Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго"
Номер в ГРСИ РФ: | 83210-21 |
---|---|
Производитель / заявитель: | Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго", г. Екатеринбург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках действующих регламентов и нормативно-правовых актов Российской Федерации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 83210-21 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001 |
Производитель / Заявитель
Филиал Открытого акционерного общества "Межрегиональная распределительная сетевая компания Урала" - "Челябэнерго" (Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго"), г. Екатеринбург
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 | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
83210-21: Описание типа СИ | Скачать | 337.7 КБ | |
83210-21: Методика поверки МП-312235-150-2021 | Скачать | 10.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках действующих регламентов и нормативно-правовых актов Российской Федерации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя серверы баз данных (БД), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-3.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
Для ИК, в состав которых не входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне, сервер филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» выполняет дальнейшую обработку измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление отчетных документов и отображение информации на мониторах АРМ. Передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, осуществляется от сервера БД по сети Internet через интернет-провайдера в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) осуществляется с уровня ИВК настоящей системы с использованием электронной подписи субъекта рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-3, часы сервера БД, УСПД и счетчиков.
Сервер БД оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Коррекция часов сервера производится при наличии расхождения более чем на ± 1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Время УСПД синхронизируется от сервера БД. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется при каждом обращении к УСПД, но не реже чем 1 раз в 30 минут. Коррекция времени осуществляется при расхождении на величину, превышающую ± 3 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Для ИК, в состав которых входит УСПД, сличение времени счетчика и УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками с периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. Коррекция текущего времени счетчиков проводится при наличии расхождения показаний более чем на ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Для ИК, в состав которых не входит УСПД, время счетчиков синхронизируется от сервера БД во время каждого сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в сутки. Коррекция текущего времени счетчиков проводится при наличии расхождения показаний более чем на ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО 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.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части программного
обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 7.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электрической энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
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 и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование точки измерения |
Состав измерительного канала |
Вид электрической энергии | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УСПД/УССВ | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
ПС 220 кВ Очистные сооружения, ввод 10кВ Т-1 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=1000/5 Рег. № 1856-63 |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн=10000/100 Рег. № 11094-87 |
Меркурий 234 ART-00 Р Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 / УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
2 |
ПС 220 кВ Очистные сооружения, ввод 6кВ Т-1 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=1000/5 Рег. № 11077-07 |
ЗНОЛ Кл.т. 0,5 Ктн=6000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03.М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная | |
3 |
ПС 220 кВ Очистные сооружения, ввод 0,4кВ ТСН-1 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 67928-17 |
- |
Меркурий 234 ARTM2-03 DPB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
активная реактивная | |
4 |
ПС 220 кВ Очистные сооружения, ввод 10кВ Т-2 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=1000/5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 831-69 |
Меркурий 234 ART-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 / УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
5 |
ПС 220 кВ Очистные сооружения, ввод 6кВ Т-2 |
ТЛШ-10 Кл.т. 0,5S Ктт=1000/5 Рег. № 11077-07 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная | |
6 |
ПС 220 кВ Очистные сооружения, ввод 0,4кВ ТСН-2 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 67928-17 |
- |
Меркурий 234 ARTМ2-03 DPB.G Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11 |
активная реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
7 |
ПС 110кВ Карталы районная, ОРУ 110кВ, ВЛ 110 кВ Карталы районная - Кара-Оба-т |
ТФНД-110 Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 75603-19 |
НДКМ-110 Кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 38002-08 |
EPQS 111.21.18 LL Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 / УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
8 |
ПС 110кВ Карталы районная, ОРУ 110кВ, ОВМ 110кВ |
ТФЗМ 110Б-УХЛ1 Кл.т. 0,5S Ктт=600/5 Рег. № 81841-21 |
НДКМ-110 Кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 38002-08 НДКМ-110 Кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 38002-08 |
EPQS 111.21.18 LL Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 25971-06 |
активная реактивная | |
9 |
ПС 110кВ Ракитная, ОРУ 110кВ, ВЛ 110 кВ Ракитная - Баталы-т с отпайкой на ПС ПТФ |
ТФНД-110М Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 2793-71 |
EOF-123 Кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 29312-10 |
EPQS 111.21.18 LL Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 / УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
10 |
ПС 110 кВ Восточная, ОРУ 110кВ, ВЛ 110 кВ Пригородная -Восточная |
VAU Кл.т. 0,2S Ктт=500/5 Рег. № 53609-13 |
VAU Кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 53609-13 |
EPQS 111.21.18 LL Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 25971-06 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 / УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
11 |
ПС 35кВ МПФ, яч. 3, ВЛ 10кВ АГНС |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=200/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
- / УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
12 |
ПС 35кВ МПФ, яч. 7, ВЛ 10кВ Радужный-к |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=150/5 Рег. № 1856-63 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная | ||
13 |
ПС 35кВ МПФ, яч.0, ВЛ 10кВ Полив-к |
ТЛК-СТ Кл.т. 0,5S Ктт=100/5 Рег. № 58720-14 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная | ||
14 |
ПС 110 кВ Абзаково, яч.9, ВЛ 10 кВ Метизник-к |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=75/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 / УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
1 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,6 4,1 |
2; 5; 13 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,8 2,8 |
3; 6 |
Активная Реактивная |
0,8 1,9 |
5,3 3,9 |
4 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 4,1 |
7; 9 |
Активная Реактивная |
0,9 2,2 |
5,4 4,1 |
8 |
Активная Реактивная |
1,0 1,6 |
4,7 2,7 |
10 |
Активная Реактивная |
0,5 1,4 |
2,0 3,6 |
11; 12; 14 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
5,5 2,9 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
4. Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УСПД и УСВ, на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
14 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от Uhom |
от 99 до101 |
- ток, % От Ihom |
от 1(5) до 120 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,87 |
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С | |
- для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005; ГОСТ 31819.22-2012; ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005; ГОСТ 31819.23-2012; АВЛГ.411152.033 ТУ |
от +21 до +25 |
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % От Uhom |
от 90 до 110 |
- ток, % От Ihom |
от 1(5) до 120 |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
- коэффициент мощности cos9 |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C | |
- для ТТ и ТН |
от -40 до +40 |
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
- для УСПД |
от 0 до +40 |
- для УСВ |
от -25 до +60 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики EPQS: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
Электросчетчики Меркурий 234, СЭТ-4ТМ.03М: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
220000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
УСПД | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
24 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сутки, не менее |
113 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
1 |
2 |
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, 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 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.
Регистрация событий:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
8 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛШ-10 |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
6 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФНД-110 |
2 шт. |
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 110Б-УХЛ1 |
3 шт. |
Трансформаторы тока измерительные |
ТФНД-110М |
3 шт. |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
4 шт. |
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ |
2 шт. |
Трансформаторы комбинированные |
VAU |
3 шт. |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
1 шт. |
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛ |
3 шт. |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 шт. |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 шт. |
Трансформаторы напряжения емкостные |
НДКМ-110 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения |
EOF-123 |
3 шт. |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10 |
1 шт. |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 234 ART-00 P |
2 шт. |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 234 ARTM2-03 DPB.G |
2 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
EPQS 111.21.18 LL |
4 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 шт. |
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
5 шт. |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 шт. |
Методика поверки |
МП-312235-150-2021 |
1 экз. |
Формуляр |
- |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго»
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.