Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Производственная компания "Завод транспортного электрооборудования"
Номер в ГРСИ РФ: | 56929-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Рашн Энерджи", г.Москва |
56929-14: Описание типа СИ | Скачать | 107.4 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Производственная компания «Завод транспортного электрооборудования» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 56929-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Производственная компания "Завод транспортного электрооборудования" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 377 п. 18 от 28.03.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "Рашн Энерджи", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | САИМ.411711.071.МП |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
56929-14: Описание типа СИ | Скачать | 107.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Производственная компания «Завод транспортного электрооборудования» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают 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 электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер БД АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчика по линиям связи поступает на входы сервера баз данных, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени на основе УСВ-3, синхронизирующих собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS/GLONASS -приемника, входящего в состав УСВ-3. Ход часов УСВ-2 не более ±0,1 с. УСВ-3 подключено к ИВК «ИКМ-
Пирамида». ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-3. Сличение часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождений часов счетчиков и ИВК «ИКМ-Пирамида» ± 1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Передача данных осуществляется по каналам связи со скоростью не менее 9600 бит/с, следовательно, время задержки составляет меньше 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД 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
В АИИС КУЭ ЗАО «Производственная компания «Завод транспортного электрооборудования» используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификацио нный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентиф икатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b737261 328cd77805bd1ba7 |
MD5 |
Окончание таблицы 1
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификаци онный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e66494 521f63d00b0d9f |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271acf4055b b2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f |
MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc23e cd814c4eb7ca09 |
MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e288 4f5b356a1d1e75 |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | |||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
Сервер | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
ГПП 110/10 кВ, ввод № 1, Т1, I СШ, яч. 17 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 228 Зав. № 5504 Зав. № 5555 |
ЗНОЛ.06-10 УЗ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 953 Зав. № 942 Зав. № 961 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811110374 |
Intel Corp. DPP3510J |
Активная Реактивная |
2 |
ГПП 110/10 кВ, ввод № 2, Т1, II СШ, яч. 16 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 6016 Зав. № 7259 Зав. № 5552 |
ЗНОЛ.06-10 УЗ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 2341 Зав. № 2441 Зав. № 1008 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811111858 |
Intel Corp. DPP3510J |
Активная Реактивная |
3 |
ГПП 110/10 кВ, ввод № 1, Т2, III СШ, яч. 49 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 2315 Зав. № 6868 Зав. № 2607 |
ЗНОЛ.06-10 УЗ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 2143 Зав. № 1563 Зав. № 729 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811110819 |
Intel Corp. DPP3510J |
Активная Реактивная |
Окончание таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
4 |
ГПП 110/10 кВ, ввод № 2, Т2, IV СШ, яч. 54 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 7461 Зав. № 2627 Зав. № 2529 |
ЗНОЛ.06-10 УЗ Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 2188 Зав. № 3183 Зав. № 633 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811111830 |
Intel Corp. DPP3510J |
Активная Реактивная |
5 |
ГПП 110/6 кВ, I СШ, яч. 21 |
ТТИ-А 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № B11362 Зав. № B11345 Зав. № B10633 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802125009 |
Intel Corp. DPP3510J |
Активная Реактивная |
6 |
ГПП 110/6 кВ, III СШ, яч. 53 |
ТТИ-А 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № B10628 Зав. № B11346 Зав. № B11368 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0801120491 |
Intel Corp. DPP3510J |
Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительных каналов (активная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (+ 8), % |
Погрешность в рабочих условиях, ( + 8 ), % | ||||||
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
1,2 |
1,4 |
2,3 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,3 |
1,6 |
3,0 |
1,5 |
1,7 |
3,0 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
2,3 |
2,9 |
5,5 |
2,4 |
3,0 |
5,5 | |
0,01(0,02)1н1<11<0,21н1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- | |
5 - 6 (ТТ 0,5; ТН -; Сч 0,2S) |
Ihi<Ii<1,2Ihi |
0,8 |
1,0 |
1,8 |
1,1 |
1,2 |
2,0 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,2 |
1,4 |
2,7 |
1,3 |
1,6 |
2,8 | |
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi |
2,2 |
2,8 |
5,3 |
2,3 |
2,9 |
5,4 | |
0,01(0,02)Ihi<Ii<0,2Ihi |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
Таблица 4 - Метрологические характеристики измерительных каналов (реактивная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (+ 8), % |
Погрешность в рабочих условиях, ( + 8 ), % | ||||||
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,6 |
1,9 |
1,2 |
3,0 |
2,4 |
1,8 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
3,5 |
2,5 |
1,5 |
3,8 |
2,8 |
1,8 | |
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi |
6,5 |
4,5 |
2,6 |
6,6 |
4,7 |
1,8 | |
0,01(0,02)Ihi<Ii<0,2Ihi |
- |
- |
- |
- |
- |
- | |
5 - 6 (ТТ 0,5; ТН -; Сч 0,5) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,2 |
1,6 |
1,1 |
2,7 |
2,1 |
1,7 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
3,2 |
2,2 |
1,4 |
3,5 |
2,7 |
1,7 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
6,3 |
4,3 |
2,5 |
6,5 |
4,6 |
1,7 | |
0,01(0,02)Ihi<Ii<0,2Ihi |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
- диапазон напряжения (0,9 - 1,1) ином;
- диапазон силы тока (0,01 - 1,2) 1ном,
- частота (50+0,2) Гц;
- коэффициент мощности cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 45 °C до плюс 40 °C;
- счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °C;
- сервера БД от плюс 10 °C до плюс 30 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети:
- диапазон первичного напряжения (0,9 ^ 1,1) Uh1;
- диапазон силы первичного тока - (0,01 ^ 1,2) 1н1;
- коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 + 1,0 (0,87 + 0,5);
- частота - (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °C до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети:
- диапазон вторичного напряжения (0,9 ^ 1,1) ин2;
- диапазон силы вторичного тока (0,01 ^ 1,2) 1н2;
- коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 + 1,0 (0,87 + 0,5);
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 15 °C до плюс 35 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,9; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 °C до плюс 35 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ЗАО «Производственная компания «Завод транспортного электрооборудования» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,25 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 БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за 3,5 года (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Производственная компания «Завод транспортного электрооборудования».
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Госреестра |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
ТПШЛ-10 |
1423-60 |
12 |
ТТИ-А |
28139-12 |
6 | |
Трансформатор напряжения заземляемый |
ЗНОЛ-06-10 УЗ |
3344-72 |
12 |
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
4 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
36697-12 |
2 | |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Формуляр |
_ |
_ |
1 |
Руководство по эксплуатации |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу САИМ.411711.071.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ЗАО «Производственная компания «Завод транспортного электрооборудования». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в августе 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 с счетчиками системы 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 количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «Производственная компания «Завод транспортного электрооборудования », аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
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.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.