Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени; сбора, обработки, хранения и передачи информации; формирования отчетных документов.
Описание
Конструктивно АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений активной и реактивной электрической энергии.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1) первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений, выполняющие функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и включающие в себя:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5;
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5;
- счетчики электрической энергии трехфазные статические «МЕРКУРИЙ 230» (счетчики) класса точности 0,5S при измерении активной энергии и 1,0 - реактивной энергии;
- вторичные электрические цепи;
2) второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя технические средства приёма-передачи, сервер и автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора с установленным программным комплексом «Энергосфера».
ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИ-ИС КУЭ. Структурная схема АИИС КУЭ приведена на рисунке 1.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- вычисление нарастающим итогом активной и реактивной электрической энергии за учетный период;
- периодический или по запросу автоматический сбор от отдельных точек учета привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета;
- хранение результатов измерений, данных о состоянии средств измерений АИИС КУЭ в специализированной базе данных в течение 3,5 лет;
- формирование и передача в автоматическом режиме отчетных документов, в том числе файлов в XML-формате, в ОАО «Сибурэнергоменеджмент», ООО «Томскнефтехим»;
- защита на программном уровне при передаче результатов измерений с использованием электронной цифровой подписи;
- защита оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ.
Помещение корпуса №270 |
GSM молем Г«1£
R5-232
’ - существующее оборудование
ЛВС предприятия '
Сервер
Правая часть ИБП АРС Symmefra^ РХ
NPort 5230
Cisco С3560*
Плная части ИБП АРС ЯутгпяРлЯ; РХ
Серверная Помещение корпуса №270
Оа<ов»«ая пиния связи для ОАО кСмбурэнергоменеджмемт» и ООО «Томскнефтехим» Макет 80020 через Internet
блок ГВПС1ИИЛ
-S1 е
ООО «ниост»
Счетчики ЭЭ Меркурий 230
ART2-O3PQRSIDN ’
РП-2
ТП-109
6ло« гмтани»
NPnrt 573П &
Реп • RS-485
9 GPS MtxXiia
' ■ ' л
DES-I005D'
? i
РП-1
ПГГХ ПИП» НЯ
Шкаф связи
Счетчики ЭЭ Меркурий 230
ART2-03PQRSIDN *
-0
Резервное питание счетчиков РП-1. РП-2
РУ-10 кВ
Шкаф связи'
ГПП-2
Счетчик ЭЭ Меркурий 730 ART-00 PQRSIGON.
Счвтчик ЭЭ Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN
Резервное питание счетчиков ГПП-2
Резервная линия связи для ОАО «Сибурз»«еркомемсд»кмент» и ООО <> Т омскнефтехим •
Рисунок 1 - Структурная схема АИИС КУЭ
Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения контролируемого присоединения АИИС КУЭ с использованием измерительных трансформаторов тока и напряжения, масштабном преобразовании в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счётчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и математическая обработка с вычислением тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии.
Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, служебная информация в виде цифрового кода передаются в базу данных сервера. Связь между счетчиками и сервером осуществляется по интерфейсу RS-485, телефонным линиям и каналу сотовой связи. Сервер осуществляет автоматизированный сбор, отображение и хранение результатов измерений электрической энергии; вычисление нарастающим итогом электрической энергии за учетный период по отдельным точкам учета; формирование и передачу отчетных документов.
Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных (БД) на сервере (отображение и вывод на печать результатов измерений электрической энергии), осуществляется с АРМ оператора с использованием программы «АРМ Энергосфера», входящей в состав программного комплекса (ПК) «Энергосфера». Для связи сервера и АРМ оператора используется канал связи Ethernet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в свой состав устройство синхронизации времени на основе GPS-синхронизатора времени для персонального компьютера СТ-1, счетчики и ИВК. СОЕВ выполняет измерение времени и обеспечивает синхронизацию времени компонентов ИК АИИС КУЭ - счетчиков, сервера и АРМ оператора. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии.
Устройство синхронизации времени с помощью GPS-синхронизатора один раз в час осуществляет привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) и формирует собственную шкалу времени. Сервер один раз в 10 мин осуществляет синхронизацию внутренних часов счетчика. Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения с временем сервера более 2 с. Сервер один раз в час осуществляет корректировку времени АРМ оператора. Журналы событий счетчика отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Пломбирование компонентов АИИС КУЭ от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с технической документацией (рисунок 2).
Рисунок 2 - Места установки пломб на технические средства АИИС КУЭ
Программное обеспечение
На сервере и АРМ оператора установлено системное и прикладное программное обеспечение (ПО). Прикладное ПО - программный комплекс «Энергосфера», который входит в состав комплекса программно-технического измерительного ЭКОМ, зарегистрированного в Государственном реестре средств измерений утвержденных типов под номером 19542-05.
Структура и выполняемые функции программ, входящих в состав ПК «Энергосфера», приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программы | Функции, выполняемые программой ПК «Энергосфера» |
| Программы метрологически значимой части ПК «Энергосфера» |
| 1 Сервер опроса | Автоматизированный сбор данных |
| 2 Редактор расчетных схем | Настройка структуры точек учета, настройка и отображение свойств измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков |
| 3 АРМ Энергосфера | Отображение результатов измерений, отчетов, журналов событий, окна мнемосхемы, формирование отчетных документов |
| Программы метрологически незначимой части ПК «Энергосфера» |
| 4 Консоль администратора | Конфигурирование и настройка параметров счетчиков и сервера, синхронизации времени счетчиков, формирование и отображение журнала событий сервера, резервирование и восстановление данных |
| 5 Центр экспор-та/импорта | Формирование и передача в автоматическом режиме в центры сбора файлов в XML-формате. Прием сообщений о статусе переданных данных |
| 6 Менеджер лицензий | Предоставление информации и проверка разрешений (лицензии) на использование программ ПК «Энергосфера» |
Разделение ПК «Энергосфера» на метрологически значимую и незначимую части выполнено на «высоком» уровне по классификации МИ 3286-2010. Программы, входящие в состав ПК «Энергосфера», не оказывают влияния на метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ.
Идентификация выполняется по команде оператора. Идентификационные данные программ метрологически значимой части ПК «Энергосфера», установленных на сервере, приведены в таблице 2. Проверка номера версии осуществляется через интерфейс пользователя с использованием программы «Менеджер программ» или окна «О программе». Вычисление значений хэш-кода по алгоритму MD5 выполняется для программ метрологически значимой части ПК «Энергосфера».
Таблица 2
| Наименование программы | Идентификационное наименование программы | Номер версии программы | Цифровой идентификатор программы (хэш-код исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программы |
| Сервер опроса | Сервер опроса (файл: PSO.exe) | 6.4 | DB638EAEF9752E316BFB056623EAB98B | MD5 |
| Редактор расчетных схем | Редактор расчетных схем (файл: AdmTool.exe) | 6.4 | 3D3E363115C995C7E10871DCB1070B36 | MD5 |
| АРМ Энергосфера | АРМ Энергосфера (файл: Con-trolAge.exe) | 6.4 | D7F414D83FE5EB0493D8EFE9C92CE99A | MD5 |
Для защиты программ ПК «Энергосфера» и данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Уровень защиты программ ПК «Энергосфера» и данных соответствует «С» по классификации МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Перечень и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 3.
Таблица 3
| № ИК | Наименование присоединения | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | ИВК | Вид электрической энергии |
| 1 | РП-10 кВ, яч. 10 | ТПЛ-10 КТ 0,5; 300/5 Г.р. № 1276-59 Ф.А: зав. № 3093 Ф.С: зав. № 2264 | НОМ-10-66 КТ 0,5; 10000/100 Г.р. № 4947-98 Ф.А: зав. № ОР Ф.С: зав. № ТССТ | Меркурий 230 ART-00 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 0704328 | 1 АРМ оператора, сервер HP ProLiant DL120G6 GPS-синхронизатор времени с антенной Cinterion MC35i 1 | Активная и реактивная (прием) |
| 2 | РП-10 кВ, яч. 70 | ТПЛ-10 КТ 0,5; 300/5 Г.р. № 1276-59 Ф.А: зав. № 210010 Ф.С: | зав. № 70177 | НОМ-10-66 КТ 0,5; 10000/100 Г.р. № 4947-98 Ф.А: зав. № РТРУ Ф.С: зав. № РПБУ | Меркурий 230 ART-00 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 07063130 | Активная и реактивная (прием) |
| 3 | РП-1, яч. 3 | ТТИ-30 КТ 0,5; 200/5 Г.р. № 28139-07 Ф.А: зав. № P41758 Ф.В: зав. № Т43518 Ф.С: зав. № Т44122 | — | Меркурий 230 ART2-03 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 01732136 | Активная и реактивная (отдача) |
| 4 | РП-1, яч. 4 | ТТИ-30 КТ 0,5; 250/5 Г.р. № 28139-07 Ф.А: зав. № Т46129 Ф.В: зав. № Т46139 Ф.С: зав. № T46141 | — | Меркурий 230 ART2-03 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 01732179 | Активная и реактивная (отдача) |
| 5 | РП-1, яч. 5 | ТТИ-30 КТ 0,5; 250/5 Г.р. № 28139-07 Ф.А: зав. № L2779 Ф.В: зав. № L2786 Ф.С: зав. № L2793 | — | Меркурий 230 ART2-03 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 01815632 | Активная и реактивная (отдача) |
| 6 | РП-2, яч. 3 | ТТИ-30 КТ 0,5; 200/5 Г.р. № 28139-07 Ф.А: зав. № S25403 Ф.В: зав. № S25401 Ф.С: зав. № S25396 | — | Меркурий 230 ART2-03 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 01815614 | Активная и реактивная (отдача) |
| 7 | РП-2, яч. 4 | ТТИ-30 КТ 0,5; 250/5 Г.р. № 28139-07 Ф.А: зав. № F50517 Ф.В: зав. № F50525 Ф.С: зав. № F50684 | — | Меркурий 230 ART2-03 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 01815690 | Активная и реактивная (отдача) |
| 8 | РП-2, яч. 5 | ТТИ-30 КТ 0,5; 250/5 Г.р. № 28139-07 Ф.А: зав. № L2777 Ф.В: зав. № K18373 Ф.С: зав. № T46140 | — | Меркурий 230 ART2-03 КТ 0,5S/1,0 Г.р. № 23345-07 зав. № 01815574 | Активная и реактивная (отдача) |
Примечание - В таблице приняты следующие сокращения и обозначения: КТ - класс точности; Г.р. - Государственный реестр средств измерений утвержденных типов; зав. - заводской; КТ 0,5S/1,0 - класс точности счетчика электрической энергии:
0,5S - для измерений активной электрической энергии, 1,0 - для измерений реактивной электрической энергии
Границы относительной погрешности измерительных каналов АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95, приведены в таблице 4. Пределы абсолютной погрешности измерений времени в АИИС КУЭ ± 5 с.
Таблица 4
| Номер ИК | Коэф. мощ. COSф | Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии |
| для диапазона 15 < I < 120 | для диапазона 120 < I < 1100 | для диапазона 1100 < I < 1120 |
| 5о, % | бру, % | бо, % | бру, % | бо, % | бру, % |
| 1-2 (КТ ТТ 05; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S) | 1,0 | ± 1,9 | ± 2,5 | ± 1,2 | ± 2,1 | ± 1,0 | ± 2,3 |
| 0,8 | ± 3,0 | ± 4,2 | ± 1,7 | ± 3,3 | ± 1,4 | ± 3,1 |
| 0,5 | ± 5,5 | ± 6,2 | ± 3,0 | ± 4,1 | ± 2,3 | ± 3,6 |
| 3-8 (КТ ТТ 0,5; КТ счетчика 0,5S) | 1,0 | ± 1,8 | ± 2,5 | ± 1,0 | ± 2,0 | ± 0,8 | ± 2,2 |
| 0,8 | ± 3,0 | ± 4,1 | ± 1,5 | ± 3,2 | ± 1,2 | ± 3,0 |
| 0,5 | ± 5,4 | ± 6,1 | ± 2,7 | ± 3,9 | ± 1,8 | ± 3,4 |
| Номер ИК | simp | Г раницы относительной погрешности ИК АИИ( при измерении реактивной электрической эне | : куэ ргии |
| 1-2 (КТ ТТ 05; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0) | 0,87 | ± 3,0 | ± 4,4 | ± 1,8 | ± 3,7 | ± 1,6 | ± 3,6 |
| 0,6 | ± 4,6 | ± 6,0 | ± 2,6 | ± 4,7 | ± 2,1 | ± 4,4 |
| 3-8 (КТ ТТ 0,5; КТ счетчика 1,0) | 0,87 | ± 2,9 | ± 4,4 | ± 1,6 | ± 3,7 | ± 1,4 | ± 3,6 |
| 0,6 | ± 4,5 | ± 6,0 | ± 2,4 | ± 4,6 | ± 1,8 | ± 4,3 |
Примечание - В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: So - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии; бру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях применения при измерении активной и реактивной электрической энергии; 15, 120, 1100, И 1120 - значения первичного тока, соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от номинального 1ном; КТ - класс точности; коэф. мощ. - коэффициент мощности
Примечания
1 Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98-1,02)^ином, ток (1-1,2)-!ном; cosф=0,9 инд.;
- температура окружающей среды (15-25) °С.
2 Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9-1,1)-ином; ток (0,05-1,20)-!ном; частота (49,550,5) Гц; коэффициент мощности 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.;
- индукция внешнего магнитного поля в местах установки счётчиков не более 0,5 мТл;
- допускаемая температура окружающей среды: трансформаторы тока - от минус 45 до 50 °С; трансформаторы напряжения - от минус 45 до 40 °С; счетчики электрической энергии - от минус 40 до 55 °С; сервер - от 10 до 40 °С.
3 Границы относительной погрешности измерительных каналов АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены для температуры окружающего воздуха от минус 30 до 35 °С.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-55, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-89, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электрической энергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на однотипные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в таблице 3. Замена оформляется актом в установленном в ООО «НИОСТ» порядке. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
— трансформаторы тока: среднее время наработки на отказ 30000 ч, средний срок службы 25 лет;
— трансформаторы напряжения: среднее время наработки на отказ 440000 ч, средний срок службы 25 лет;
— счетчики электрической энергии трехфазные статические «МЕРКУРИЙ 230»: среднее время наработки на отказ 150000 ч, средний срок службы 30 лет;
— сервер: коэффициент готовности 0,99, среднее время восстановления работоспособности - 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов передачи данных;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений передаётся по электронной почте.
Регистрация в журналах счетчиков электрической энергии событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках электрической энергии.
Защищенность применяемых компонентов АИИС КУЭ:
1) наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии:
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- сервера;
2) наличие защиты на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче - использование цифровой подписи);
- установка паролей на счетчики электрической энергии;
- установка паролей на сервере и компьютере АРМ оператора.
Глубина хранения информации:
- счетчики электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки - не менее 35 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят технические и программные средства, а
также документация, приведенные в таблицах 5-7 соответственно.
Таблица 5 - Технические средства АИИС КУЭ
| Наименование компонентов АИИС КУЭ | Обозначение (тип) | Количество, шт. |
| ИИК |
| 1 Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ | 18 |
| 2 Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 4 |
| 3 Трансформаторы напряжения | НОМ-10-66 | 4 |
Таблица 5 - Технические средства АИИС КУЭ
| Наименование компонентов АИИС КУЭ | Обозначение (тип) | Количество, шт. |
| 4 Счетчики электрической энергии трехфазные статические | «МЕРКУРИЙ 230» | 8 |
| 5 Блок резервного питания | БП15Б-Д2-9 (БП15) | 2 |
| ИВ | К |
| 1 Сервер | HP Proliant DL120 Gb | 1 |
| 2 Преобразователь | NPort 5230 | 2 |
| 3 GSM модем | Cinterion MC35i | 1 |
| 4 Блок резервного питания | DR 45-24 | 2 |
| 5 GPS-синхронизатор времени | СТ-1 | 1 |
| 6 Автоматизированное рабочее место оператора | Техническая документация | 1 |
Таблица 6 - Программные средства АИИС КУЭ
| Наименование компонентов АИИС КУЭ | Обозначение (тип) | Количество, шт. |
| 1 Операционная система сервера | Microsoft Windows Server 2008 | 1 |
| 2 Система управления базой данных сервера | Microsoft SQL сервер 2008 | 1 |
| 3 Операционная система АРМ оператора | Microsoft Windows XP Professional | 1 |
| 4 Программное обеспечение счетчиков | «Конфигуратор счетчиков трехфазных «Меркурий» | 1 |
| 5 Программный комплекс «Энергосфера» | Программа «Сервер опроса» | 1 |
| Программа «Консоль администратора» | 1 |
| Программа «Редактор расчетных схем» | 2 |
| Программа «АРМ Энергосфера» | 1 |
| Программа «Центр Экспорта/Импорта» | 1 |
| Программа «Менеджер лицензий» | 1 |
Таблица 7 - Документация
| Наименование | Количество, шт. |
| 1 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ». Методика поверки | 1 |
| 2 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ». Паспорт | 1 |
| Примечание - В комплект поставки документации также входит проект СКА.2010.104, разработанный ООО «ПК «СпецКИПавтоматика» в 2010 г., и техническая документация на компоненты АИИС КУЭ |
Поверка
осуществляется по документу МП 47896-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ». Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Томский ЦСМ» 18.07.2011 г.
Перечень основных средств поверки:
1) радиочасы МИР РЧ-02: пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного сигнала 1 Гц по шкале координированного времени UTC не более ± 1 мкс;
2) средства поверки компонентов АИИС КУЭ - в соответствии с нормативными и техническими документами, регламентирующими проведение их поверки:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики электрической энергии трехфазные статические «МЕРКУРИЙ 230» - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации и согласованной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.05.2007 г.;
3) средство измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой трансформатора напряжения и счетчиком - мультиметр «Ресурс-ПЭ»: пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения ± 2,0 % в диапазоне от 15 до 150 мВ, в диапазоне от 15 до 300 В ± 0,2 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока ± 1,0 % в диапазоне от 0,05 до 0,25 А, ± 0,3 % в диапазоне от 0,25 до 7,5 А; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Рекомендация. ГСИ. Методика измерений электрической энергии системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «НИОСТ» (Свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00241-2008/34-79-2011, выданное ФГУ «Томский ЦСМ» 18.05.2011 г.).
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
