57985-14: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Приволжскнефтепровод" по ЛПДС "Караичево" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Приволжскнефтепровод" по ЛПДС "Караичево"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 57985-14
Производитель / заявитель: ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир
Скачать
57985-14: Описание типа СИ Скачать 106.9 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Приволжскнефтепровод" по ЛПДС "Караичево" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС «Караичево» (далее по тексту - 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 57985-14
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Приволжскнефтепровод" по ЛПДС "Караичево"
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 1115 п. 16 от 23.07.2014
Производитель / Заявитель

ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 57985-14
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

57985-14: Описание типа СИ Скачать 106.9 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС «Караичево» (далее по тексту - 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, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии, по ГОСТ 26035-83 и 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2.

3-й уровень - информационно -вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верх-

ний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности 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.

Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО "АК "Транснефть" (номер в Госреест-ре №54083-13).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Госре-естр СИ №39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.

Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВКЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от величины расхождения часов УСПД и времени приемника. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с. Погрешность часов компонентов АИ-ИС КУЭ не превышает ± 5 с.

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

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии 7.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Таблица 1

- Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПК «Энергосфера» 7.0

Библиотека pso_metr.dll

1.1.1.1

CBEB6F6CA69318BE

D976E08A2BB7814B

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.

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

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

УСПД

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ЛПДС «Караичево», ЗРУ-6 кВ, яч. №2 «Ввод №1»

ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 3070 Зав. № 3137 Зав. № 3117

ЗНОЛ.06

Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3

Зав. № 17092

Зав. № 16983

Зав. № 16284

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 102060226

СИКОН С70 Зав. № 07065

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

2

ЛПДС «Караичево», ЗРУ-6 кВ, яч. №17 «Ввод №2»

ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 3104 Зав. № 3103 Зав. № 3116

ЗНОЛ.06

Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3

Зав. № 16993

Зав. № 17817

Зав. № 17807

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 112058029

активная

реактивная

3

ЛПДС «Караичево», ВЛ-6 кВ СКЗ «Север», ПКУ 6 кВ

ТЛ0-10 Кл. т. 0,5S 15/5 Зав. № 40779 Зав. № 40777 Зав. № 40778

ЗНОЛП-ЭК-10

Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3

Зав. № 40786

Зав. № 40782

Зав. № 40781

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810137042

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

4

ЛПДС «Караичево», ВЛ-6 кВ СКЗ «Юг», ПКУ 6 кВ

ТЛ0-10

Кл. т. 0,5S 15/5 Зав. № 40775 Зав. № 40780 Зав. № 40776

ЗНОЛП-ЭК-10

Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3

Зав. № 40785

Зав. № 40784

Зав. № 40783

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810137524

СИКОН С70 Зав. № 07065

HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8

активная

реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (± г), %

Погрешность в рабочих условиях, (± г), %

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, 2

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 0,2S)

Ih1<I1<1,2Ih1

1,0

1,2

2,2

1,2

1,4

2,3

0,2Ih1<I1<Ih1

1,0

1,2

2,2

1,2

1,4

2,3

0,05Ih1<I1<0,2Ih1

1,3

1,6

2,9

1,4

1,7

3,0

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

2,3

2,9

5,4

2,4

2,9

5,5

3, 4

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

Ih1<I1<1,2Ih1

1,0

1,2

2,2

1,3

1,5

2,4

0,2Ih1<I1<Ih1

1,0

1,2

2,2

1,3

1,5

2,4

0,05Ih1<I1<0,2Ih1

1,3

1,6

2,9

1,6

1,8

3,1

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

2,3

2,9

5,4

2,5

3,0

5,5

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (± г), %

Погрешность в рабочих условиях, (± г), %

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, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ 26035-83))

Ih1<I1<1,2Ih1

2,6

1,8

1,2

2,7

2,0

1,4

0,2Ih1<I1<Ih1

2,6

1,8

1,2

2,7

2,0

1,4

0,05Ihi<Ii<0,2Ihi

3,5

2,5

1,5

3,8

2,7

1,8

0,02Ihi<Ii<0,05Ihi

6,6

4,5

2,7

6,9

4,9

3,0

3, 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ Р 52425-2005))

Ih1<I1<1,2Ih1

2,6

1,8

1,2

3,4

2,9

2,5

0,2Ih1<I1<Ih1

2,6

1,8

1,2

3,4

2,9

2,5

0,05Ihi<Ii<0,2Ihi

3,5

2,4

1,5

4,1

3,2

2,6

0,02Ih1<I1<0,05Ih1

6,4

4,4

2,7

6,8

4,9

3,4

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 (0,98 - 1,02) Uhom;

диапазон силы тока (1 - 1,2) Ihom,

частота (50+0,15) Гц;

коэффициент мощности cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды:

ТТ и ТН от минус 40 °C до плюс 50 °C;

счетчиков от плюс 5 °C до плюс 35 °C;

У СПД от плюс 10 °C до плюс 30 °C;

ИВК 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 - (0,02 - 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 40 до плюс 60 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети:

диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2;

диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2;

коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

частота - (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии от минус 40 °C до плюс 60 °C;

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

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °C для ИИК 1 и ИИК 2; от минус 12 °С до плюс 35 °C для ИИК 3 и ИИК 4.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Приволжскнефтепро-вод» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03- среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-12) - среднее время наработ

ки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8- среднее время наработки на отказ не менее Той=261163, Тоеп8=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка 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 УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 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 - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС «Караичево» типографским способом.

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

ТЛП-10

30709-05

6

Трансформатор тока

ТЛО-10

25433-11

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

3344-04

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

47583-11

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

2

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

28822-05

1

Устройство   синхронизации

времени

УСВ-2

41681-10

1

Сервер точного времени

ССВ-1Г

39485-08

2

Сервер с   программным

обеспечением

ПК "Энергосфера"

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 57985-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС «Караичево». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 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»;

- счетчика СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ Методика поверки», согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004г.

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 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 ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС «Караичево» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Приволжскнефтепровод» по ЛПДС «Караичево»)», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.;

Нормативные документы

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

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

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

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ЗАО ССК «Чебоксарский», ОАО «Завод Чувашкабель») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реак...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Томскнефтехим» третья очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Янтарьэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и переда...
Канал оптоэлектронный измерительный напряженности импульсного магнитного поля (далее по тексту - канал ИМП) предназначен для измерений амплитудно-временных параметров импульсов напряженности магнитного поля наносекундного и субнаносекундного диапазон...