Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) OOO "КЗСМИ"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1635 п. 28 от 20.10.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КЗСМИ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие 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.

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 2882205), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД) ООО «КЗСМИ», автоматизированные рабочие места (АРМ), УСВ-2 (Гос-реестр № 41681-10), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

периодический (1 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 (1 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 (1 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;

Лист № 2

Всего листов 9 конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

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 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД СИКОН С70, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.

Сервер, установленный в ООО «КЗСМИ», опрашивает УСПД по сети Интернет посредством GPRS, считывает с него профили мощности и журналы событий счётчиков (в случае если отсутствует TCP-соединение с контроллером, сервер устанавливает CSD-соединение с С-1.02 и по нему считывает данные). Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) «Пирамида 2000» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующая передачу информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Волгоградское РДУ и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера. В качестве базового прибора СОЕВ используется УСВ-2.

Сравнение показаний часов УСВ-2 и СБД осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и СБД осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и СБД.

Сравнение показаний часов УСПД и УСВ-2, установленного в ОПУ ПС Промзона, осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УСВ-2 осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-2 на величину более ±500 мс.

Сравнение показаний часов УСПД и счетчиков происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и счетчиков на величину более ±1 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

BLD.dll

v 10.05

58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7

MD5

cachect.dll

7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d

Re-gEvSet4tm.dll

3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967

caches 1.dll

b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb

cacheS10.dll

6802cbdeda81efea2b 17145ff22efOO

siconsl0.dll

4b0ea7c3e50a73099fc9908fc785cb45

sicons50.dll

8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118

comrs232.dll

bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf

dbd.dll

feO5715defeec25eO62 245268ea0916a

ESClient ex.dll

27c46d43bllca3920c f2434381239d5d

filemap.dll

C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e

plogin.dll

40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181

ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

№ ИИК

Наименование объекта

Состав ИИК

Вид электро энергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 23

ТШЛП-10 кл.т. 0,5S 1500/5 Зав. № 00024 Зав. № 00025 Зав. № 00026

Госреестр № 19198-05

НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-02

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811080334 Госреестр № 36697-08

СИКОН С70 Зав.№ 05371 Госреестр № 28822-05

Сервер ООО «КЗСМИ»

активная реактивная

2

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 3

ТШЛП-10 кл.т. 0,5S 1500/5 Зав. № 00022 Зав. № 00023 Зав. № 00027

Госреестр № 19198-05

НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0246 Госреестр № 16687-02

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811080393 Госреестр № 36697-08

активная реактивная

3

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 45

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 42985 Зав. № 48929

Госреестр № 1276-59

НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-02

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612093231 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

4

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 47

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 50/5

Зав. № 6928 Зав. № 570 Госреестр № 1276-59

НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-02

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612093211 Госреестр № 36355-07

СИКОН С70 Зав.№ 05371 Госреестр № 28822-05

Сервер ООО «КЗСМИ»

активная реактивная

5

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 14

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2218 Зав. № 20899

Госреестр № 1276-59

НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0246 Госреестр № 16687-02

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612097310 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

6

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 17

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 20552 Зав. № 20433

Госреестр № 1276-59

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0612093099 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

7

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 38

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2453 Зав. № 27277

Госреестр № 1276-59

НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-02

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0612097400 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

8

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 40

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 8915 Зав. № 82206

Госреестр № 1276-59

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0612097324 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

9

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 41

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 1605 Зав. № 1647

Госреестр № 1276-59

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 0612097449 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

10

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 16

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2085 Зав. № 2213 Госреестр № 1276-59

НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0246 Госреестр № 16687-02

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612093140 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

11

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 46

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 2239 Зав. № 2067 Госреестр № 1276-59

НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-02

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612093163 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

12

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 18

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 29195 Зав. № 43079

Госреестр № 1276-59

НАМИТ-10 кл.т. 0,2 6000/100 Зав. № 0310 Госреестр № 16687-02

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612097414 Госреестр № 36355-07

СИКОН С70 Зав.№ 05371 Госреестр № 28822-05

Сервер ООО «КЗСМИ»

активная реактивная

13

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 27

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 66918 Зав. № 66796

Госреестр № 1276-59

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612097912 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

14

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 36

ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 1574 Зав. № 1750

Госреестр № 2363-68

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612093190 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

15

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 37

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 48845 Зав. № 49428

Госреестр № 1276-59

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612093161 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

16

ПС Промзона 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 39

ТПЛ-10 кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 14168 Зав. № 3906 Госреестр № 1276-59

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612097868 Госреестр № 36355-07

активная реактивная

Таблица 3

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,8

±1,1

±0,9

±0,9

0,9

±2,3

±1,3

±1,0

±1,0

0,8

±2,8

±1,6

±1,2

±1,2

0,7

±3,5

±1,9

±1,4

±1,4

0,5

±5,3

±2,8

±2,0

±2,0

3 - 16 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S)

1,0

-

±2,2

±1,6

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,2

±2,0

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,3

±1,9

0,5

-

±5,6

±3,2

±2,5

Номер ИИК

cosф

Пределы допускаемой относительной тивной электрической энергии в

погрешности ИИК при измерении реак-рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

I100 %— I изм— I 120 %

1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5)

0,9

±5,4

±3,2

±2,2

±2,2

0,8

±5,4

±2,2

±1,5

±1,5

0,7

±5,4

±1,7

±1,2

±1,2

0,5

±5,4

±1,2

±0,9

±0,9

3 - 16 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0)

0,9

-

±7,2

±4,7

±4,1

0,8

-

±5,5

±4,0

±3,7

0,7

-

±4,8

±3,7

±3,5

0,5

-

±4,2

±3,5

±3,4

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1. Погрешность измерений 81(2)%p и 81(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%.

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала. соответствующие вероятности 0.95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-Uhom;

- сила тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;

- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение питающей сети 0,9/Uhom до 1,1-Uhom,

- сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1, 2, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для

ИИК № 3 - 16;

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.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. 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:

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика Тв < 2 часа;

- для УСПД Тв < 2 часа;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ Тв < 1 час;

- для модема Тв < 1 час.

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, УСВ, УСПД, 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 электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 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

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4

Наименование

Тип

Кол., шт.

Трансформатор тока

ТШЛП-10

6

Трансформатор тока

ТПЛ-10

26

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

2

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

14

УСПД

СИКОН С70

1

Модем

Siemens TC-35i

1

Сервер ООО «КЗСМИ»

HP Proliant ML150

1

GSM-модем

TELEOFIS RX102-R2

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

2

Источник бесперебойного питания

АРС Smart - UPS 500

1

Методика поверки

МП 1900/550-2014

1

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.269 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1900/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КЗСМИ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2014 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

- счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 г.;

- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе:

- «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электро-

Лист № 9

Всего листов 9 энергии (АИИС КУЭ) ООО «КЗСМИ»». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0028/2014-01.00324-2011 от 04.07.2014 г.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание