Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть - Приволга" по объекту БКНС "Ерзовка"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 64003-16
Производитель / заявитель: ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту БКНС «Ерзовка» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Скачать

64003-16: Описание типа СИ Скачать 116.3 КБ
64003-16: Методика поверки Скачать 963.9 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 64003-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть - Приволга" по объекту БКНС "Ерзовка"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 13/05
Производитель / Заявитель

ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту БКНС «Ерзовка» (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 измерения.

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 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС 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 верхний 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.

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 (Госреестр 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, но не чаще одного раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС 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 не ниже 7.1, 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

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

7.1

Цифровой идентификатор ПО

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

о,

е

S

о

К

Состав измерительного канала

Наименование объекта

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Сервер

Вид электроэнергии

1

2

3

4

5

6

7

8

1

БКНС «Ерзовка», ЗРУ-10кВ Ввод-1, яч.1

4MA72 Кл. т. 0,2S 1500/5

4MR12PFK Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

2

БКНС «Ерзовка», ЗРУ-10кВ Ввод-2, яч.18

4MA72 Кл. т. 0,2S 1500/5

4MR12PFK Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

3

БКНС «Ерзовка», ЗРУ-10кВ Ввод-3, яч.25

4MA72 Кл. т. 0,2S 1500/5

4MR12PFK Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

4

БКНС «Ерзовка», ЗРУ-10кВ Ввод-4, яч.39

4MA72 Кл. т. 0,2S 1500/5

4MR12PFK Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

активная

реактивная

5

ЗРУ-10кВ БКНС «Ерзовка», 1с.ш. - 10кВ, яч. 7, С/Х Ф-7

4MA72 Кл. т. 0,5S 200/5

4MR12PFK Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

6

ЗРУ-10кВ БКНС «Ерзовка», I с.ш. - 10кВ, яч. 2, С/Х Ф-8

4MA72 Кл. т. 0,5S 200/5

4MR12PFK Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

7

ЗРУ-10кВ БКНС «Ерзовка», I с.ш. - 10кВ, яч.3, Тр-р 100кВА №1

4MA72 Кл. т. 0,5S 200/5

4MR12PFK Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

8

ЗРУ-10кВ БКНС «Ер-зовка», II с.ш. - 10кВ, яч.16, С/Х Ф-23

4MA72 Кл. т. 0,5S 200/5

4MR12PFK Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

9

ЗРУ-10кВ БКНС «Ер-зовка», II с.ш. - 10кВ, яч.17, Тр-р 100кВА №2

4MA72 Кл. т. 0,5S 200/5

4MR12PFK Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

10

ЗРУ-10кВ БКНС «Ер-зовка», III с.ш. - 10кВ, яч.26, С/Х Ф-36

4MA72 Кл. т. 0,5S 200/5

4MR12PFK Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

11

БКНС «Ерзовка», ЗРУ-10кВ, Щит СН-0,4кВ АВР ТСН-1 и ТСН-2

Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (±5), %

Погрешность в рабочих условиях, (±5), %

cos j = 0,9

cos j = 0,8

cos j = 0,5

cos j = 0,9

cos j = 0,8

cos j = 0,5

1-4

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

0,8

0,9

1,5

1,0

1,1

1,6

0,21н1<11<1н1

0,8

0,9

1,5

1,0

1,1

1,6

0,051н1<11<0,21н1

0,9

1,0

1,6

1,1

1,2

1,7

0,021н1<11<0,051н1

1,3

1,5

2,3

1,4

1,6

2,4

5-10

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

1,0

1,3

2,2

1,2

1,4

2,3

0,21н1<11<1н1

1,0

1,3

2,2

1,2

1,4

2,3

0,051н1<11<0,21н1

1,3

1,6

2,9

1,4

1,7

3,0

0,021н1<11<0,051н1

2,3

2,9

5,4

2,4

2,9

5,5

11

(ТТ 0,5; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

0,8

1,0

1,8

1,0

1,2

1,9

0,21н1<11<1н1

1,1

1,4

2,6

1,3

1,5

2,7

0,051н1<Т1<0,21н1

2,2

2,7

5,3

2,3

2,8

5,3

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (±5), %

Погрешность в рабочих условиях, (±5), %

cos j = 0,9

cos j = 0,8

cos j = 0,5

cos j = 0,9

cos j = 0,8

cos j = 0,5

1-4

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5)

1,8

1,3

1,0

2,2

1,8

1,6

0,21н1<11<1н1

1,8

1,3

1,0

2,2

1,8

1,6

0,051н1<11<0,21н1

1,9

1,5

1,1

2,3

1,9

1,7

0,021н1<11<0,051н1

2,8

2,2

1,7

3,1

2,5

2,0

5-10

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5)

1н1<11<1,21н1

2,6

1,9

1,2

2,9

2,3

1,8

0,21н1<11<1н1

2,6

1,9

1,2

2,9

2,3

1,8

0,051н1<11<0,21н1

3,5

2,4

1,5

3,7

2,7

2,0

0,021н1<11<0,051н1

6,4

4,4

2,7

6,5

4,6

2,9

11

(ТТ 0,5; Сч 0,5)

1н1<11<1,21н1

2,2

1,5

1,0

2,5

2,0

1,6

0,21н1<11<1н1

3,1

2,2

1,3

3,4

2,5

1,8

0,051н1<Т1<0,21н1

6,2

4,2

2,4

6,3

4,4

2,7

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 (1 - 1,2) 1ном,

частота (50±0,5) Гц;

коэффициент мощности cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды:

ТТ и ТН от минус 45 до плюс 40 °С;

счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;

УСПД от плюс 15 до плюс 25 °С;

ИВК от плюс 15 до плюс 25 °С;

-    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) Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,2) Гц;

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети:

диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) Хн2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха:

-    для счётчиков электроэнергии от плюс 17 до плюс 30 °C;

-    для ТТ и ТН от плюс 17 до плюс 30 °C;

-    для УСПД и УССВ от плюс 17 до плюс 30 °C;

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

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 17 до плюс 30 °С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном АО «Транснефть-Приволга» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчики СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - среднее время наработки 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 ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8- среднее время наработки на отказ не менее Тоб=261163, То6п8=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту БКНС «Ерзовка» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

Трансформатор тока

4MA72

59024-14

30

Трансформатор тока

Т-0,66

22656-07

3

Трансформатор напряжения

4MR12PFK

58146-14

12

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

11

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

Паспорт-формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 64003-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту БКНС «Ерзовка». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2016 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 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%;

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием Системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту БКНС «Ерзовка», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту БКНС «Ерзовка»

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.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Кунгурское ЛПУ МГ КС «Кунгурская» предназначена для измерения активной и реактивной электричес...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НПС «Совхозная-2» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активно...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии на вводах многоквартирных домов ОГУЭП «Облкоммунэнерго» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Система измерительная количества и температуры теплоносителя цеха №07 НПЗ ОАО «ТАИФ-НК» (далее - ИС) предназначена для измерений объемного расхода (объема) и температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах и вычисления массового расхода...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности складского комплекса «Адамант» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, контроля...