Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГО" (Регионы 7 очередь)
- АО "РЭС Групп", г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:92142-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 7 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени;
- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИИК;
- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК, а также сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- прием и обработка данных от смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений и данных о состоянии соответствующих средств измерений);
- ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;
- автоматическое сохранение результатов измерений по заданным критериям (первичной, рассчитанной и замещенной информации и т.д.) и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- формирование интегральных актов электроэнергии и актов учета перетоков;
- формирование и передача результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в виде макетов 80020, 80040, а также в иных форматах в организации-участники оптового рынка электрической энергии (мощности), смежным и прочим заинтересованным организациям;
- 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);
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - 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 (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УССВ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2.0», технические средства обеспечения электропитания.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика. 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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента
трансформации:
- 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 электрической энергии поступает на сервер, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором 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 справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера с использованием электронной подписи (далее - ЭП) по каналу связи через сеть Интернет по протоколу TCP/IP в соответствии с Приложением 11.1.1. «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК и ИВК.
СОЕВ включает в себя УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС), синхронизирующего собственные часы приемника с национальной шкалой времени UTC(SU), а также встроенные часы сервера АИИС КУЭ и счетчиков.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УССВ происходит с периодичностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УССВ осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УССВ.
Коррекция времени счетчиков производится от сервера АИИС КУЭ. При сеансе связи не реже одного раза в сутки происходит сличение времени часов сервера АИИС КУЭ с временем счетчиков. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем сервера АИИС КУЭ более, чем на ±1 с.
Журналы событий счетчика отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 013) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером в составе уровня ИВК.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче от ИИК в ИВК является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения не ниже | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатор а программного обеспечения |
| Модуль универсальной обработки бинарных пакетов | BinaryPackCo ntrols.dll | 8 | EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 | MD5 |
| Модуль проверки целостности данных | CheckDatalnte grity.dll | 8 | E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 | MD5 |
| Модуль общих функций для протоколов семейства МЭК/IEC | ComlECFunct ions.dll | 8 | BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 | MD5 |
| Модуль общих функций для протоколов семейства Modbus | ComModbusF unctions.dll | 8 | AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 | MD5 |
| Модуль стандартных функций и математической обработки данных | ComStdFuncti ons.dll | 8 | EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 | MD5 |
| Модуль обработки значений даты и времени | DateTimeProc essing.dll | 8 | D1C26A2F55C7FECF F5CA F8B1 C056 FA4D | MD5 |
| Модуль защищённого преобразования данных | SafeValues DataUpdate.dll | 8 | B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB | MD5 |
| Модуль общей проверки достоверности данных и статусной информации | SimpleVerify DataStatuses.d ll | 8 | 61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 | MD5 |
| Модуль проверки контрольной суммы по различным алгоритмам | SummaryChec kCRC.dll | 8 | EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 | MD5 |
| Модуль обработки значений и данных | ValuesDataPro cessing.dll | 8 | 013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 | MD5 |
ПО «Пирамида 2.0» 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.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УССВ / Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110/6 кВ Перекоп, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.1, КЛ-6 кВ ф.1 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-08 | НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ТЕ2000.00.00.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 83048-21 | УСВ-2 Рег. № 82570-21 / Supermicro SYS-6019P-MTR | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 2 | ПС 110/6 кВ Перекоп, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.6, КЛ-6 кВ ф.6 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ТЕ2000.00.00.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 83048-21 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 | |
| 3 | ПС 110/6 кВ Перекоп, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч.7, КЛ-6 кВ ф.7 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 2473-00 | НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ТЕ2000.00.00.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 83048-21 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ПС 110/6 кВ Перекоп, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.12, КЛ-6 кВ ф.12 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 2473-00 | НТМИ-6-66 У3 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ТЕ2000.00.00.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 83048-21 | УСВ-2 Рег. № 82570-21 / Supermicro SYS-6019P-MTR | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 5 | ВРУ-0,4 кВ АО Ярославские ЭнергоСистемы, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ | ТОП М-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 59924-15 | — | КВАНТ ST2000-12-W-230*5(10)-0,5S/1-R2UI2O2DM Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 71461-18 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,9 ±6,8 | |
| 6 | ВРУ-0,4 кВ АО Ярославские ЭнергоСистемы, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ | ТОП М-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 59924-15 | — | КВАНТ ST2000-12-W-230*5(10)-0,5S/1-R2UI2O2DM Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 71461-18 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,9 ±6,8 | |
| 7 | ТП-5 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, яч.29, КЛ-0,4 кВ Жилой дом | ТТН-Ш Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 58465-14 | — | КВАНТ ST2000-12-W-230*5(10)-0,5S/1-R2UI2O2DM Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 71461-18 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,9 ±6,8 | |
| 8 | РП-10 кВ КСЗ, РУ-10 кВ, I сш 10 кВ, яч.8, Ввод 1 10 кВ, КЛ-10 кВ №607 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 15128-07 | ЗНОЛ.06-10 У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/^3/ 100/\3 Рег. № 3344-08 ЗНОЛ-НТЗ-10 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/^3/ 100/\3 Рег. № 51676-12 | ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 83048-21 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 9 | РП-10 кВ КСЗ, РУ-10 кВ, II сш 10 кВ, яч.7, Ввод 2 10 кВ, КЛ-10 кВ №617 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 15128-07 | ЗНОЛ.06-10 У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/^3/ 100/\3 Рег. № 3344-08 | ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 83048-21 | УСВ-2 Рег. № 82570-21 / Supermicro SYS-6019P-MTR | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 10 | РУ 10 кВ ВСЗ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.8, Ввод 2 10 кВ, КЛ-10 кВ Ф-1-10 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛ(П)-НТЗ Кл.т. 0,5 Ктн 10000/^3/ 100/V3 Рег. № 69604-17 | ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 83048-21 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 | |
| 11 | РУ 10 кВ ВСЗ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.11, Ввод 1 10 кВ, КЛ-10 кВ Ф-10-10 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛ(П)-НТЗ Кл.т. 0,5 Ктн 10000/^3/ 100/V3 Рег. № 69604-17 | ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 83048-21 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 | |
| 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 ИК № 1-4, 8, 9, 11 - при cos ф = 0,8 инд, I 0,054ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °C до +60 °C; - для ИК № 5, 6, 7, 10 - при cos ф = 0,8 инд, I 0,024ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °C до +60 °C; 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, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 6. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа. 7. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8. Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений. 9. 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. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 11 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С | от -40 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС - типа ТЕ2000 (рег. № 83048-21) | от -40 до +70 |
| - типа КВАНТ ST 2000-12 (рег. № 71461-18) | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УССВ, оС | от -10 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - для ТЕ2000 (рег. № 83048-21) | 220000 |
| - для КВАНТ ST 2000-12 (рег. № 71461-18) | 200000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ: | 72 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, год, не менее | 5 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.
В журналах событий автоматически фиксируется время и даты наступления событий:
1) в счётчиках электроэнергии ИИК:
- факты связи со счётчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты 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 счётчика с фиксацией времени пропадания и восстановления
- другие события;
2) в сервере ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счётчика;
- полученные с уровня ИИК «Журналы событий» ИИК;
- другие события.
Защищённость применяемых компонентов:
1) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
2) защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счётчика;
- сервера.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТОП М-0,66 У3 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТТН-Ш | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 У3 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06-10 У3 | 5 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-НТЗ-10 УХЛ2 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ(П)-НТЗ | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ТЕ2000.00.00.00 | 4 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ТЕ2000.01.00.00 | 4 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | КВАНТ ST2000-12-W-230*5(10)-0,5S/1-R2UI2O2DM | 3 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер | Supermicro SYS-6019P- MTR | 1 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2.0 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСЕ.095367.013 ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 7 очередь), аттестованном ООО «МЦМО», г. Владимир, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 01.00324-2011.
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».