Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Сибирь" по ЛПДС "Бачкун"
| Номер в ГРСИ РФ: | 67395-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "УралЭнергоСервис", г.Уфа |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ЛПДС «Бачкун» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67395-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Сибирь" по ЛПДС "Бачкун" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 16019 |
Производитель / Заявитель
ООО "УралЭнергоСервис", г.Уфа
Поверка
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 67395-17: Описание типа СИ | Скачать | 123 КБ | |
| 67395-17: Методика поверки МП 206.1-086-2017 | Скачать | 8.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ЛПДС «Бачкун» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее -счетчики) по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, 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 таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (СБД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт% Q, квар^ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
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 дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» (Рег. № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую АИИС КУЭ и АИИС КУЭ смежных субъектов в виде xml-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы счетчиков, УСПД, СБД АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВК используются два сервера синхронизации времени ССВ-1Г (основной и резервный), входящие в состав центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ПАО «Транснефть». 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/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление времени на сервере ИВК.
В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется УСВ-2. Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-модуля с погрешностью ±1 мс.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при обращении к счетчикам. Коррекция показаний часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО 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 ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
Не ниже 7.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
pso_metr.dll, версия 1.1.1.1 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, 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 АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность % |
Погрешность в рабочих условиях % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ЛПДС «Бачкун», НПС «Бачкун-1» ЗРУ-10кВ, 1 СШ, яч.5, ввод №1 |
ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 226; Зав. № 158; Зав. № 215 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 15523; Зав. № 15424; Зав. № 15422 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108059031 |
СИКОН С70 Зав. № 07683 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,8 |
|
2 |
ЛПДС «Бачкун», НПС «Бачкун-1» ЗРУ-10кВ, 2 СШ, яч.17, ввод №2 |
ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 230; Зав. № 240; Зав. № 133 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 15477; Зав. № 15484; Зав. № 15469 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109053094 |
СИКОН С70 Зав. № 07683 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,8 |
|
3 |
ЛПДС «Бачкун», НПС «Бачкун-1» ЗРУ-10кВ, 3 СШ, яч.25, ввод №3 |
ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 312; Зав. № 223; Зав. № 262 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 14623; Зав. № 14615; Зав. № 14194 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108055051 |
СИКОН С70 Зав. № 07683 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
ЛПДС «Бачкун», НПС «Бачкун-1» ЗРУ-10кВ, 4 СШ, яч.38, ввод №4 |
ТЛП-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 12028; Зав. № 205; Зав. № 162 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 11404; Зав. № 11408; Зав. № 11405 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109052118 |
СИКОН С70 Зав. № 07683 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,8 |
|
9 |
ЛПДС «Бачкун», НПС «Бачкун-1» ЗРУ-10кВ, 2 СШ, яч.13 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 75/5 Зав. № 7777; Зав. № 7772; Зав. № 7774 |
ЗНОЛ.06-10 У3 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 15477; Зав. № 15484; Зав. № 15469 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108059206 |
СИКОН С70 Зав. № 07683 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,8 |
|
34 |
ЛПДС «Бачкун», НПС «Бачкун-2» ЗРУ-10кВ, 5 СШ, яч.5, ввод №5 |
ТОЛ-СЭЩ-10-31 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 04945-16; Зав. № 04944-16; Зав. № 04942-16 |
НАЛИ-СЭЩ-10-3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 00136-16 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803160508 |
СИКОН С70 Зав. № 07683 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
|
37 |
ЛПДС «Бачкун» НПС «Бачкун-2» ЗРУ-10кВ, 5 СШ, яч.10, Тр-р №21Т1В |
ТОЛ-СЭЩ-10-72 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 05044-16; Зав. № 04948-16; Зав. № 05048-16 |
НАЛИ-СЭЩ-10-3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 00136-16 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803160139 |
СИКОН С70 Зав. № 07683 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
|
41 |
ЛПДС «Бачкун» НПС «Бачкун-2» ЗРУ-10кВ, 6 СШ, яч.19, ввод №6 |
ТОЛ-СЭЩ-10-31 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 04947-16; Зав. № 04946-16; Зав. № 04943-16 |
НАЛИ-СЭЩ-10-3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 00137-16 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0809151361 |
СИКОН С70 Зав. № 07683 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
44 |
ЛПДС «Бачкун» НПС «Бачкун-2» ЗРУ-10кВ, 6 СШ, яч.24, Тр-р №21Т2В |
ТОЛ-СЭЩ-10-72 Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. № 05045-16; Зав. № 05043-16; Зав. № 05047-16 |
НАЛИ-СЭЩ-10-3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 00137-16 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803160543 |
СИКОН С70 Зав. № 07683 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 -4, 9, 34, 37, 41, 44 от плюс 5 до плюс 35 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
9 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C: |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения аппаратуры передачи и обработки данных, °C |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - СЭТ-4ТМ.03 |
90000 |
|
- СЭТ-4ТМ.03М |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Г лубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ЛПДС «Бачкун» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
30709-05 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
25433-03 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-31 |
51623-12 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-72 |
51623-12 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-10 У3 |
3344-04 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ-10-3 |
51621-12 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
5 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
4 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
28822-05 |
1 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-09 |
1 |
|
Серверы синхронизации времени |
ССВ-1Г |
39485-08 |
2 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-086-2017 |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-086-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ЛПДС «Бачкун». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 23.03.2017 г.
Основные средства 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 без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2005 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/ серверы точного времени ССВ-1Г. Методика поверки.» ЛЖАР.468150.003-08 МП,утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ.237.00.001 И1», утверждённым 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;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ЛПДС «Бачкун», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 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
Смотрите также
