Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Проктер энд Гэмбл-Новомосковск» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее-ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных.
Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же запрограммированных параметров.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), коммутационное оборудование.
УСПД типа RTU-325L обеспечивает сбор данных со счетчиков, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.
3-й уровень - ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- конфигурирование программного обеспечения УСПД;
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базах данных сервера ООО «Проктер энд Гэмбл-Новомосковск» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).
ИВК состоит из центр сбора и обработки данных ООО «Проктер энд Гэмбл-Новомосковск», а также устройства синхронизации времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12, зав. № 0056), аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ИВК используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.
Для работы с АИИС КУЭ предусматривается организация АРМ АИИС КУЭ.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
ИВК автоматически опрашивает УСПД уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по волоконно-оптической линии связи, а также с применением GSM-сетей сотовой связи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.
Контроль времени в счетчиках АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и УСПД на величину более ± 1 с.
Корректировка часов УСПД выполняется автоматически, от сервера ИВК в случае расхождения часов УСПД и ИВК на величину более ± 1 с.
В ИВК используется устройство синхронизации времени УСВ-3, принимающее сигналы ГНСС ГЛОНАСС/GPS и формирующее шкалу времени синхронизированной со шкалой времени UTC (SU). Корректировка часов серверов ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УСВ-3.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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
Таблица 1. Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ИВК
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Amrserver.exe | 3.33.0.0 | da3 edbbbf127fea410b4bbfefb42e5 a9 | MD5 |
| Amrc.exe | 3.33.2.0 | 12c661c6a94d08dd3b459beb67a83e01 |
| Amra.exe | 3.33.2.0 | d1be2765fc9e9684cb1d8ef2696defb7 |
| Cdbora2.dll | 3.32.0.0 | 407e72bfeaa9af40f90dbb424b3bb335 |
| encryptdll.dll | 2.0.0.0 | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
| alphamess.dll | - | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4 нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровня ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблицах 3 и 4.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня ИК
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| ПС № 426 110/10/10 кВ «СМС» |
| 1 | ОРУ 110 кВ, В - 2 | ТВ-110-IX Г осреестр № 46101-10 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 1433 Зав. № 1431 Зав. № 1432 | STE 1/145 - B65 Г осреестр № 40731-09 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 502077 Зав. № 502078 Зав. № 502079 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01270185 | RTU-325L Г осреестр № 37288-08 Зав. № 007927 | активная, реактивная |
| 2 | ОРУ 110 кВ, В - 1 | ТВ-110-IX Г осреестр № 46101-10 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 1436 Зав. № 1434 Зав. № 1435 | STE 1/145 - B65 Г осреестр № 40731-09 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 502080 Зав. № 502081 Зав. № 502082 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01270184 |
Продолжение таблицы 2
| § о. aj S о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 3 | ЗРУ 10 кВ, 3 сш - 10 кВ, яч. 49, ф. ЗАО «ГОТЭК-Центр» Ввод 2 | ARJP2/N2J Г осреестр № 50463-12 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 13088149 Зав. № 13088150 Зав. № 13088161 | ЗНОЛ-ЭК-10 Г осреестр № 40015-08 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 30505 Зав. № 30498 Зав. № 30515 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01268549 | RTU-325L Г осреестр № 37288-08 Зав. № 007927 | активная, реактивная |
| 4 | ЗРУ 10 кВ, 4 сш - 10 кВ, яч. 38, ф. ЗАО «ГОТЭК-Центр» Ввод 1 | ARJP2/N2J Г осреестр № 50463-12 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 13085758 Зав. № 13085763 Зав. № 13085766 | ЗНОЛ-ЭК-10 Г осреестр № 40015-08 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 30507 Зав. № 30513 Зав. № 30499 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01268550 |
| 5 | ЗРУ 10 кВ, 4 сш - 10 кВ, яч. 42, ф. БОС | ARJP2/N2J Г осреестр № 50463-12 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 13088144 Зав. № 13088142 Зав. № 13088616 | ЗНОЛ-ЭК-10 Г осреестр № 40015-08 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 30507 Зав. № 30513 Зав. № 30499 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01268551 |
| 6 | ЗРУ 10 кВ, 3 сш - 10 кВ, яч. 43, ф. ФКУ ИК - 6 | ARJP2/N2J Г осреестр № 50463-12 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 13088614 Зав. № 13085777 Зав. № 13088613 | ЗНОЛ-ЭК-10 Г осреестр № 40015-08 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 30505 Зав. № 30498 Зав. № 30515 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01268547 |
Окончание таблицы 2
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 7 | ЗРУ 10 кВ, 3 сш - 10 кВ, яч. 45, ф. ЖБИ | ARJP2/N2J Г осреестр № 50463-12 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 13085767 Зав. № 13085774 Зав. № 13085776 | ЗНОЛ-ЭК-10 Г осреестр № 40015-08 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 30505 Зав. № 30498 Зав. № 30515 | A1802RAL- P4GB-DW-4 Г осреестр № 31857-11 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01268548 | RTU-325L Г осреестр № 37288-08 Зав. № 007927 | активная, реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1, 2 | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 1,6 | 2,2 | 2,5 | 4,8 | 1,7 | 2,3 | 2,6 | 4,8 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 3. 4, 5, 6, 7 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,8 | 2,4 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,5 | 2,9 | 5,5 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), % |
| cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2 | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 5,0 | 3,9 | 2,3 | 5,1 | 4,1 | 2,6 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 3,2 | 2,5 | 1,5 | 3,4 | 2,9 | 2,0 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 2,3 | 1,9 | 1,2 | 2,7 | 2,3 | 1,7 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 2,3 | 1,9 | 1,2 | 2,7 | 2,3 | 1,7 |
| 3, 4, 5, 6. 7 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 5,6 | 4,4 | 2,5 | 5,8 | 4,6 | 2,8 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 3,0 | 2,4 | 1,5 | 3,3 | 2,8 | 1,9 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 2,3 | 1,9 | 1,2 | 2,7 | 2,3 | 1,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uh; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)1н; коэффициент мощности cosф ^тф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ от 15°С до 35°С; ТН от 15°С до 35°С; счетчиков: от 21°С до 25°С; УСПД от 15°С до 25°С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)1н1; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 30 °С до 35 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uii2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10 °С до 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 48 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- журнал УСПД:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 30 лет;
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;
- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Проктер энд Гэмбл-Новомосковск» типографическим способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование (обозначение) изделия | Количество (шт.) |
| Трансформаторы тока ТВ-110-IX | 6 |
| Трансформаторы тока AR модификации ARJP2/N2J | 15 |
| Трансформаторы напряжения измерительные STE 1/145 - B65 | 6 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-ЭК-10 | 6 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 | 7 |
| УСПД RTU-325L | 1 |
| Устройство синхронизации времени УСВ-3 | 1 |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Проктер энд Гэмбл-Новомосковск». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2014 года.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки», МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки», МИ 3195-2009. «ГСИ.
Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.,
- УСПД RTU-325L - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи
данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466453.005МП.», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.,
- УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 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 со счетчиками АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01,
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 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 электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ООО «Проктер энд Гэмбл-Новомосковск», свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00225/206-101-14 от 08.05.2014 г.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Проктер энд Гэмбл-Новомосковск».
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 автоматизи
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ООО «Проктер энд Гэмбл-Новомосковск», свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00225/206-101-14 от 08.05.2014 г.
