Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "КМА-Энергосбыт" (для электроснабжения подразделений ПАО "МегаФон")
| Номер в ГРСИ РФ: | 70536-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «КМА-Энергосбыт» (для электроснабжения подразделений ПАО «МегаФон») (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 | 70536-18 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "КМА-Энергосбыт" (для электроснабжения подразделений ПАО "МегаФон") | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 8d76146f-6bfc-c37b-7172-46fd726a8977 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
АО "РЭС Групп", РОССИЯ, г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
70536-18: Описание типа
2018-70536-18.pdf
|
Скачать | 102.6 КБ | |
|
70536-18: Методика поверки
2018-mp70536-18.pdf
|
Скачать | 1.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «КМА-Энергосбыт» (для электроснабжения подразделений ПАО «МегаФон») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения 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 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 таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ), встроенное в УСПД.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АО «КМА-Энергосбыт», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации во внешние системы, в том числе в программно-аппаратный комплекс комерческого учета электроэнергии АО «АТС», филиалы АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется ИВК АИИС КУЭ по сети Internet в ручном и автоматическом режиме с использованием ЭП. ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 с. УСПД обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
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 признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
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 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 |
|
Столичный филиал ПАО «МегаФон» г. Москва | ||||||||
|
1 |
РУ-0,4 кВ №1 ЗАО «Соник Дуо», 1с.ш. 0,4кВ, Ввод 0,4кВ |
СТ12 Кл. т. 0,5 4000/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 |
|
2 |
РУ-0,4 кВ №1 ЗАО «Соник Дуо», 2с. ш. 0,4кВ, Ввод 0,4кВ |
СТ12 Кл. т. 0,5 4000/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 |
|
3 |
РУ-0,4 кВ №1 ЗАО «Соник Дуо», 3с.ш. 0,4кВ, Ввод 0,4кВ |
СТ8 Кл. т. 0,5 2000/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
4 |
РУ-0,4 кВ №1 ЗАО «Соник Дуо», 4с.ш. 0,4кВ, Ввод 0,4кВ |
СТ8 Кл. т. 0,5 2000/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 |
|
Столичный филиал ПАО « |
МегаФон» г. Дмитров | |||||||
|
5 |
ТП №15/1 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, 2 с.ш. 0,4кВ, Ввод 0,4кВ Т1 |
ASK 127.6 Кл. т. 0,5 4000/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 |
|
6 |
ТП №15/1 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, 1 с.ш. 0,4кВ, Ввод 0,4кВ Т2 |
ASK 127.6 Кл. т. 0,5 4000/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 |
|
7 |
ТП №15/2 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, 2 с.ш. 0,4кВ, Ввод 0,4кВ Т1 |
СТ8 Кл. т. 0,5 2000/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 |
|
8 |
ТП №15/2 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, 1 с.ш. 0,4кВ, Ввод 0,4кВ Т2 |
СТ8 Кл. т. 0,5 2000/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Поволжский филиал ПАО «МегаФон» | ||||||||
|
9 |
ТП ПАО «Мегафон» 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6кВ, Яч.15 |
ТЛП-10 Кл. т. 0,5 300/5 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
10 |
ТП ПАО «Мегафон» 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6кВ, Яч.1 |
ТЛП-10 Кл. т. 0,5 300/5 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,8 |
|
Ростовское Региональное отделение Кавказского филиала ПАО «МегаФон» | ||||||||
|
11 |
РП-10 кВ №3, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10кВ, Яч.3ф1 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2S 200/5 |
НОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±0,8 ±1,7 |
±1,6 ±3,0 |
|
12 |
РП-10 кВ №3, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10кВ, Яч.3ф2 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2S 200/5 |
НОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 10000/^3:100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,1 |
±2,3 ±4,2 |
|
13 |
КТПН-630 кВА 6/0,4кВ (№1475), РУВН-6 кВ, с.ш. 6 кВ, Яч.Ввод 6кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 50/5 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,2 6000/^3:100/^3 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ- 3000 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,7 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ не превышают ±5 с.
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 - 13 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Допускается замена устройства синхронизации времени на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
13 |
|
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, оС |
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, оС - температура окружающей среды в месте расположения |
от -40 до +70 |
|
электросчетчиков, оС: |
от -40 до +65 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
Электросчетчики: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.08, СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01 |
140000 |
|
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03 |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч для УСПД ЭКОМ-3000 |
75000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
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) АО «КМА-Энергосбыт» (для электроснабжения подразделений ПАО «Мегафон») типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
СТ12 |
26070-06 |
6 |
|
Трансформатор тока |
СТ8 |
26070-06 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ASK 127.6 |
49019-12 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛП-10 |
30709-08 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
32139-06 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
16687-02 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ-СЭЩ-10 |
35955-07 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
35956-07 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
36697-12 |
8 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-08 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
1 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
17049-09 |
1 |
|
У стройство синхронизации времени |
встроенное в УСПД |
1 | |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
- |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-395-2017 |
- |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.476.01 ПФ |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-395-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «КМА-Энергосбыт» (для электроснабжения подразделений ПАО «МегаФон»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 25.12.2017 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.03М.08 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - 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» декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 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%.
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) АО «КМА-Энергосбыт» (для электроснабжения подразделений ПАО «Мегафон»), 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
