| Номер в госреестре | 80271-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "БИАКСПЛЕН М" |
| Изготовитель | Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БИАКСПЛЕН М» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ -3000 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в УСПД ЭКОМ-3000, и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее по тексту - сервер БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (далее по тексту - ПО) ПК «Энергосфера», автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), АРМ субъекта оптового рынка, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка.
АРМ субъекта оптового рынка формирует и отправляет по сети Internet с использованием электронной подписи (далее по тексту - ЭП) раз в сутки с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС». Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.
СОЕВ включает в себя УСВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСПД ЭКОМ-3000, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов УСПД синхронизировано с сигналами точного времени от ГЛОНАСС/GPS -приемника. Коррекция времени УСПД производится на величину рассинхронизации с точностью до ± 1 мс.
УСПД осуществляет коррекцию времени сервера БД и счетчиков. Корректировка часов сервера БД производится при расхождении часов сервера БД с часами УСПД на величину более чем ±1 с.
Сличение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более чем ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче из УСПД ИВКЭ в ИВК является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о Я | Измерительные компоненты | Метрологические характеристики ИК | ||||||
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | РТП-7080 6 кВ, РУ 6 кВ, яч.7 | ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 1261-08 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,1 ±5,6 | |
| 2 | РТП-7080 6 кВ, | ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6 У3 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная | ±1,1 | ±3,1 | |
| РУ 6 кВ, яч.10 | Ктт 400/5 Рег. № 1261-08 | Ктн 6000/100 Рег. № 51199-12 | реактивная | ±2,6 | ±5,6 | |||
| 3 | РТП-7080 6 кВ, | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ЭК0М-3000 | активная | ±1,0 | ±4,1 | |
| РУ 0,4 кВ, ф.2 | Ктт 250/5 Рег. № 47957-11 | Рег. № 17049-14 | реактивная | ±2,4 | ±7,1 | |||
| 4 | РТП-7080 6 кВ, РУ 0,4 кВ, яч.6, | Т0П-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 47959-11 | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,0 | ±4,1 | ||
| ф.12 | Рег. № 36355-07 | реактивная | ±2,4 | ±7,1 | ||||
| 5 | РТП-7080 6 кВ, | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | активная | ±1,0 | ±4,1 | ||
| РУ 0,4 кВ, ф.4 | Ктт 250/5 Рег. № 47957-11 | реактивная | ±2,4 | ±7,1 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | РТП-7080 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ф.13 | ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 47957-11 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| 7 | РТП-7080 6 кВ, РУ 0,4 кВ, ф.1 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47959-11 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 | |
| 8 | РТП-3050 10 кВ, РУ 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.3 | ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1261-02 | ЗНИОЛ Кл. т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 25927-03 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,1 ±5,6 | |
| 9 | РТП-3050 10 кВ, РУ 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.10 | ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1261-02 | ЗНИОЛ Кл. т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 25927-03 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,1 ±5,6 | |
| 10 | ШС №26 0,4 кВ, РУ 0,4 кВ, ф.3 | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М.02 Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 36354-07 | активная реактивная | ±1,1 ±2,2 | ±3,8 ±7,8 | |
| 11 | ШС №26 0,4 кВ, РУ 0,4 кВ, ф.1 | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М.02 Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 36354-07 | активная реактивная | ±1,1 ±2,2 | ±3,8 ±7,8 | |
| 12 | ТП-4768 6 кВ, РУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч.6 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1261-08 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,1 ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 13 | ТП-4768 6 кВ, РУ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1 | Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 36382-07 Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М. 16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,1 ±7,1 |
| 14 | ШУР 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ | Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5 Ктт 250/5 Рег. № 36382-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±3,0 ±5,5 | |
| 15 | РТП-7080 6 кВ, РУ 0,4 кВ, яч.8 | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 36354-07 | активная реактивная | ±1,1 ±2,2 | ±3,8 ±7,8 | |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | |||||||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для соБф = 0,8 инд, 1=0,05Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 15 от минус 40 до плюс 60 °C. Для ИК №13 погрешность в рабочих условиях указана для комбинации средств измерения с наименьшими показателями точности измерения (ТТ кл.т. 0,5, счетчик кл.т. 0,5 S/1,0). 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие -владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6 Допускается замена сервера БД АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии -владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 15 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 47,5 до 52,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, оС | от +10 до +3 0 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС | от 0 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: | 2 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: | 24 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | 114 |
| направлениях, сут., не менее | |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | 45 |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | 10 |
| менее | |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
электросчетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ ООО «БИАКСПЛЕН М» типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ 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. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ 10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 9 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 М У3 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 У3 | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНИОЛ | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.03М | 5 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 5 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | ПСЧ-3ТМ.05М.02 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункци ональный | ПСЧ-3ТМ.05М | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных со встроенным УСВ | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП СМО-0110-2020 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.139.01 ПФ | 1 |
осуществляется по документу МП СМО -0110-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БИАКСПЛЕН М». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 08.10.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 (Рег. № 36697-08) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации, Часть 2. Методика поверки», согласована руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.04, ПСЧ-4ТМ.05М.16 (Рег. № 36355-07) - по документу ИЛГШ.411152.146РЭ1 «Методика поверки», явлюящегося приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласована руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г;
- счетчиков ПСЧ-3ТМ.05М, ПСЧ-3ТМ.05М.02 (Рег. № 36354-07) - по документу ИЛГШ.411152.138РЭ1 «Методика поверки», явлюящегося приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.138РЭ, согласована руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г;
- УСПД ЭКОМ-3000 (Рег. № 17049-14) - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр ТПУ-01, Рег. № 28134-12;
- термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 25749.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы авто -матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БИАКСПЛЕН М».
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 26.11.2024 |
