Требования к видам обеспечения
Требования к информационному обеспечению
Информационное обеспечение АИИС КУЭ ООО «НП БФ» должно представлять собой совокупность массивов информации, правил классификации и кодирования информации, унифицированной системы документации (включая входные и выходные формы) и реализованных решений по объемам, размещению и формам существования информации, применяемой в АИИС КУЭ ООО «НП БФ» при ее функционировании.
Виды информации
Массивы информации должны включать коммерческую, технологическую, служебную информацию и НСИ.
Коммерческая (расчетная) информация – информация, используемая в финансовых расчетах за электроэнергию.
Технологическая информация – информация, которая может быть использована в расчетных задачах по учету электроэнергии.
Служебная информация – информация о текущем состоянии средств учета (журналы событий счетчиков и других компонент, входящих в АИИС КУЭ ООО «НП БФ») и т.п.
Нормативно-справочная информация – классификаторы средств учета, нормативно-техническая документация и т.д.
Система классификации и кодирования АИИС КУЭ должна удовлетворять следующим требованиям:
единообразное представление детерминированных данных;
выделение элементарных идентифицирующих понятий и однозначное присвоение каждому объекту в пределах заданного множества кодового обозначения (однозначная идентификация);
внешнюю простоту для удобства пользователей при возможном сложном внутреннем строении;
пластичность, позволяющую вносить изменения и при необходимости влиять на изменения структуры классификаций без потерь данных;
возможность дополнения классификационной структуры новыми идентифицирующими понятиями, возникающими в процессе развития;
возможность классификации без ограничений на уровень вложенности;
многоаспектность – учет представлений пользователей в создаваемых классификациях;
обеспечение механизмов совместимости создаваемых классификаторов с отраслевыми;
расширяемость.
Информационное обеспечение АИИС КУЭ ООО «НП БФ» должно обеспечивать:
ввод, обработку, накопление и хранение информации, необходимой для реализации функций системы;
информационную совместимость ИИК, ИВК и ИАСУ КУ на базе терминологического единства семантики одних и тех же понятий в различных массивах информации, классификаторах, входных и выходных документах;
представление информации в форме, удобной для работы пользователя, в соответствии с его функциональными обязанностями и установленным разграничением доступа;
актуальность и достоверность информации в базах данных, ее хранение с минимально необходимой избыточностью, а также контроль полноты и непротиворечивости вводимой информации;
отсутствие потери точности технической информации при сборе, хранении, обработке и предоставлении информации во внешние информационные системы;
адаптируемость к возможным изменениям информационных потребностей пользователей;
независимость от используемых программных и технических средств.
Требования к организации информации:
для хранения технической, технологической и служебной информации и НСИ в ИВК должны использоваться системы управления реляционными базами данных с поддержкой языка SQL в соответствии со стандартом ISO/IEC 9075:1992, «Язык баз данных SQL» (Database Language SQL);
записи базы данных ИВК должны сопровождаться дополнительной информацией об источнике данных, астрономической дате-времени момента осуществления записи в базу данных;
внесение изменений в базу данных ИВК рекомендуется реализовать по принципу неприменения операций удаления и коррекции записей – разрешено только дополнение (при этом должен использоваться механизм временного диапазона актуальности записи);
в ИВК должно быть обеспечено хранение технической, технологической, служебной информации и НСИ не менее 3,5 лет;
в ИВК должен быть предусмотрен регламент автоматического копирования информации из баз данных на долговременные внешние носители;
в ИВК должен быть предусмотрен регламент копирования информации из баз данных на долговременные нестираемые внешние носители для архивного хранения.
Разработка систем классификации и кодирования информации коммерческого учета электроэнергии и унифицированных систем документации должна осуществляться в соответствии с ПР 50.1.019.
Требования к лингвистическому обеспечению
Лингвистическое обеспечение должно удовлетворять потребности пользователей в языковых средствах в интересах поддержки автоматизированного выполнения функций, приведенных в настоящем ТЗ, и должно быть разработано на русском языке.
Лингвистическое обеспечение должно обеспечивать:
текстовый и графический способы общения пользователей со средствами автоматизации;
диалоговый режим общения пользователей со средствами автоматизации с возможностью проектирования диалогов в интересах должностных лиц;
формирование запросов с АРМ и запуск информационных и расчетных задач;
защиту от ошибок и некорректных действий пользователей.
Диагностические сообщения системы, сообщения системы о несанкционированных данных действиях пользователей, а также сообщения системы при запуске, решении задач специального программного обеспечения и при работе пользователей с информационным обеспечением должны быть унифицированы.
Требования к программному обеспечению
В состав программного обеспечения АИИС КУЭ ООО «НП БФ» должно входить:
системное программное обеспечение;
программное обеспечение систем управления базами данных (СУБД), которое должно обеспечивать формирование баз данных, управление файлами и их поиск; иметь средства поддержки приложений, обеспечивающие ввод и поддержание целостности данных, а также формирование отчетов и должно преимущественно строиться с использованием технологии клиент-сервер;
программное обеспечение, отвечающее за полноту и достоверность информации в АИИС КУЭ, определяющее сроки обновления и хранения данных, а также обеспечивающее непосредственный доступ к параметрам счетчиков и УСПД;
программное обеспечение, отвечающее за поддержание системы единого времени в составе АИИС КУЭ.
Заказчик должен иметь лицензии на использование системного программного обеспечения, СУБД, прикладного ПО, ПО системы единого времени в составе АИИС КУЭ ООО «НП БФ», либо заключить договор с организациями, имеющими такие лицензии.
Требования к техническому обеспечению
Под техническими средствами АИИС КУЭ ООО «НП БФ» понимают технические (инструментальные, аппаратные и вычислительные) средства, с помощью которых реализуется структура и выполняются вышеперечисленные задачи АИИС КУЭ. К техническим средствам АИИС КУЭ ООО «НП БФ» относятся:
измерительные трансформаторы тока и напряжения, вторичные измерительные цепи, измерительные электросчетчики, снабженные цифровым интерфейсом для дистанционного доступа к измерительной информации о расходе электроэнергии;
универсальные средства измерения и синхронизации времени;
универсальные средства передачи информации от счетчиков в центры обработки информации, включая программируемые контроллеры, модемы, каналообразующую аппаратуру, а также специализированные устройства коммутации сигналов, процессоры связи, и т.д.;
универсальные средства вычислительной техники, локальные сети ЭВМ, средства межмашинного обмена информацией между БФ ООО «Новогор-Прикамье» и смежными сетевыми компаниями.
Технические средства ИВК должны размещаться с соблюдением требований СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 и ГОСТ Р 51318.22 (СИСПР 22-97).
Требования к измерительным трансформаторам
Измерительные трансформаторы напряжения и тока должны соответствовать требованиям ПУЭ п.1.5.16…1.5.26.
Технические параметры трансформаторов тока и напряжения должны отвечать требованиям ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001 соответственно.
Для проведения измерений применять трансформаторы тока и напряжения класса точности не хуже 0,5.
В целях повышения точности коммерческого учета при реконструкции электроустановок (замена ТТ не прошедших поверку), к которым присоединены элементы сети, входящие в сечение поставки, следует устанавливать на этих элементах измерительные трансформаторы класса точности 0,5S.
В сети с изолированной нейтралью (6 кВ и 10 кВ) допускается установка трансформаторов тока в двух фазах, при этом в сетях с глухозаземленной нейтралью (0,4 кВ) измерительные трансформаторы тока должны устанавливаться во всех трех фазах, к которым следует подключать трехфазные трехэлементные счетчики.
Фактическая нагрузка вторичной измерительной обмотки трансформаторов тока и напряжения должна находиться в пределах 25…100% от номинальной в любых эксплуатационных режимах.
Не допускается применение промежуточных трансформаторов тока.
В случае использования трансформатора напряжения только для целей коммерческого учета необходимо обеспечить контроль целостности цепи трансформатора напряжения.
Конструкция трансформаторов тока должна обеспечивать защиту контактных соединений вторичных цепей от несанкционированного доступа путем опломбирования, при этом пломбирование должно производиться представителями энергоснабжающей организации, потребителя и смежных сетевых компаний.
Измерительные трансформаторы должны соответствовать требованиям ПУЭ по классу напряжения, термической и электродинамической стойкости, а также климатическому исполнению.
Требования к вторичным цепям
Установка счетчиков и электропроводка к ним должны соответствовать требованиям ПУЭ п.1.5.27…1.5.38.
При производстве монтажа необходимо:
переоформить документацию на измерительные комплексы средств коммерческого учета;
подключение токовых обмоток электросчетчиков к вторичным измерительным обмоткам трансформаторов тока выполнять отдельно от цепей релейной защиты и автоматики, при включении измерительных приборов должна быть обеспечена симметричная нагрузка;
подключение счетчиков электроэнергии к трансформаторам напряжения следует осуществлять отдельными кабелями, при возможности переключения присоединения к различным секциям или системам шин к каждому трансформатору напряжения должен быть проложен отдельный кабель;
предусмотреть на каждой точке коммерческого учета наличие испытательной коробки, обеспечивающей подключение образцового счетчика электроэнергии без отключения присоединения, при этом испытательная коробка должна находиться около счетчика электроэнергии, а кабель от трансформатора напряжения должен приходить в испытательную коробку;
кабели от ТН до счетчиков должны быть защищены от короткого замыкания автоматическими выключателями;
потери в цепи «ТН – счетчик» должны составлять не более 0,25% номинального вторичного напряжения трансформатора напряжения;
обеспечить защиту цепей от несанкционированного доступа и возможность пломбирования контактных соединений токовых цепей (например, установить специализированные шкафы учета, специализированные блоки, коробки, панели и т.п.);
руководствоваться требованиями ПУЭ (глава 3.4) и ППБ при выборе типа и сечения применяемых кабелей и проводов.
Требования к счетчикам электрической энергии
Необходимо применять счетчики в модификации для контроля активной и реактивной составляющей электроэнергии с цифровыми выходными интерфейсами в соответствии с ГОСТ 30206 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока» и ГОСТ 26035 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
Счетчик должен допускать возможность съема информации автономным способом.
Для визуального контроля информации счетчик должен быть оборудован жидкокристаллическим индикатором, который позволяет отображать учтенную активную и реактивную энергию прямого и обратного направления.
Счетчики должны соответствовать следующим требованиям:
класс точности – не хуже 0,5S;
обеспечивать возможность подключения резервного источника питания и автоматического переключения на источник резервного питания при исчезновении основного (резервного) питания;
наличие энергонезависимой памяти для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров;
наличие энергонезависимых часов, обеспечивающих ведение даты и времени (точность хода не хуже ±5,0 секунды в сутки с внешней автоматической коррекцией (синхронизацией), работающей в составе СОЕВ);
наличие «Журнала событий», фиксирующего время и даты наступления событий.
в «Журнале событий» должны фиксироваться:
попытки несанкционированного доступа;
связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;
изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
перерывы питания.
обеспечивать защиту от несанкционированного изменения параметров, а также от записи; при этом защита должна быть обеспечена на программном (логическом) уровне (установка паролей) и аппаратном (физическом) уровне (установка пломб, марок и т.п.);
обеспечивать автоматическую самодиагностику с формированием обобщенного сигнала в «Журнале событий»:
измерительного блока;
вычислительного блока;
таймера;
блока питания;
дисплея;
блока памяти (подсчет контрольной суммы).
счетчики должны обеспечивать работоспособность в диапазоне температур от минус 35˚С до 50˚С;
средняя наработка на отказ счетчика должна составлять не менее 35000 часов;
межповерочный интервал не менее 8 лет.
В качестве измерительных счетчиков могут быть использованы счетчики серии MT8ХХ производства компании ISKRAEMECO (Словения).
Электронные счетчики MT8ХХ являются многофункциональными многотарифными электронными счетчиками электрической энергии с сохранением профиля нагрузки в течение 52 суток. Класс точности счетчиков составляет 0,5S(0,2S) для активной и 1,0(0.5) для реактивной составляющей электрической энергии. Счетчики используются для учета поставляемой активной и реактивной электроэнергии.
Окончательный выбор счетчиков должен быть сделан при проработке технорабочего проекта.
Электросчетчики должны быть установлены в соответствии со схемами учета (Приложение 1).
Требования к СОЕВ
СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени с точностью не хуже ±5,0 с/сутки. Для обеспечения единства измерений на ОРЭ используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, УСПД и др.), и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени).
Конкретный тип и количество УСВ определяются на стадии разработки технорабочего проекта на АИИС КУЭ ООО «НП БФ».
СОЕВ должна функционировать автоматически (без вмешательства человека) и иметь подтвержденную наработку на отказ не менее 35000 часов.
Требования к УСПД (промконтроллеру)
Промконтроллер должен выполнять следующие обязательные функции в автоматическом режиме:
обеспечивать интерфейс доступа к счетчику;
обеспечивать сбор результатов измерений от счетчиков по цифровым интерфейсам;
обеспечение сквозного доступа к счетчикам электроэнергии по запросу от верхнего уровня;
периодическую синхронизацию времени в промконтроллере и в обслуживаемых промконтроллером счетчиках электроэнергии.
Промконтроллер может выполнять следующие дополнительные функции:
автоматическую обработку принятой информации (форматный разбор, нормализацию данных, формирование групп, расчет простейшим способом баланса, запись в архив(ы)) в соответствии с установленными параметрами промконтроллера;
установку параметров;
ведение журнала(ов) событий промконтроллера;
в автоматическом режиме предоставление доступа к собранной информации и журналам событий;
периодический (в темпе сбора) контроль правильности текущего времени в счетчиках, запись в журнале событий информации о превышении допустимого отклонения времени от эталонного и установка дополнительного признака качества измеренным данным;
самодиагностику;
ввод расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
установку интервала опроса счетчиков;
установку текущих значений времени и даты;
возможность объединения в информационную сеть с другими промконтроллерами.
В журнале(ах) событий промконтроллера должны фиксироваться следующие события:
перерывы питания;
изменения в ПО и параметрах настройки промконтроллера;
доступ к информации со стороны верхнего уровня;
попытки несанкционированного доступа со стороны верхнего уровня;
автоматические перезапуски и перезапуски по инициативе оператора;
превышения допустимого отклонения времени счетчика от времени промконтроллера;
коррекции времени в промконтроллере;
коррекции времени в счетчиках, произведенных по инициативе промконтроллера;
результат самодиагностики;
отсутствие доступа к счетчику и восстановление доступа.
Промконтроллер должен обеспечить хранение измеренной информации и информации журнала(ов) событий не менее 35 суток.
Промконтроллер должен обеспечить сохранность информации и ведение времени и календаря при отключении электропитания на время не менее одного года.
Запрещается использование промконтроллеров для решения задач, не связанных с функционированием АИИС КУЭ.
Промконтроллер должен иметь защиту от несанкционированного доступа к аппаратной части (разъемам, функциональным модулям и т.п.) и программно-информационному обеспечению.
Промконтроллер должен строиться по модульному принципу, обеспечивать возможность оптимальной конфигурации устройства в конкретных проектных решениях АИИС КУЭ.
Промконтроллер должен обеспечивать параметрирование (установку настраиваемых параметров) при первоначальной установке (настройке), а также в процессе эксплуатации (при замене счетчиков, изменении схемы учета и т.п.); при этом параметрирование должно осуществляться только при снятии механической пломбы и вводе паролей.
Промконтроллер должен обеспечить ведение встроенного календаря и часов в соответствии с зимним временем (точность хода встроенных энергонезависимых часов не хуже ±5,0 с в сутки).
Самодиагностика промконтроллера должна выполняться не реже одного раза в сутки.
Промконтроллер должен обеспечить синхронизацию времени в каждом счетчике не реже одного раза в сутки.
Напряжение питания промконтроллера от сети переменного или постоянного тока 110/220 В с допустимым отклонением напряжения в пределах ±20%.
Конструкция промконтроллера должна обеспечить возможность переключения на резервный источник питания.
Электропотребление промконтроллера с полным набором электронных модулей не должно превышать 100 Вт.
Охлаждение промконтроллера должно осуществляться без применения вентиляторов. Рабочий диапазон температур – от минус 35˚С до 50˚С.
Промконтроллер должен выпускаться в едином корпусе, обеспечивать возможность одностороннего обслуживания и иметь степень защиты не ниже IP51 в соответствии с ГОСТ 14254.
Конструкция промконтроллера должна обеспечивать его размещение, как на стандартных панелях, так и в шкафах навесного настенного монтажа (при использовании внешних модемов).
Промконтроллер должен функционировать автоматически (без вмешательства человека) и иметь подтвержденную наработку на отказ не менее 35000 часов.
В качестве промконтроллера комплекса ИВК может использоваться УСПД «ЭКОМ-3000М» производства компании «Прософт-Системы» (г. Екатеринбург).
Требования к средствам вычислительной техники
Применяемое в АИИС КУЭ ООО «НП БФ» серверное оборудование должно быть выполнено в промышленном исполнении, предназначенном для непрерывного функционирования, соответствовать решаемым задачам и должно быть реализовано на высоконадежной масштабируемой платформе (RAID-массивы, дублирование, кластерные решения и т.п.).
Средства вычислительной техники, АИИС КУЭ ООО «НП БФ» должны отвечать требованиям к программно-аппаратным средствам защиты (ГОСТ Р 50739-95), которые должны выполнять:
гарантированное разграничение доступа к информации;
регистрацию событий, имеющих отношение к защите информации;
обеспечение доступа только после предъявления идентификатора и личного пароля;
запрет на несанкционированное изменение конфигурации;
сохранность данных АИИС КУЭ ООО «НП БФ» при отключении электроэнергии, при выходе из строя отдельных модулей, при авариях на основном оборудовании.
При проектировании АИИС КУЭ ООО «НП БФ» необходимо предусмотреть комплект ЗИП.
Специальных требований к средствам вычислительной техники АРМ и локальной сети не предусмотрено.
Требования к метрологическому обеспечению
АИИС КУЭ ООО «НП БФ» должна быть обеспечена техническими средствами, позволяющими осуществлять эффективный контроль производимых измерений в ИИК БФ ООО «Новогор-Прикамье», а также выполнение МВИ по точкам учета БФ ООО «Новогор-Прикамье». Перечень и конфигурация соответствующих технических средств должны быть уточнены на стадии технорабочего проектирования.
Метрологическое обеспечение должно осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 8.596-2002 и должно включать в себя следующее:
разработку и аттестацию МВИ электроэнергии (мощности) и МВИ других физических величин, связанных с измерениями при коммерческом учете;
метрологическую экспертизу технической документации АИИС КУЭ;
утверждение типа и испытание АИИС КУЭ с целью утверждения типа в соответствии с МИ 2441;
поверку АИИС КУЭ;
метрологический надзор за состоянием, применением и эксплуатацией средств измерений (учета) и АИИС КУЭ в целом;
метрологический надзор за аттестованными МВИ, соблюдением метрологических правил и норм.
Используемые для коммерческих расчетов в составе АИИС КУЭ приборы учета должны иметь сертификаты Госстандарта РФ, удостоверяющие их возможность применения в системе коммерческого учета энергии.
Входящие в состав АИИС КУЭ средства измерения должны пройти метрологическую поверку в соответствии с установленным для них межповерочным интервалом. Средствами измерений, которые подлежат поверке, являются: АИИС КУЭ, измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики коммерческого учета электроэнергии, информационно-измерительные комплексы электроустановок и система обеспечения единого времени.
Поверке подлежат отдельные ИИК, внесенные в Государственный реестр средств измерений. Поверка производится в соответствии с нормативными документами, утверждаемыми по результатам испытаний по утверждению типа средства измерений (методика поверки АИИС КУЭ ООО «НП БФ»).
До момента ввода АИИС КУЭ в постоянную эксплуатацию должна быть проведена метрологическая поверка агрегатных элементов измерительного тракта (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики, промышленный контроллер, в случае, если он осуществляет функцию синхронизации времени), что должно быть подтверждено свидетельством о поверке. Поверка производится в соответствии с Приказом Госстандарта Российской Федерации №125 от 18 июля 1994 года.
При расчете суммарной погрешности должны быть учтены следующие составляющие:
токовая погрешность трансформатора тока по ГОСТ 7746;
погрешность напряжения трансформатора напряжения по ГОСТ 1983;
основная погрешность счетчика по ГОСТ 30206;
погрешность трансформаторной схемы включения счетчика за счет угловых погрешностей трансформатора тока, трансформатора напряжения и коэффициента мощности;
дополнительные погрешности счетчика электроэнергии от влияния внешних величин;
погрешность из-за потери (падения) напряжения в линии присоединения счетчика к трансформатору напряжения в соответствии с ПУЭ, Инструкцией по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей;
погрешность синхронизации при измерении текущего календарного времени в соответствии с технической документацией на компоненты АИИС КУЭ, выполняющих функции по синхронизации времени и предназначенных для проведения измерений.
Нормы относительной погрешности измерения по каждому ИИК для значений cos(φ) в интервале 0,8-1 не должны превышать:
для области нагрузок до 2% (относительная величина нагрузки трансформатора тока) не регламентируется;
для области малых нагрузок от 2% до 20% включительно – не хуже 2,9%;
для диапазона нагрузок от 20% до 120% – не хуже 1,7%.
Нормы относительной погрешности измерения по каждому ИИК для значений cos(φ) в интервале 0,5-0,8 не должны превышать:
для области нагрузок до 2% (относительная величина нагрузки трансформатора тока) не регламентируется;
для области малых нагрузок от 2% до 20% включительно – не хуже 5,5%;
для диапазона нагрузок от 20% до 120 % – не хуже 3,0%.
Средства и каналы передачи данных от энергообъектов на следующие уровни управления не аттестуются, так как не являются средствами измерения. В то же время на всех уровнях АИИС КУЭ должны быть предусмотрены программные средства защиты обрабатываемой информации от несанкционированного доступа.
Требования к организационно-методическому обеспечению
Отношения, связанные с коммерческим учетом электроэнергии, регулируются следующими нормативными правовыми актами в порядке иерархии их юридической силы:
Частью второй «Гражданского кодекса Российской Федерации» (федеральный закон).
«Об электроэнергетике» (федеральный закон №35-ФЗ от 26.03.2003).
«О техническом регулировании» (федеральный закон от №184-ФЗ от 27.12.2002).
«Законом об обеспечении единства измерений» (федеральный закон №4871-1 от 27.04.93).
«Законом об энергосбережении» (федеральный закон, принят Государственной думой 13.03.96).
Постановлением Правительства Российской Федерации №1619 от 27.12.97 «О ревизии средств учета электрической энергии и маркировании их специальными знаками визуального контроля».
«Правилами учета электрической энергии», утвержденными Министерством топлива и энергетики РФ и Министерством строительства РФ, согласованными с Госстандартом, Главгосэнергонадзором и РАО «ЕЭС России» (акт федерального органа исполнительной власти, зарегистрирован в Минюсте РФ 24.10.96 под №1182).
«Положением о порядке проведения ревизии и маркирования специальными знаками визуального контроля средств учета электрической энергии», утвержденным Министерством топлива и энергетики РФ и Государственным комитетом РФ по стандартизации и метрологии (акт федерального органа исполнительной власти, зарегистрирован в Минюсте РФ 20.10.98 под №1636).
В части организации метрологического обеспечения, помимо общетехнических стандартов по метрологии, коммерческий учет электроэнергии должен соответствовать следующим нормативным документам:
ГОСТ 8.217-87. Трансформаторы тока. Методика поверки.
ГОСТ 8.216-87. Трансформаторы напряжения. Методика поверки.
ГОСТ Р 8.563–96. ГСИ. Методика выполнения измерений.
РД 34.09.101-94. Инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и потреблении.
РД 34.11.502-95. Методические указания. Организация и порядок проведения метрологической экспертизы документации на стадии разработки и проектирования.
РД 34.11.202-95. Методические указания. Измерительные каналы информационно-измерительных систем. Организация и порядок проведения метрологической аттестации.
РД 34.11.333-97. Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии.
РД 34.11.334-97. Типовая методика выполнения измерений электрической мощности.
АВОД.466364.007МП. Автоматизированные системы коммерческого учета электрической энергии АСКУЭ-С. Методика поверки. – М., ВНИИМС, 2001.
|
