Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» по ЛПДС «Белгород» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
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 (ИИК) включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-3.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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 преобразуются 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 хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верх-
ний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования
ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, (Госреестр СИ №3948508), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Устройство синхронизации времени УСВ-3, входящее в состав ИВКЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. УСВ-3 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от величины расхождения часов УСПД и времени приемника. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с, но не чаще одного раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии 7.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПК «Энергосфера» 7.0 | Библиотека pso_metr.dll | 1.1.1.1 | CBEB6F6CA69318BE D976E08A2BB7814B | MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ЛПДС «Белгород» |
| 1 | ЛПДС «Белгород» ЗРУ-10 кВ 1 секция шин 10 кВ яч. 1 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,2S 200/5 Зав. № 11925; Зав. № 26479; Зав. № 11927 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,2 10000:^3/100:^3 Зав. № 3002956; Зав. № 3002957; Зав. № 3002954 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804130874 | СИКОН С70 Зав. № 06785 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 2 | ЛПДС «Белгород» ЗРУ-10 кВ 2 секция шин 10 кВ яч. 15 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,2S 200/5 Зав. № 11928; Зав. № 26480; Зав. № 11929 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,2 10000:^3/100:^3 Зав. № 3003211; Зав. № 3003210; Зав. № 3003212 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804130875 | СИКОН С70 Зав. № 06785 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 3 | ЛПДС «Белгород» ЗРУ-10 кВ 1 секция шин 10 кВ яч. 8 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,2S 100/5 Зав. № 11505; Зав. № 11918; Зав. № 11504 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,2 10000:^3/100:^3 Зав. № 3002956; Зав. № 3002957; Зав. № 3002954 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804130622 | СИКОН С70 Зав. № 06785 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 4 | ЛПДС «Белгород» ЗРУ-10 кВ 2 секция шин 10 кВ яч. 12 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,2S 100/5 Зав. № 11919; Зав. № 11920; Зав. № 11923 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,2 10000:^3/100:^3 Зав. № 3003211; Зав. № 3003210; Зав. № 3003212 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804130630 | СИКОН С70 Зав. № 06785 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 5 | ЛПДС «Белгород» ТСН1, РУ-0,4 кВ | ТОП-0,66 Кл. т. 0,2S 20/5 Зав. № 3037477; Зав. № 3037474; Зав. № 3037478 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804130181 | СИКОН С70 Зав. № 06785 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 6 | ЛПДС «Белгород» ТСН2, РУ-0,4 кВ | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 S 20/5 Зав. № 2119538; Зав. № 2119537; Зав. № 2119548 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804130527 | СИКОН С70 Зав. № 06785 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, (± 8), % | Погрешность в рабочих условиях, (± 8), % |
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2, 3, 4 | 1н1<11<1,21н1 | 0,8 | 0,8 | 1,1 | 1,6 | 1,8 | 1,9 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,8 | 0,8 | 1,1 | 1,6 | 1,8 | 1,9 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,2; | 0,051н1<11<0,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,6 | 1,6 | 1,8 | 2,0 |
| Сч 0,5S) | 0,021н1<11<0,051н1 | 1,5 | 1,6 | 2,3 | 2,0 | 2,3 | 2,7 |
| 5 | 1н1<11<1,21н1 | 0,7 | 0,7 | 0,9 | 1,5 | 1,7 | 1,8 |
| 0,21н1<11<1н1 | 0,7 | 0,7 | 0,9 | 1,5 | 1,7 | 1,8 |
| (ТТ 0,2S; Сч 0,5S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 0,8 | 1,0 | 1,5 | 1,6 | 1,8 | 1,9 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 1,5 | 1,6 | 2,2 | 2,0 | 2,2 | 2,7 |
| 6 | 1н1<11<1,21н1 | 1,0 | 1,1 | 1,9 | 1,7 | 1,9 | 2,4 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,0 | 1,1 | 1,9 | 1,7 | 1,9 | 2,4 |
| (ТТ 0,5S; Сч 0,5S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,3 | 1,6 | 2,9 | 1,9 | 2,2 | 3,1 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,5 | 3,0 | 5,4 | 2,8 | 3,3 | 5,6 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, (± 8), % | Погрешность в рабочих условиях, (± 8), % |
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2, 3, 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 1,0 (ГОСТ Р 52425-2005)) | 1н1<11<1,21н1 | 1,6 | 1,4 | 1,2 | 3,7 | 3,5 | 3,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,6 | 1,4 | 1,2 | 3,7 | 3,5 | 3,5 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 2,1 | 1,8 | 1,4 | 4,0 | 3,6 | 3,5 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,8 | 2,4 | 2,0 | 4,4 | 3,9 | 3,7 |
| 5 (ТТ 0,2S; Сч 1,0 (ГОСТ Р 524252005)) | 1н1<11<1,21н1 | 1,5 | 1,2 | 1,2 | 3,6 | 3,5 | 3,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,5 | 1,2 | 1,2 | 3,6 | 3,5 | 3,5 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 2,0 | 1,8 | 1,4 | 3,9 | 3,5 | 3,5 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 2,7 | 2,3 | 2,0 | 4,3 | 3,9 | 3,7 |
| 6 (ТТ 0,5S; Сч 1,0 (ГОСТ Р 524252005)) | 1н1<11<1,21н1 | 2,4 | 1,8 | 1,4 | 4,1 | 3,7 | 3,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 2,4 | 1,8 | 1,4 | 4,1 | 3,7 | 3,5 |
| 0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 3,5 | 2,6 | 1,8 | 4,8 | 4,0 | 3,6 |
| 0,021н1<11<0,051н1 | 6,4 | 4,5 | 2,9 | 7,2 | 5,5 | 4,3 |
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. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Uhom;
диапазон силы тока (1 - 1,2) Ihom,
частота (50±0,15) Гц;
коэффициент мощности cosф = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
ТТ и ТН от минус 40 до плюс 50 °С;
счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;
У СПД от плюс 10 до плюс 30 °С;
ИВК от плюс 10 до плюс 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети:
диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) UH1;
диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1;
коэффициент мощности cosф(smф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети:
диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2;
диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2;
коэффициент мощности cosф(smф) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии от минус 40 °C до плюс 60 °C.
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т =
165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее 45000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер HP Proliant BL 460c Gen8, HP Proliant BL 460c G6 - среднее время наработки на отказ не менее TG6=261163, TGen8=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка 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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
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, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» по ЛПДС «Белгород» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | № Госреестра | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока опорный | ТОЛ-10-I | 47959-11 | 12 |
| Трансформатор тока опорный | ТОП-0,66 | 47959-11 | 6 |
| Трансформатор напряжения заземляемые | ЗНОЛ.06-10 | 46738-11 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 36697-12 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 51644-12 | 1 |
| Сервер точного времени | ССВ-1Г | 39485-08 | 2 |
| Программное обеспечение | ПК "Энергосфера" | - | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 55294-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» по ЛПДС «Белгород». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28.08.2013 г.
Перечень основных средств 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»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчика СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1»,утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ.240.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 2700804;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы и измерительно-информационных комплексов коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» по ЛПДС «Белгород» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» по ЛПДС «Белгород»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
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.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
