| Номер в госреестре | 57567-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Ижевский радиозавод" |
| Изготовитель | ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ижевский радиозавод» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ, построенная на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии "АльфаЦЕНТР" (Госреестр № 44595-10) и представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.
2-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе промконтроллера NISE 3500 с установленным серверным программным обеспечением ПО "АльфаЦЕНТР", устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее по тексту - УССВ) (Госреестр № 54074-13) а также, совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- 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);
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Принцип действия:
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной, реактивной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии без учета коэффициентов трансформации. Сервер ИВК автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков (один раз в 30 минут).
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы сервера ИВК осуществляется по основному и резервному каналам передачи данных:
- основной канал: по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат сотовой связи (GPRS соединение) и Ethernet (счетчик - GSM-терминал - GSM-роутер -коммутатор - сервер ИВК);
- резервный канал: по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат сотовой связи (CSD соединение) и RS-232 (счетчик - GSM-терминал - GSM- терминал - сервер ИВК).
Для ИИК уровня напряжения 0,4 кВ передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы сервера ИВК осуществляется через встроенный коммуникатор счетчика ИИК № 9 по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат сотовой связи:
- основной канал: по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат сотовой связи (GPRS соединение) и Ethernet (счетчик - GSM-роутер - коммутатор - сервер ИВК);
- резервный канал: по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат сотовой связи (CSD соединение) и RS-232 (счетчик - GSM- терминал - сервер ИВК).
В сервере ИВК осуществляется хранение результатов измерений и отображение информации по подключенным к серверу ИВК устройствам. Также в сервере ИВК осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На сервере ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Информация с сервера ИВК передается на автоматизированное рабочее место (далее по тексту - АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Передача информации заинтересованным субъектам происходит по интерфейсу RS-232 с последующим преобразованием в формат сотовой связи (CSD соединение) (сервер ИВК - GSM-терминал - заинтересованные субъекты).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-2. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УССВ-2 происходит ежесекундно. Ход часов сервера ИВК не превышает ± 1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем
1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером ИВК. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ec1d384929891446d9f17bfebab06a0f | Программа-планировщик опроса и передачи данных C:\alphacenter\ex e) Amrserver.exe | |||
| ПО "АльфаЦЕНТР" | 14.02.01 | ea121a8a0cdd9d25860e28cbfab09936 | Драйвер ручного опроса счетчиков и сервера ИВК Amrc.exe | MD5 |
| (Модуль коммуникатор) | (4.6) | 9cf3f689c94a65daad982ea4622a3b96 | Драйвер автоматического опроса счетчиков и сервера ИВК Amra.exe | |
| f5ede00075b883c100b8cc362b719d95 | Драйвер работы с БД Cdbora2.dll | |||
| b8c331abb5e34444170eee9317d635cd | Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ижевский радиозавод».
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ижевский радиозавод» в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| £ | Наименование объекта | Состав ИИК АИИС КУЭ | Вид | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик | ИВК | электро энергии | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС «Калашников» 110/6 кВ яч.207 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 29641-08, 29616-08, 29627-08 Госреестр № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл. т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) Зав. № 00119, 00095, 00122 Госреестр № 35956-07 | ПСЧ-4ТМ05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0611128867 Госреестр № 36355-07 | Актив/реактив Отдача/прием | |
| 2 | ПС «Калашников» 110/6 кВ яч.308 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 25352, 23370, 19773 Госреестр № 32139-06 | ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) Зав. № 4738, 2922, 2913 Госреестр № 3344-08 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0611128901 Госреестр № 36355-07 | NISE3500 Зав.№ | Актив/реактив отдача/прием |
| 3 | ПС «Культбаза» 110/6 кВ яч.1306 | ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 12487, 6302 Госреестр № 1261-59 | ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) Зав. № 10112, 10010, 10037 Госреестр № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812137522 Госреестр № 36697-12 | 6095391 | Актив/реактив отдача |
| 4 | ПС «Культбаза» 110/6 кВ яч.1308 | ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 6804, 10047 Госреестр № 1261-59 | ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) Зав. № 10112, 10010, 10037 Госреестр № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812137472 Госреестр № 36697-12 | Актив/реактив Отдача | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | ПС «Культбаза» 110/6 кВ яч.1350 | ТП0Л-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1791, 17357 Госреестр № 1261-59 | ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/V3) Зав. № 9564, 3566, 3557 Госреестр № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812137451 Госреестр № 36697-12 | NISE3500 Зав.№ 6095391 | Актив/реактив отдача/прием |
| 6 | ПС «Культбаза» 110/6 кВ яч.1352 | ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 8588, 15796 Госреестр № 1261-59 | ЗН0Л.06 кл. т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/V3) Зав. № 9564, 3566, 3557 Госреестр № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812137549 Госреестр № 36697-12 | Актив/реактив отдача/прием | |
| 7 | ПС «Культбаза» 110/6 кВ яч.1341 | ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1799, 16874 Госреестр № 1261-59 | ЗН0Л.06 кл. т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/V3) Зав. № 10134, 9785, 10321 Госреестр № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812137239 Госреестр № 36697-12 | Актив/реактив отдача/прием | |
| 8 | ПС «Культбаза» 110/6 кВ яч.1321 | ТПОЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 3069, 3066 Госреестр № 1261-59 | ЗН0Л.06 кл. т 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/V3) Зав. № 10327, 10323,10224 Госреестр № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812137437 Госреестр № 36697-12 | Актив/реактив отдача/прием | |
| 9 | РП17-2 0,4 кВ яч.2 | ТШП-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 4006000, 4005996, 4005995 Госреестр № 15173-06 | - | ПСЧ-4ТМ05МК00 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 1111131634 Госреестр № 46634-11 | Актив/реактив отдача/прием | |
| 10 | РП17-9 0,4 кВ яч.9 | ТШП-0,66 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 4006001, 4005997, 4005998 Госреестр № 15173-06 | - | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0611129875 Госреестр № 36355-07 | Актив/реактив отдача/прием |
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 51(2) %; 11(2) %£ I изм< I 5 % | 55 %; ^-5 %£ 1 изм< 1 20 % | 520 %; 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | 5100 %; I100 %£ 1 изм£ 1 120 % | ||
| 1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | ± 2,5 | ± 1,7 | ± 1,6 | ± 1,6 |
| 0,9 | ± 2,9 | ± 2,2 | ± 1,8 | ± 1,8 | |
| 0,8 | ± 3,3 | ± 2,4 | ± 2,0 | ± 2,0 | |
| 0,7 | ± 3,9 | ± 2,6 | ± 2,1 | ± 2,1 | |
| 0,5 | ± 5,7 | ± 3,4 | ± 2,7 | ± 2,7 | |
| 3 - 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | ± 2,2 | ± 1,7 | ± 1,6 |
| 0,9 | - | ± 2,9 | ± 2,0 | ± 1,8 | |
| 0,8 | - | ± 3,3 | ± 2,2 | ± 2,0 | |
| 0,7 | - | ± 3,9 | ± 2,5 | ± 2,1 | |
| 0,5 | - | ± 5,7 | ± 3,3 | ± 2,7 | |
| 9, 10 (ТТ 0,5S; Сч 0,5S) | 1,0 | ± 2,4 | ± 1,6 | ± 1,4 | ± 1,4 |
| 0,9 | ± 2,8 | ± 2,1 | ± 1,7 | ± 1,7 | |
| 0,8 | ± 3,2 | ± 2,2 | ± 1,8 | ± 1,8 | |
| 0,7 | ± 3,8 | ± 2,4 | ± 1,9 | ± 1,9 | |
| 0,5 | ± 5,5 | ± 3,2 | ± 2,3 | ± 2,3 | |
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 51(2) %, I1(2) %£ I изм< 1 5 % | 55 %, ^-5 %£ 1 изм< 1 20 % | 520 %, 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | 5100 %, I100 %£ 1 изм£ 1 120 % | ||
| 1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ± 7,2 | ± 4,9 | ± 4,2 | ± 4,2 |
| 0,8 | ± 5,6 | ± 4,2 | ± 3,7 | ± 3,7 | |
| 0,7 | ± 4,9 | ± 4,0 | ± 3,6 | ± 3,6 | |
| 0,5 | ± 4,3 | ± 3,8 | ± 3,5 | ± 3,5 | |
| 3 - 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ± 7,2 | ± 4,8 | ± 4,2 |
| 0,8 | - | ± 5,6 | ± 4,1 | ± 3,7 | |
| 0,7 | - | ± 4,9 | ± 3,8 | ± 3,6 | |
| 0,5 | - | ± 4,3 | ± 3,6 | ± 3,5 | |
| 9, 10 (ТТ 0,5S; Сч 1,0) | 0,9 | ± 7,1 | ± 4,7 | ± 3,9 | ± 3,9 |
| 0,8 | ± 5,5 | ± 4,1 | ± 3,6 | ± 3,6 | |
| 0,7 | ± 4,8 | ± 3,9 | ± 3,5 | ± 3,5 | |
| 0,5 | ± 4,2 | ± 3,7 | ± 3,4 | ± 3,4 | |
1 Погрешность измерений 5i(2)%P и 5i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 5i(2)%p и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98-ином до 1,02Ином;
- сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1Ином,
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 1, 2, 9 , 10 и от 0,011ном до 1,2 1ном для ИИК
№ 3 - 8;
температура окружающей среды:
- для счетчиков от плюс 15 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 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем 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 СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;
- сервер ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 35558 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков Тв < 24 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
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, сервере ИВК;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05МК - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| 2 Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 12 |
| 3 Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 6 |
| 4 Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 3 |
| 5 Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 15 |
| 6 Счетчик | ПСЧ-4ТМ.05М | 3 |
| 7 Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 6 |
| 8 Счетчик | ПСЧ-4ТМ.05МК | 1 |
| 9 УССВ | УССВ-2 | 1 |
| 10 Сервер ИВК | NISE3500 | 1 |
| 11 ПО (комплект) | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| 12 Методика поверки | МП 1798/550-2014 | 1 |
| 13 Паспорт-формуляр | СТПА.411711.ИРЗ01.ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 1798/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ижевский радиозавод». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в марте 2014 года.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённой ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 14.12.2007 г.;
- для счётчиков ПСЧ-4ТМ.05М - - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1
- для счётчиков ПСЧ-4ТМ. 05МК - по методике поверки ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» марта 2011 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ижевский радиозавод».
Свидетельство об аттестации методики измерений 020/01.00316-2011/2014 от 12.05.2014
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Ижевский радиозавод»
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Поверителей | 4 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
