Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Вятский фанерный комбинат" (2-я очередь)
| Номер в ГРСИ РФ: | 80879-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Автоматизация Комплект Учет Проект", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Вятский фанерный комбинат» (2-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 80879-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Вятский фанерный комбинат" (2-я очередь) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 012 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизация Комплект Учет Проект" (ООО "АКУП"), г. Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 80879-20: Описание типа СИ | Скачать | 322.4 КБ | |
| 80879-20: Методика поверки МП ЭПР-299-2020 | Скачать | 10.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Вятский фанерный комбинат» (2-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной цифровой подписи субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется не реже 1 раза в час, корректировка часов сервера производится при обнаружении расхождения часов сервера с УССВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время каждого сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера 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 программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ |
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Г раницы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ПС 110 кВ КДВП, КРУН-6 кВ, яч.ф.4 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Dell PowerEdge R430 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
2 |
ПС 110 кВ КДВП, КРУН-6 кВ, яч.ф.6 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
3 |
ПС 110 кВ КДВП, КРУН-6 кВ, яч.ф.7 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
4 |
ЦРП-2 6 кВ, РУ-6кВ, яч.ф.57 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 47958-11 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 50058-12 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
5 |
ЦРП-2 6 кВ, РУ-6кВ, яч.ф.56 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 47958-11 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Dell PowerEdge R430 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
6 |
ТП 6 кВ №1121, РУ-0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ ф.Краны (Пульсар) |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 234 ARTM-03 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
|
7 |
ТП 6 кВ №818, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
|
8 |
РУ-0,4 кВ КНС-10, Ввод 1 0,4 кВ |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 234 ARTM-03 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
|
9 |
РУ-0,4 кВ КНС-10, Ввод 2 0,4 кВ |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 234 ARTM-03 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
|
10 |
ВРУ-0,4 кВ Склада, Ввод 0,4 кВ |
ТТИ-А Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 234 ARTM-03 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
11 |
ТП 6 кВ №1181, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТТЕ-Р Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 73622-18 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Dell PowerEdge R430 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 |
|
12 |
ТП 6 кВ №1181, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 |
ТТЕ-Р Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 73622-18 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
|
13 |
ТП 6 кВ №1121, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
- |
Меркурий 234 ARTM-03 PBR.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
|
14 |
ЦРП-5, РУ-6кВ, яч.ф.2 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ARTM-00 PBR.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
15 |
ЦРП-5, РУ-6кВ, яч.ф.16 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ARTM-00 PBR.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
16 |
1РП 6 кВ, РУ-6кВ, яч.ф.5 |
ТПК-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 22944-02 Фазы: А; С |
ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,5 6300/^3/100/^3 Рег. № 23544-07 Фазы: А; В; С |
Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±5 с | ||||||||
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном; cos j = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
16 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от 0 до +35 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа Меркурий 234 (Регистрационный номер в | |
|
Федеральном информационном фонде 48266-11): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа Меркурий 234 (Регистрационный номер в | |
|
Федеральном информационном фонде 75755-19): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
320000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УССВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
74500 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для счетчиков типа Меркурий 234: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 40 170 5 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока проходные |
ТПОЛ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-А |
15 |
|
Трансформаторы тока измерительные разъемные |
ТТЕ-Р |
6 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 М У3 |
3 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОЛ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПК-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06-6 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-6 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
6 |
|
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 234 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии статические |
Меркурий 234 |
4 |
|
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
|
Сервер |
Dell PowerEdge R430 |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-299-2020 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ПФ 26.51.43.120-02 7736662486-2020 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-299-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Вятский фанерный комбинат» (2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 22.10.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
- счетчиков Меркурий 234 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 48266-11) - по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01.09.2011 г.;
- счетчиков Меркурий 234 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 75755-19) - по документу РЭ1 26.51.63.130-061-89558048-2018 с изменением № 1 «Счетчики электрической энергии статические «Меркурий 204», «Меркурий 208», «Mercury 204», «Mercury 208», «Меркурий 234», «Меркурий 238», «Mercury 234», «Mercury 238». Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 10.04.2020 г.;
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Вятский фанерный комбинат» (2-я очередь)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
