81 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105170903 Рег. № 64450-16 | - | активная реактивная |
| 3 | ПС «Красное Эхо» 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф.8 | ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 14025 12575 Рег. № 7069-79 | НАМИ-10 кл. т. 0,2 Ктн = 6000/ 100 Зав. № 81 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105170227 Рег. № 64450-16 | - | активная реактивная |
| 4 | ПС «Красное Эхо» 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф.6 | ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 26135 10259 Рег. № 7069-79 | НАМИ-10 кл. т. 0,2 Ктн = 6000/ 100 Зав. № 81 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105171713 Рег. № 64450-16 | - | активная реактивная |
| 5 | ПС «Красное Эхо» 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф.5 | ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 5392 19006 Рег. № 7069-79 | НАМИ-10 кл. т. 0,2 Ктн = 6000/ 100 Зав. № 715 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105170254 Рег. № 64450-16 | - | активная реактивная |
| 6 | ПС «Красное Эхо» 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф.9 | ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 19365 19567 Рег. № 7069-79 | НАМИ-10 кл. т. 0,2 Ктн = 6000/ 100 Зав. № 715 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105171950 Рег. № 64450-16 | - | активная реактивная |
| 7 | ПС «Красное Эхо» 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф.19 | ТОЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 12709 12599 Рег. № 7069-79 | НАМИ-10 кл. т. 0,2 Ктн = 6000/ 100 Зав. № 715 Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105170261 Рег. № 64450-16 | - | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 8 | ПС «Уршель» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 606 | ТПЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 56699 56894 Рег. № 1276-59 | НАМИ-10 кл. т. 0,2 Ктн = 6000/ 100 Зав. № 807 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0120071507 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Зав.№ 02457 Рег. № 28822-05 | Сервер АИИС КУЭ | активная реактивная |
| 9 | ПС «Уршель» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 608 | ТПЛ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 76532 75097 Рег. № 1276-59 | НАМИ-10 кл. т. 0,2 Ктн = 6000/ 100 Зав. № 807 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0120071626 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 10 | ПС «Уршель» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 610 | ТЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 800/5 Зав. № 9672 8595 Рег. № 2473-69 | НАМИ-10 кл. т. 0,2 Ктн = 6000/ 100 Зав. № 20 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0120071744 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 11 | ПС «Уршель» 110/ 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, ф. 614 | ТЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 0814 4821 Рег. № 2473-69 | НАМИ-10 кл. т. 0,2 Ктн = 6000/ 100 Зав. № 20 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0120071724 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения 5, % |
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I5 %£ I изм< I 20 % | I 20 %£ I изм< I 100 % | I100 %£ I изм£ I 120 % |
| 1 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,6 | ±1,4 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±1,9 | ±1,6 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| Номер ИИК | БШф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения 5, % |
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I5 %£ I изм< I 20 % | I 20 %£ I изм< I 100 % | I100 %£ I изм£ I 120 % |
| 1 - 7 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0) | 0,44 | - | ±7,1 | ±4,6 | ±3,9 |
| 0,6 | - | ±5,4 | ±3,8 | ±3,5 |
| 0,71 | - | ±4,7 | ±3,5 | ±3,3 |
| 0,87 | - | ±4,0 | ±3,2 | ±3,1 |
| 8 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0) | 0,44 | - | ±7,1 | ±4,3 | ±2,9 |
| 0,6 | - | ±5,2 | ±3,0 | ±2,4 |
| 0,71 | - | ±4,3 | ±2,6 | ±2,3 |
| 0,87 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 |
Предел абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC ±5 с.
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%р и S1(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
3 В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4 Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином; сила тока от 1ном до 1,21ном, cosj=0,9 инд; температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С; относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 °С.
5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение питающей сети 0,9-ином до 1,1-ином; сила тока от 0,05 I ном до 1,2 1ном; температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С; для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001; для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001; относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 °С.
6 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 для ИИК 1 - 7, по ГОСТ 30206-96 для ИИК 8 - 11; в режиме измерения реактивной электроэнергии ГОСТ 31819.23-2012 для ИИК 1 - 7, по ГОСТ 26035-83 для ИИК 8 - 11.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов; счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования: для счетчика Тв < 2 часов; для УСПД Тв < 2 часов; для УСВ Тв < 2 часов; для сервера Тв < 1 часа; для компьютера АРМ Тв < 1 часа; для модема Тв < 1 часа.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала; защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий фактов параметрирования счетчика; фактов пропадания напряжения; фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений указана в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 14 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 4 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 4 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 7 шт. |
| СЭТ-4ТМ.03.01 | 4 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 1 шт. |
| Сервер АИИС КУЭ | Сервер на базе IBM-совместимого промышленного компьютера | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-5020-500-2017 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.380 ПФ | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5020-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Красное Эхо». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 20.12.2017 г.
Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике проверки ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.
Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08;
Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Регистрационный № 46656-11);
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в аттестованном документе:
«Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Красное Эхо». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0012/2017-01.00324-2011 от 30.08.2017.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Красное Эхо»
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
70404-18: Методика поверки РТ-МП-5020-500-2017Скачать1.1 Мб