Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Уфа" Дюртюлинское ЛПУ МГ КС-5 "Москово"
| Номер в ГРСИ РФ: | 92387-24 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Уфа» Дюртюлинское ЛПУ МГ КС-5 «Москово» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 92387-24 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Уфа" Дюртюлинское ЛПУ МГ КС-5 "Москово" |
Производитель / Заявитель
Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург
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
| 92387-24: Описание типа | Скачать | 118.1 КБ | |
| 92387-24: Методика поверки | Скачать | 3.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Уфа» Дюртюлинское ЛПУ МГ КС-5 «Москово» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения. ИВК включает в себя специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, сервер синхронизации времени, сервер баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 минут;
- средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий;
- дистанционный доступ к компонентам АИИС КУЭ.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между ИВК, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:
- посредством локальной вычислительной сети для передачи данных от сервера БД на АРМ;
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;
- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы.
Информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде электронного документа XML в формате 80030. Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ и/или сервере БД.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485, наземного канала связи L2 (основной канал), спутникового канала (резервный канал) передачи данных от счетчиков до ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера БД на АРМ;
- посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и/или АРМ (основной канал);
- посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и/или АРМ (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя сервер синхронизации времени, часы Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени. Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов Сервера БД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов Сервера БД ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 20.001-2024 наносится типографским способом в формуляр и на информационную табличку корпуса сервера БД методом шелкографии.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО 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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
|
№ ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.5 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
ССВ-1Г Рег. № 58301-14; Сервер БД |
|
2 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.7 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
3 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.9 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
4 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.11 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
|
5 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.13 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
6 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.15 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
7 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.17 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
8 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.19 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч.25 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД |
|
10 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.6 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
11 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.8 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
12 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.10 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
13 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.12 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
14 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.14 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
15 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.16 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
16 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.18 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
17 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.20 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД |
|
18 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.26 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
19 |
ПС 35 кВ Москово, ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч.30 |
ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 25433-07 |
VR Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Рег. № 21988-01 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | |
|
Примечания: 1. 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2. Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I5< I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | |||
|
Swqa % |
6wgP % |
6woa % |
6woP % |
6woA % |
6woP % | ||
|
1 - 3, 5 - 19 |
0,50 |
±5,5 |
±3,0 |
±3,0 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,80 |
±3,0 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,6 |
±1,4 |
±2,1 | |
|
0,87 |
±2,7 |
±5,6 |
±1,5 |
±3,1 |
±1,2 |
±2,4 | |
|
1,00 |
±1,8 |
- |
±1,2 |
- |
±1,0 |
- | |
|
4 |
0,50 |
±5,4 |
±2,7 |
±2,9 |
±1,5 |
±2,2 |
±1,2 |
|
0,80 |
±2,9 |
±4,4 |
±1,6 |
±2,4 |
±1,2 |
±1,9 | |
|
0,87 |
±2,5 |
±5,5 |
±1,4 |
±3,0 |
±1,1 |
±2,2 | |
|
1,00 |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- | |
Таблица 4 -
ИК в
|
ИК №№ |
cos ф |
I5< I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | |||
|
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wp % | ||
|
1 - 3, 5 - 19 |
0,50 |
±5,7 |
±4,0 |
±3,3 |
±3,2 |
±2,6 |
±3,1 |
|
0,80 |
±3,3 |
±5,3 |
±2,2 |
±3,7 |
±1,9 |
±3,4 | |
|
0,87 |
±3,0 |
±6,2 |
±2,0 |
±4,1 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1,00 |
±2,0 |
- |
±1,4 |
- |
±1,3 |
- | |
|
4 |
0,50 |
±5,4 |
±3,0 |
±3,0 |
±2,0 |
±2,3 |
±1,8 |
|
0,80 |
±2,9 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,8 |
±1,4 |
±2,3 | |
|
0,87 |
±2,6 |
±5,6 |
±1,5 |
±3,3 |
±1,2 |
±2,6 | |
|
1,00 |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- | |
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с_____________________________________________
Примечание:
I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ;
I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
6woa - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
6wop - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
6wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
6wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
Таблица 5 - Основные технические
ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
19 |
|
Нормальные условия: - сила тока, % от ^ом - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С |
от 5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25 |
|
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - сила тока, % от ^ом |
от 5 до 120 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- коэффициент мощности cos ф |
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
|
температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН |
от - 40 до +40 |
|
- для счетчиков |
от 0 до +40 |
|
- для сервера |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
22000 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
40000 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
100 |
|
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра МРЕК.411711.119.ФО
«Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Уфа» Дюртюлинское ЛПУ МГ КС-5 «Москово». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
57 |
|
Трансформаторы напряжения |
VR |
6 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
|
Счетчики |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
18 |
|
ПО ИВК |
АльфаЦЕНТР |
1 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
1 |
|
Формуляр |
МРЕК.411711.119.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Уфа» Дюртюлинское ЛПУ МГ КС-5 «Москово»». Методика измерений аттестована ЗападноСибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311735.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
