Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ФАНКОМ-ВС"
Номер в ГРСИ РФ: | 58220-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва |
58220-14: Описание типа СИ | Скачать | 104.9 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 58220-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ФАНКОМ-ВС" |
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 1286 п. 61 от 20.08.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 58220-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 3 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
58220-14: Описание типа СИ | Скачать | 104.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.
Описание
АИИС КУЭ «ФАНКОМ-ВС» представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ПСЧ-4ТМ.05М.12, класса точности 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, состоящий из центра сбора и обработки информации (ЦСОИ) на основе специализированного программного обеспечения «АльфаЦЕНТР», а также включающий в себя линии связи, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УССВ (зав. № 001363) и автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ)
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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии посредством линий связи RS - 485 и через GSM модемы поступает по запросу ИВК на сервер БД, где происходит обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая создана на основе устройства синхронизации системного времени, в состав которого входит приемник
Лист № 2
Всего листов 10 сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Каждую секунду передаются данные о точном времени от внутренних часов УССВ на сервер.
Коррекция показаний часов счетчиков с часами сервера происходит один раз в сутки при расхождении с часами счетчиков более чем на ±3 с. УССВ осуществляет коррекцию внутренних часов сервера БД независимо от наличия рассинхронизации не реже чем 1 раз в 60 минут.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии 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
Уровень ИВК содержит программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО) |
Наименование файла |
Номер версии ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) |
Amrserver.exe |
12.07.03 |
559f01748d4be825 c8cda4c32dc26c56 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков |
Атгс.ехе |
a75ff376847d22ae 4552d2ec28094f36 | ||
драйвер автоматического опроса счетчиков |
Amra.exe |
9cf3f689c94a65daa d982ea4622a3b96 | ||
драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
0630461101a0d2c1 f5005c116f6de042 |
MD5 | |
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c | ||
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - средний, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК
Номер ИК |
Наименование объекта учета, |
Состав 1-го уровня |
Ктт •Ктн •Ксч |
Наименование измеряемой величины |
Вид энергии |
Метрологически е характеристики | |||||
Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер |
Основная Погрешность ИК, ± % |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± % | |||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
1 |
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 10 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 1500/5 № 1261-59 |
А |
ТПОЛ-10 |
21079 |
18000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,6 4,1 |
В |
ТПОЛ-10 |
18419 | |||||||||
С |
ТПОЛ-10 |
21078 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49 |
А |
НОМ-6 |
4786 | |||||||
В |
- |
- | |||||||||
С |
НОМ-6 |
5538 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0611128863 | ||||||||
2 |
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 26 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 1500/5 № 1261-59 |
А |
ТПОЛ-10 |
15425 |
18000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,6 4,1 |
В |
ТПОЛ-10 |
15404 | |||||||||
С |
ТПОЛ-10 |
15428 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49 |
А |
НОМ-6 |
4869 | |||||||
В |
- |
- | |||||||||
С |
НОМ-6 |
2841 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0611128926 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
3 |
ТП - 24 «Водозабор», 6/0.4/кВ, ввод 0.4 кВ, Т - 1 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 41260-09 |
А |
ТТН-Ш |
1301-023241 |
09 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
6,2 5,1 |
В |
ТТН-Ш |
1301-023248 | |||||||||
С |
ТТН-Ш |
1301-021798 | |||||||||
ТН |
- |
А |
- |
- | |||||||
В | |||||||||||
С | |||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611129356 | ||||||||
4 |
ТП - 24 «Водозабор», 6/0.4/кВ, ввод 0.4 кВ, Т - 2 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 41260-09 |
А |
ТТН-Ш |
1301-023242 |
09 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
6,2 5,1 |
В |
ТТН-Ш |
1301-023251 | |||||||||
С |
ТТН-Ш |
1102-015781 | |||||||||
ТН |
- |
А |
- |
- | |||||||
В | |||||||||||
С | |||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611127101 | ||||||||
5 |
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 2 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 |
47145 |
2400 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,6 4,1 |
В |
- |
- | |||||||||
С |
ТПЛМ-10 |
47162 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49 |
А |
НОМ-6 |
4786 | |||||||
В |
- |
- | |||||||||
С |
НОМ-6 |
5538 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0611129003 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | |||
6 |
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ -6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 3 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 |
8369 |
1200 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,6 4,1 | |
В |
- |
- | ||||||||||
С |
ТПЛ-10 |
9946 | ||||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49 |
А |
НОМ-6 |
4786 | ||||||||
В |
- |
- | ||||||||||
С |
НОМ-6 |
5538 | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0611129432 | |||||||||
7 |
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 5 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 |
77073 |
1200 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,6 4,1 | |
В |
- |
- | ||||||||||
С |
ТПЛ-10 |
32359 | ||||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49 |
А |
НОМ-6 |
4786 | ||||||||
В |
- |
- | ||||||||||
С |
НОМ-6 |
5538 | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0611129534 | |||||||||
8 |
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 23 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 |
2529 |
1200 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,6 4,1 | |
В |
- |
- | ||||||||||
С |
ТПЛ-10 |
32661 | ||||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49 |
А |
НОМ-6 |
4869 | ||||||||
В |
- |
- | ||||||||||
С |
НОМ-6 |
2841 | ||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0611129502 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
9 |
ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 28 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 2363-68 |
А |
ТПЛМ-10 |
51364 |
2400 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,6 4,1 |
В |
- |
- | |||||||||
С |
ТПЛМ-10 |
52070 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49 |
А |
НОМ-6 |
4869 | |||||||
В |
- |
- | |||||||||
С |
НОМ-6 |
2841 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.12 |
0611129516 |
В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (япф=0,87), токе ТТ, равном 5 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 3,4 от минус 30 °С до 40 °С, для ИК № 1, 2, 5 - 9 от 5 °С до 35 °С
1. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 -1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус40 °С до 50 °С; счетчиков: (23±2) °С ;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
2. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) - 0,5 - 1,0(0,6 -0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 35 °С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosф=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 60°С;
- относительная влажность воздуха - (40-60) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
3. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 ч., время восстановления работоспособности 2 ч.;
- компоненты ИВК - коэффициент готовности - не менее 0,99, среднее время восстановления - не более 1 часа
- компоненты СОЕВ - УССВ - время наработки на отказ не менее 35000 ч., среднее время восстановления - не более 2 часов
Надежность системных решений:
- Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
- Стойкость к электромагнитным воздействиям;
- Ремонтопригодность;
- Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
- Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;
- Резервирование элементов системы;
- Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;
- Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
- журнал событий счетчика:
- попытки несанкционированного доступа;
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания.
- журнал событий ИВК:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывов электропитания;
- программных и аппаратных перезапусков;
- установка и корректировка времени;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и
соответствующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- привод разъединителя трансформаторов напряжения;
- клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;
- корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);
- клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;
- промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;
- испытательная коробка (специализированный клеммник);
- крышки клеммных отсеков счетчиков;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД ИВК.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний 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) «ФАНКОМ-ВС» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ «ФАНКОМ-ВС» представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ «ФАНКОМ-ВС»
Наименование |
Количество |
1 |
2 |
Трансформаторы тока проходные, одновитковые с литой изоляцией ТПОЛ-10 |
6 шт. |
Трансформаторы тока измерительные ТТН-Ш |
6 шт. |
Трансформаторы тока ТПЛМ-10 |
4 шт |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией ТПЛ-10 |
4 шт. |
Трансформаторы напряжения НОМ-6 |
4 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М |
9 шт. |
Устройство синхронизации системного времени УССВ |
1 шт. |
Формуляр 02.2014.ФАНКОМ ВС-АУ.ФО-ПС |
1 экземпляр. |
Технорабочий проект 02.2014. ФАНКОМ_ВС-АУ.ПЗ |
1 экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу МП 58220-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М.12 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии «ФАНКОМ-ВС». Технорабочий проект 02.2014.ФАНКОМ_ВС-АУ.ПЗ».
Лист № 10
Всего листов 10
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС»
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические
условия».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
5. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.