Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (МП "Водоканал г. Рязань")

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МП «Водоканал г. Рязань») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-2 (рег. № 41681-10), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

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.

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-коммуникаторов, далее информация передаётся по каналу связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) на входы ИВК «ИКМ-Пирамида», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.

Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника, входящего в состав УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC составляет не более ±10 мкс.

Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время с УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) не более ±3 с/сут.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи со счётчиками. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчиков и часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» на величину более ±1 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные

признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcCli-

ents.dll

CalcLeak-

age.dll

Cal-

cLosses.dl

l

Metrol-

ogy.dll

Parse-

Bin.dll

Par-

seIEC.dll

ParseMod

bus.dll

ParsePira

mida.dll

Synchro-

NSI.dll

VerifyTi-

me.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b

1b219065

d63da9491

14dae4

b1959ff70

be1eb17c8

3f7b0f6d4

a132f

d79874d1

0fc2b156a

0fdc27e1c

a480ac

52e28d7b

608799bb

3ccea41b

548d2c83

6f557f885

b7372613

28cd7780

5bd1ba7

48e73a92

83d1e664

94521f63

d00b0d9f

c391d642

71acf405

5bb2a4d3

fe1f8f48

ecf53293

5ca1a3fd

3215049a

f1fd979f

530d9b01

26f7cdc2

3ecd814c

4eb7ca09

1ea5429b

261fb0e2

884f5b35

6a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК*

Номер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

Вид

электро

энергии

Пределы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Борковская ОВС II подъем, РП-6 кВ, яч.5

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 5938

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 5320

Рег. № 20186-05

ПСЧ-4ТМ.05МК .12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1109161660

Актив

ная

1,3

3,3

ввод 1 с.ш. 6кВ

Зав. № 4753 Рег. № 1261-08

Рег. № 64450-16

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 395

Рег. № 45270-10

Реак

тивная

2,5

5,6

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 5319

ПСЧ-4ТМ.05МК .12

Актив-

2

Борковская ОВС II подъем, РП-6 кВ, яч.10

600/5 Зав. № 14159

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1109161716

ная

1,3

3,3

ввод 2 с. ш. 6кВ

Зав. № 14746

Реак-

2,5

5,6

Рег. № 20186-05

Рег. № 64450-16

тивная

Рег. № 1261-08

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

Павловская ОВС, РП-33 10кВ яч.4 ТМ-1 ввод 10кВ

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 30/5 Зав. № 56 Зав. № 57

Рег. № 22192-07

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 9853

Рег. № 20186-05

ПСЧ-4ТМ.05МК .12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1109161667

Рег. № 64450-16

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 395

Рег. № 45270-10

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

4

Павловская ОВС, РП-33 10кВ яч.10 ТМ-2 ввод 10кВ

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 30/5 Зав. № 482 Зав. № 483

Рег. № 22192-07

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 5236

Рег. № 20186-05

ПСЧ-4ТМ.05МК .12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1109161678

Рег. № 64450-16

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

5

КТП-5554 (КТП-2) 10/0,4кВ ТМ ввод 0,4кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 016365 Зав. № 016362 Зав. № 016327

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161404

Рег. № 64450-16

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

6

КТП-2400 (ТП-1) 10/0,4кВ ТМ ввод 0,4кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 015385 Зав. № 015409 Зав. № 015563

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161347

Рег. № 64450-16

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

КТП 2398 (ТП-3) 10/0,4кВ ТМ ввод 0,4кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 016011 Зав. № 015383 Зав. № 016012

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161432

Рег. № 64450-16

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 395

Рег. № 45270-10

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

8

КТП 2397 (ТП-4) 10/0,4кВ ТМ ввод 0,4кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 016013 Зав. № 015377 Зав. № 015403

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161319

Рег. № 64450-16

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

9

КТП 2396 (ТП-5) 10/0,4кВ ТМ ввод 0,4кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 190029 Зав. № 190030 Зав. № 190032

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161137

Рег. № 64450-16

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

10

КТП 2395 (ТП-6) 10/0,4кВ ТМ ввод 0,4кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 015169 Зав. № 015402 Зав. № 015172

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161283

Рег. № 64450-16

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 395

Рег. № 45270-10

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

11

КТП 2403 (ТП-7) 10/0,4кВ ТМ ввод 0,4кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 015572 Зав. № 015567 Зав. № 015389

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161395

Рег. № 64450-16

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

12

КТП 2402 (ТП-8) 10/0,4кВ ТМ ввод 0,4кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 015165 Зав. № 015174 Зав. № 015386

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161204

Рег. № 64450-16

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

13

КТП 2401 (ТП-9) 10/0,4кВ ТМ ввод 0,4кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 017829 Зав. № 017844 Зав. № 016944

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161197

Рег. № 64450-16

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 395

Рег. № 45270-10

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

14

КТП 2432 (ТП-10) 10/0,4кВ ТМ ввод 0,4кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 017851 Зав. № 016806 Зав. № 742866

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161271

Рег. № 64450-16

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

15

ТП-17, 6/0.4кВ, ТМ-1 ввод 0,4кВ (яч.4)

Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 016048 Зав. № 016045 Зав. № 016207

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161240

Рег. № 64450-16

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

16

ТП-17, 6/0.4кВ, ТМ-2 ввод 0,4кВ (яч.10)

Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 015166 Зав. № 112661 Зав. № 015173

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161360

Рег. № 64450-16

ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 395

Рег. № 45270-10

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

17

ТП-18, 6/0,4кВ ТМ ввод 0,4кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 015164 Зав. № 015565 Зав. № 016030

Рег. № 22656-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108161333

Рег. № 64450-16

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

*Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3    Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

-    параметры сети: напряжение (0,95-1,05)ин; ток (1,0-1,2)[н; cosф=0,9инд.; частота (50±0,2) Гц;

-    температура окружающей среды: (23±2) °С.

4    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,05-1,2)[н1; коэффициент мощности соБф (si^) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф фиф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

5    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % [ном cosф=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 40 °С.

6    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена УСВ-2 на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7    Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в=2 ч;

-    УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в=2 ч;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в=1 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 и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счетчика электрической энергии;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 90 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Наименование компонента

Тип компонента

Количество, шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

4

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

4

Трансформаторы тока

Т-0,66

39

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

17

У стройства синхронизации времени

УСВ-2

1

Комплексы информационно-вычислительные

ИКМ-Пирамида

1

Методика поверки

-

1

Паспорт-формуляр

66992322.384106.111.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 67107-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (МП «Водоканал г. Рязань»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 20 февраля 2017 г.

Документы на поверку измерительных компонентов:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

-    устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом ВЛСТ 230.00.000 И1 «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.

Основные средства поверки:

-    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 системы и 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 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе 66992322.384106.111.И3 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии

ООО «РГМЭК» (МП «Водоканал г. Рязань»). Руководство пользователя».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «РГМЭК» (МП «Водоканал г. Рязань»)

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.

Развернуть полное описание