Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ХЭСК" по объектам АО "Апатит", АО "ХТК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 67451-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоСнабСтройПроект", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ХЭСК» по объектам АО «Апатит», АО «ХТК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67451-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ХЭСК" по объектам АО "Апатит", АО "ХТК" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 198.01 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройПроект" (ЭССП), г.Владимир
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 12.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 67451-17: Описание типа СИ | Скачать | 104.3 КБ | |
| 67451-17: Методика поверки РТ-МП-4233-500-2017 | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ХЭСК» по объектам АО «Апатит», АО «ХТК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде средств измерений 41907-09 (Регистрационный № 41907-09), устройство синхронизации времени (УСВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ООО «ХЭСК» (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Принцип действия.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи 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.
По окончании интервала интегрирования (30 минут) в энергонезависимые регистры добавляются текущие значения мощности (для ИИК №№ 6 - 9) и электроэнергии (для ИИК №№ 1 - 5).
УСПД с периодичностью не реже одного раза в сутки автоматически опрашивает счетчики электрической энергии ИИК №№ 1 - 3, 6 - 9 по радиотелефонной связи стандарта GSM (в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD), счетчики электрической энергии ИИК №№ 4, 5 через локальную вычислительную сеть АО «Апатит» и считывает 30-минутный профиль электроэнергии для ИИК №№ 1 - 5, 30-минутный профиль мощности для ИИК №№ 6 - 9, а также журналы событий.
УСПД осуществляет вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанных профилей мощности и электроэнергии c учётом коэффициентов трансформации и является промежуточным хранилищем измерительной информации, журналов событий.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД и считывает с него получасовые значения электроэнергии для каждого канала учета и журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и передачу данных в ПАК АО «АТС» с электронной подписью субъекта ОРЭ, филиал АО «СО ЕЭС», смежному субъекту в виде xml-файлов формата 80020.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется НКУ МС-225, созданное на основе УССВ-16 HV. НКУ МС-225 осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов УСПД и НКУ МС-225 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и НКУ МС-225 осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и НКУ МС-225 на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Уровень защиты ПО «средний» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Наименование точки измерений |
Состав ИИК |
Вид электроэнергии | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
ПС-47 150/35/10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 4, АЛ-92 |
ТПЛ-10 кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 28748 Зав. № 1561 Регистрационный № 1276-59 |
НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1103 Регистрационный № 831-69 |
A1805RL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01226876 Регистрационный № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 006858 Регистрационный № 41907-09 |
Сервер ООО «ХЭСК» |
активная реактивная |
|
2 |
ПС-380 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 1, Т-1 |
ТПОЛ-10 У3 кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 15113 Зав. № 03088 Регистрационный № 51178-12 |
НАМИ кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 64316 Регистрационный № 60002-15 |
A1805RL-P4G- DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01232295 Регистрационный № 31857-11 |
активная реактивная | ||
|
3 |
ПС-380 35/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 31, Т-2 |
ТПОЛ-10 У3 кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 08442 Зав. № 18828 Регистрационный № 51178-12 |
НАМИ кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 64319 Регистрационный № 60002-15 |
A1805RL-P4G-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01232296 Регистрационный № 31857-11 |
активная реактивная | ||
|
4 |
ПС-76 150/35 кВ, ОРУ-150 кВ, 2 СШ 35 кВ, ЛК-48 |
IMB 72 кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 8838141 Зав. № 8838142 Зав. № 8838143 Регистрационный № 47845-11 |
ЗНОЛ кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Зав. № 3264 Зав. № 3309 Зав. № 3268 Регистрационный № 46738-11 |
A1805RL-P4G-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01232293 Регистрационный № 31857-11 |
активная реактивная | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
5 |
ПС-76 150/35 кВ, ОРУ-150 кВ, 1 СШ 35 кВ, ЛК-49 |
IMB 72 кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 8838144 Зав. № 8838145 Зав. № 8838146 Регистрационный № 47845-11 |
ЗНОЛ кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Зав. № 3266 Зав. № 3269 Зав. № 3263 Регистрационный № 46738-11 |
A1805RL-P4G-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01232294 Регистрационный № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 006858 Регистрационный № 41907-09 |
Сервер ООО «ХЭСК» |
активная реактивная |
|
6 |
РП-2 6/0,4 кВ, ЩСН 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
ТТИ кл.т. 0,5 40/5 Зав. № A0484 Зав. № A0486 Зав. № A0498 Регистрационный № 28139-12 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605120474 Регистрационный № 36355-07 |
активная реактивная | ||
|
7 |
РП-2 6/0,4 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 13, КЛ-6 кВ Ф-24 |
ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 26404 Зав. № 25729 Регистрационный № 1261-59 |
ЗНАМИТ-6-1 УХЛ2 кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 241 Регистрационный № 40740-09 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.08 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1124138322 Регистрационный № 46634-11 |
активная реактивная | ||
|
8 |
РП-2 6/0,4 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 1, КЛ-6 кВ Ф-25 |
ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 25529 Зав. № 23565 Регистрационный № 1261-59 |
НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1262 Регистрационный № 2611-70 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.08 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1124138418 Регистрационный № 46634-11 |
активная реактивная | ||
|
9 |
ЦТП 6/0,4 кВ, КРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 15, КЛ-6 кВ Л-21 |
ТОЛ кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 15266 Зав. № 15264 Зав. № 14942 Регистрационный № 47959-11 |
ЗНОЛ кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Зав. № 2001187 Зав. № 2001178 Зав. № 2000941 Регистрационный № 46738-11 |
ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0604112352 Регистрационный № 36355-07 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
1100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 - 5, 7 - 9 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
- |
±3,1 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,3 |
±2,0 | |
|
0,5 |
- |
±5,6 |
±3,2 |
±2,6 | |
|
6 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,1 |
±1,5 |
±1,4 |
|
0,9 |
- |
±2,5 |
±1,7 |
±1,5 | |
|
0,8 |
- |
±3,1 |
±1,9 |
±1,6 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,1 |
±1,7 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,2 | |
|
Номер ИИК |
simp |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 - 5, 7 - 9 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,44 |
- |
±7,2 |
±4,7 |
±4,1 |
|
0,6 |
- |
±5,5 |
±3,9 |
±3,6 | |
|
0,71 |
- |
±4,7 |
±3,6 |
±3,4 | |
|
0,87 |
- |
±4,0 |
±3,3 |
±3,1 | |
|
6 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) |
0,44 |
- |
±7,1 |
±4,5 |
±3,9 |
|
0,6 |
- |
±5,4 |
±3,8 |
±3,4 | |
|
0,71 |
- |
±4,6 |
±3,5 |
±3,2 | |
|
0,87 |
- |
±4,0 |
±3,2 |
±3,1 | |
Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для coso=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для coso- 1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
3 В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, coso=0,9 инд;
температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение питающей сети 0,9/Лном до 1,1-Uhom;
сила тока от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom;
температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005; в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч;
счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 ч;
счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165000 ч;
УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 50000 ч.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
для счетчика Тв < 2 ч;
для УСПД Тв < 2 ч;
для сервера Тв < 1 ч;
для компьютера АРМ Тв < 1 ч;
для модема Тв < 1 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
фактов параметрирования счетчика;
фактов пропадания напряжения;
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 сут; при отключении питания - не менее 10 лет;
счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05МК - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 сут; 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 -не менее 45 сут; при отключении питания - не менее 5 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
указана в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 У3 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
IMB 72 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТТИ |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10-66 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ |
9 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНАМИТ-6-1 УХЛ2 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RL-P4GB-DW-4 |
1 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RL-P4G-DW-4 |
4 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
1 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.08 |
2 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05М |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
МС-225 |
1 шт. |
|
Сервер |
DELL OptiPlex 3020 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4233-500-2017 |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
ЭНСЕ.095367.АИИС. 002.ПФ |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4233-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ХЭСК» по объектам АО «Апатит», АО «ХТК». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 15.03.2017 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков Альфа А1800 (Регистрационный № 31857-11) - по методике поверки ДЯИМ.411152.018, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМС в 2011 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
УСПД RTU 327 - по методике поверки ДЯИМ.466.215.007МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Регистрационный № 46656-11);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ХЭСК» по объектам АО «Апатит», АО «ХТК»». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0005/2017-01.00324-2011 от 27.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
Смотрите также
