Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (8 очередь). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (8 очередь)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (8 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, передача информации на АРМ. При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется в счетчиках, на сервере данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.

Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Передача информации от сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчиков 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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты

данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Эне

а»

р

е

ф

с

о

г

р

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

д к- о- р- и

s Ji ^ u s В л тр н г

^ Г) ^

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях

(±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ТП-855 (РП-25) 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, Яч. №3, КЛ1 10 кВ Многофункционального торгово-офисного центра

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; С

ЗНОЛП-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С

Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

Актив

ная

Реак

тивная

1,3 2, 5

3,4

5,7

2

ТП-855 (РП-25) 10 кВ, РУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, Яч. №29, КЛ2 10 кВ Многофункционального торговоофисного центра

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; С

ЗН0ЛП-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С

Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11

Актив

ная

Реак

тивная

1,3 2, 5

3,4

5,7

3

ТП-Н63 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С

-

РиМ 489.15 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 57003-14

Актив

ная

Реак

тивная

1,0 2, 1

3,2 5, 5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТП-Н63 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ

Т-0,66

Актив-

Кл.т. 0,5

РиМ 489.15

ная

1,0

3,2

4

1000/5

-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. № 52667-13

Рег. № 57003-14

Реак-

2, 1

5, 5

Фазы: А; В; С

тивная

ТП-Н258 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5

РиМ 489.15

Актив

ная

1,0

3,2

5

300/5

-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С

Рег. № 57003-14

Реак

тивная

2, 1

5, 5

ТП-Н258 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5

РиМ 489.15

Актив

ная

1,0

3,2

6

300/5

-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С

Рег. № 57003-14

УСВ-3 Рег. №

Fujitsu

PRIMERGY

Реак

тивная

2, 1

5, 5

Т-0,66 Кл.т. 0,5

Актив

ная

ТП-Н421 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ

РиМ 489.15

64242-16

RX2510 M2

1,0

3,2

7

1000/5

-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С

Рег. № 57003-14

Реак

тивная

2,1

5,5

ТП-Н421 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5

РиМ 489.15

Актив

ная

1,0

3,2

8

1000/5

-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Рег. № 52667-13

Рег. № 57003-14

Реак-

2, 1

5, 5

Фазы: А; В; С

тивная

Т-0,66 У3

Актив-

ТП-Н285 10 кВ,

Кл.т. 0,5

РиМ 489.15

ная

1,0

3,2

9

РУ-0,4 кВ, 1

100/5

-

Кл.т. 0,5 S/1,0

СШ 0,4 кВ, Ф-1

Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

Рег. № 57003-14

Реак

тивная

2, 1

5, 5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

10

ТП-Н285 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ф-2

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

-

РиМ 489.15 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 57003-14

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

Актив

ная

Реак

тивная

1,0 2, 1

3,2 5, 5

11

КТП-Э-1-1057 10 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1

ТЛО-10 Кл.т. 0,5 50/5

Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С

МИР ^07.05S-57-5(10)-R-D Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 61678-15

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,6

12

ПКТП-136 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод1 0,4 кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-18

Актив

ная

Реак

тивная

1,0 2, 1

3,2 5, 5

13

ПКТП-136 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ

ТТЕ-100 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-18

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,5

14

КТП-К-2-1043 10 кВ, РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 50/5

Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С

ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 3344-08 Фазы: А; В; С

МИР ^07.05S-57-5(10)-R-D Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 61678-15

Актив

ная

Реак

тивная

1,3 2, 5

3,3 5, 6

15

КТП-СЛ-3-412 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4кВ, Ввод 0,4кВ

Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С

-

ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18

Актив

ная

Реак

тивная

1,0 2, 1

3,2 5, 5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

КТП-420 10 кВ,

Т-0,66 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С

ПСЧ-

Актив-

1,0 2, 1

3,2 5, 5

16

РУ-0,4 кВ, СШ 0,4кВ, Ввод 0,4кВ

-

4ТМ.05МД.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18

ная

Реак

тивная

17

ПС 35 кВ Слю-саревская, РУ-10 кВ, 1 СШ 10

Т0Л-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 100/5

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

Актив

ная

1,3

3,4

кВ, Яч. СЛ-9,

Рег. № 32139-06

Рег. № 831-69

Реак-

2, 5

5,7

ф. СЛ-9

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

18

ПС 110 кВ Индустриальная, РУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, Яч. №106, КЛ 10 кВ Яч. №106

ТЛ0-10 Кл.т. 0,5S 600/5

ЗН0ЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

Актив

ная

1,3

3,4

Рег. № 25433-11

Рег. № 47583-11

Реак-

2, 5

5,7

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

УСВ-3 Рег. №

Fujitsu

PRIMERGY

тивная

ПС 110 кВ Индустриальная, РУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, Яч. №207, КЛ 10 кВ Яч. №207

19

ТЛ0-10 Кл.т. 0,5S 600/5

ЗН0ЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

64242-16

RX2510 M2

Актив

ная

1,3

3,4

Рег. № 25433-11 Фазы: А; С

Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2, 5

5,7

КТПНкк-1250

ТТИ-125

Меркурий 230

Актив-

10 кВ,

Кл.т. 0,5

ART-03 PQC-

ная

1,0

3,2

20

РУ-0,4 кВ, СШ

2000/5

-

SIDN

0,4 кВ, Ввод 0,4

Рег. № 28139-12

Кл.т. 0,5S/1,0

Реак-

2, 1

5, 5

кВ

Фазы: А; В; С

Рег. № 23345-07

тивная

КТПНкк-2500

ТШЛ-0,66

Меркурий 230

Актив-

10 кВ,

Кл.т. 0,5

ART-03 PQC-

ная

1,0

3,2

21

РУ-0,4 кВ, СШ

3000/5

-

SIDN

0,4 кВ, Ввод 0,4

Рег. № 47957-11

Кл.т. 0,5S/1,0

Реак-

2, 1

5, 5

кВ

Фазы: А; В; С

Рег. № 23345-07

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

КТПК-1000 10

Т-0,66 У3

Меркурий 230

Актив-

кВ,

Кл.т. 0,5

ART-03 PQR-

УСВ-3

Fujitsu

ная

1,0

3,2

22

РУ-0,4 кВ, СШ

1500/5

-

SIDN

Рег. №

PRIMERGY

0,4 кВ, Ввод 0,4

Рег. № 71031-18

Кл.т. 0,5S/1,0

64242-16

RX2510 M2

Реак-

2, 1

5, 5

кВ

Фазы: А; В; С

Рег. № 23345-07

тивная

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)

±5 с

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30

мин.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1, 2, 17-19 для тока 2 % от ^ом, для остальных ИК - для тока 5 % от ^ом; cos9 = 0,8инд.

4    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 таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

22

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от №ом

от 95 до 105

ток, % от !ном

для ИК №№ 1, 2, 17-19

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от !ном

для ИК №№ 1, 2, 17-19

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от +5 до +35

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа Меркурий 234:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа РиМ 489.15:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

180000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа МИР С-07:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

290000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МД, СЭТ-4ТМ.03М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа Меркурий 230:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

150000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков типа Меркурий 234:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

170

при отключении питания, лет, не менее

10

1

2

для счетчиков типа РиМ 489.15:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

186

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типа МИР С-07:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

131

при отключении питания, лет, не менее

16

для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МД, СЭТ-4ТМ.03М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

114

при отключении питания, лет, не менее

40

для счетчиков типа Меркурий 230:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

85

при отключении питания, лет, не менее

10

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3, 5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки 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

Количеств о, шт./экз.

Трансформаторы тока

ТОЛ-НТЗ-10

4

Трансформаторы тока

Т-0,66

27

Трансформаторы тока

ТЛО-10

7

Трансформаторы тока измерительные

ТТЕ-100

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

5

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-125

3

Трансформаторы тока шинные

ТШЛ-0,66

3

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

9

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛП-10

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

9

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-10

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

1

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 234

2

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

РиМ 489.15

8

Счетчики электрической энергии

МИР С-07

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МД

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

3

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

Меркурий 230

3

Устройства синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

1

Методика поверки

МП ЭПР-320-2020

1

Паспорт-формуляр

33178186.411711.008.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «НЭК» (8 очередь)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «НЭК» (8 очередь)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание