| Номер в госреестре | 63456-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГИПЕРГЛОБУС" |
| Изготовитель | ООО "Агентство энергетических решений", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГИПЕРГЛОБУС» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование. Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера ООО «ГИПЕРГЛОБУС» не менее
3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер архивов и сервер баз данных на базе HP ProLiant DL380 G5 (заводские номера CZJ804A3XH и CZJ839A2YR), систему обеспечения единого времени, автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК), каналообразующую аппаратуру, средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера ИВК, где производится сбор и хранение результатов измерений.
Сервер автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по безпроводным линиям связи.
На верхнем - втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматически передает его в программноаппаратный комплекс (ПАК) ОАО «АТС». Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP- серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP - серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP -серверов первого уровня относительно шкалы времени UTS (SU) не более ± 10 мс. Сличение часов NTP- сервера осуществляется с часами сервера ИВК АИИС КУЭ. Контроль показаний часов серверов осуществляется по запросу каждые 30 мин, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. От сервера ИВК АИИС КУЭ корректируются внутренние часы счетчиков.
Шкалы времени счетчиков синхронизируются от шкалы времени ИВК с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция шкал времени счетчиков проводится при расхождении шкалы времени счетчиков и ИВК более чем на ± 2 с.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по безпроводным каналам связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей ± 1,5 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 «Энергосфера».
Идентификационные данные ПО АИИС КУЭ «Энергосфера», установленного в ИВК указаны в таблице 1.1 - 1.3.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентификационное наименование ПО | Модуль сбора данных — Сервер опроса | Модуль администратора AdCenter |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.1 | 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 894A4987251535BF7667 64E43D39456B | AAE25EFAD36E3 A1441 7B25818B6676C7 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | PSO.exe | Adcenter.exe |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентиф икационное наименование ПО | Модуль расчетных схем AdmTool | Модуль редактор АРМов CtrlAge |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.1 | 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | AD4DAF8F4E47365550203 39551D6F6D9 | 6B810E5B971BB74DD C72FEC5C476AA31 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | AdmTool.exe | ControlAge.exe |
Таблица 1.3 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентиф икационное наименование ПО | Модуль оперативного контроля E ALR | Модуль экспорта-импорта E_DIE |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.1 | 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 9098DA3082DA1E52DC09 A7A130D23478 | 9098DA3082DA1E52D C09A7A130D23478 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | AlarmSvc.exe | Explmp.exe |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
ПО ИВК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Компонентный состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные характеристики приведены в таблице 2.
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Состав измерительных каналов | |||||
| № ИК | Наименование ИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | РП 10 кВ "Питомник", РУ-10 кВ, I СШ 10 кВ, яч.№13 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Г осреестр № 1261-08 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Г осреестр № 3344-08 | Меркурий 230 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 23345-07 | HP ProLiant DL380 G5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | РП 10 кВ "Питомник", РУ-10 кВ, II СШ 10 кВ, яч.№14 | ТПОЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 Госреестр № 1261-08 | ЗНОЛ.06 кл.т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Госреестр № 3344-08 | Меркурий 230 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 23345-07 | HP ProLiant DL380 G5 |
| 3 | ПС 110/10/10 кВ №433 "Стечкин", РУ-10 кВ, IV СШ 10 кВ, яч.№22 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 32139-11 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | HP ProLiant DL380 G5 |
| 4 | ПС 110/10/10 кВ №433 "Стечкин", РУ-10 кВ, III СШ 10 кВ, яч.№25 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Госреестр № 32139-11 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | HP ProLiant DL380 G5 |
| 5 | БКТП 10/0.4 кВ ООО "ГИПЕРГЛОБУС", РУ-10 кВ, I СШ 10 кВ, яч.№4 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 Госреестр № 32139-11 | НОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 35955-07 | Меркурий 230 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 23345-07 | HP ProLiant DL380 G5 |
| 6 | БКТП 10/0.4 кВ ООО "ГИПЕРГЛОБУС", РУ-10 кВ, II СШ 10 кВ, яч.№9 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 75/5 Госреестр № 32139-11 | НОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 35955-07 | Меркурий 230 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 23345-07 | HP ProLiant DL380 G5 |
| 7 | ТП-1042 10/0.4 кВ, РУ-0.4 кВ, I СШ 0.4 кВ, яч. Ввод 1 | ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 4000/5 Госреестр № 3422-06 | - | Меркурий 230 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 23345-07 | HP ProLiant DL380 G5 |
| 8 | ТП-1042 10/0.4 кВ, РУ-0.4 кВ, II СШ 0.4 кВ, яч. Ввод 2 | ТШЛ-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 4000/5 Госреестр № 3422-06 | - | Меркурий 230 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 23345-07 | HP ProLiant DL380 G5 |
| Номер ИК | еоБф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| S^)0^ | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л НЧ и W 2 Л НЧ 2 о % ©х | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм£Il20% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 5, 6 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,6 | |
| 2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 | |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,6 | |
| 3, 4 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 | |
| 7, 8 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,7 | ±1,5 | |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±1,9 | ±1,6 | |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 | |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,0 | ±2,3 | |
| Номер ИК | еоБф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| Ii(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм£Il20% | ||
| 1, 5, 6 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±12,1 | ±4,8 | ±3,3 | ±3,1 |
| 0,8 | ±9,0 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,6 | |
| 0,7 | ±7,7 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,3 | |
| 0,5 | ±6,5 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 | |
| 2 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,0 | ±3,1 |
| 0,8 | - | ±5,2 | ±3,1 | ±2,6 | |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,7 | ±2,3 | |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 | |
| 3, 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±8,1 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±5,8 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,7 | ±4,8 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,5 | ±3,9 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7, 8 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±7,0 | ±3,7 | ±2,8 |
| 0,8 | - | ±5,1 | ±2,9 | ±2,3 | |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,5 | ±2,2 | |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,2 | ±2,0 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 8i(2)%p и 8i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристики погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК в предусмотренных рабочих условиях и при доверительной вероятности, равной 0,95;
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98-Цном до 1,02-Цном;
- 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 1,1-Цном,
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИК № 2, 7, 8 и от 0,011ном до 1,2 1ном для ИК № 1, 3 - 6.
температура окружающей среды:
- для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °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 аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- для счетчиков электрической энергии трехфазных статических Меркурий 230 (Госреестр № 23345-07) - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;
- для счетчиков электрической энергии многофунциональных СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- для сервера ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков электрической энергии Тв < 24 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Надежность системных решений:
- резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты;
в журналах событий счетчиков и ИВК фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
- Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- ИВК.
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на ИВК;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230 (Госреестр № 23345-07) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет 85 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 30 лет;
- счетчики электрической энергии многофунциональные СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет 113 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 40 лет;
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1. Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| 2. Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 12 |
| 3. Трансформатор тока | ТШЛ-0,66 | 6 |
| 1 | 2 | 3 |
| 4. Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| 5. Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ | 2 |
| 6. Трансформатор напряжения | НОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| 7. Счетчик электрической энергии статический | Меркурий 230 | 6 |
| 8. Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| 9. ПО (комплект) | ПО «Энергосфера» | 1 |
| 10. Сервер ИВК | HP ProLiant DL380 G5 | 1 |
| 11. Паспорт - формуляр | 09176226.422231.102.ПС | 1 |
Поверкаосуществляется по документу | МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы | автоматизированные |
информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Идентификационные данные программного обеспечения сервера ИВК указаны в Паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Перечень основных средств поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счётчиков электрической энергии статических Меркурий 230 - по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласованному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г;
- для счётчиков электрической энергии многофунциональных СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГСИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
- 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 электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГИПЕРГЛОБУС». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 1913/500-01.00229-2016 от 18.02.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГИПЕРГЛОБУС»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Поверителей | 5 |
| Актуальность данных | 19.11.2024 |
