Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ» предназначена для измерения количества активной и реактивной электроэнергии потребленной за установленные интервалы времени. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональною, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- измерение календарного времени и интервалов времени;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- перезапуск АИИС;
- передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с ОАО «Нижноватомэнергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ».
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций участников оптового рынка электроэнергии;
- 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 АНИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ является иерархической, двухуровневой, интегрированной, автоматизированной измерительной системой с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 4-х информационно- измерительных каналов (далее - ИИК ТУ); измерительно-вычислительного комплекса (далее - ИВК) АИИС КУЭ.
Информационно-измерительные каналы точек учета АИИС КУЭ включают следующие средства измерений:
- измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности (далее - КТ) 0,5, по ГОСТ 7746;
- измерительные трансформаторы напряжения (далее - TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983;
- многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «Альфа А1800» класса точности 0,5S/l по ГОСТ 52323 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии.
Перечень информационно-измерительных каналов точек учета, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИИК ТУ, номера регистрации в Госу-дарственном реестре средств измерений представлены в таблице 1.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - «уровень информационно-измерительного комплекса точки учета» (уровень ИИК ТУ), выполняющий функцию измерений и включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, вторичные цепи и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа АЛЬФА А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ 52323 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии), установленных на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ» и соответствующие связующие компоненты.
2-й уровень - «уровень информационно-вычислительного комплекса» (ИВК) АИИС КУЭ, выполняющий функции обработки, хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, включающий в себя сервер базы данных (БД) ОАО «Нижноватом-энергосбыт» и сервер ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ», аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, специализированное программное обеспечение (ПО) Альфа Центр.
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, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30- минутных интервалов времени.
Информационный обмен между уровнями осуществляется по радиоканалу стандарта GSM регионального оператора сотовой связи. Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВК, где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт-ч, квар-ч, умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передачу накопленных данных на сервер БД Краснодарского филиала ОАО «Нижноватомэнергосбыт».
В сервере БД Краснодарского филиала ОАО «Нижноватомэнергосбыт» формируются отчётные и справочные формы, которые передаются по каналам сотовой связи через интернет-провайдер на сервер ОАО «Нижноватомэнергосбыт» г.Москва и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации времени УСВ-1, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает коррекцию и поддержание системного времени информационно-вычислительных компонентов на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчик, сервер) по единому астрономическому времени, реализуемому во время сеансов связи между уровнями. Уровень ИВК (сервер) осуществляет коррекцию времени счетчиков и сервера расположенного в филиале ОАО «Нижноватомэнергосбыт» г.Краснодар, сличение времени с временем сервера осуществляется при каждом сеансе связи (допустимое рассогласование не превышает 2с). Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Примечания:
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Нижноватомэнергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Описание типа для Государственного реестра
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1
Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Перечень средств измерений в измерительных каналах АПИС
Таблица 1
| Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения № ИК | Средство измерений | Ктт 'Ктн ’Кеч | Наименование измеряемой величины |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер |
| АНИС КУЭ ОАО «Ниж-новатом-энергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕ-БАЙ» | АИИС КУЭ | | АИИС КУЭ ОАО «Ниж-новатом-энергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ» | №009 | | Энергия активная, Wp Энергия реактивная,Wq Календарное время |
| ивк | № 20481-00 | «Альфа-Центр» | | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| СОЕВ | № 28716-05 | УСВ-1-04 | № 1369 | Календарное время |
Продолжение таблицы 1
| Наименова-ние объекта учета, диспетчерское наименование присоединения № ИК | Средство измерений | Ктт -Ктн -Кеч | Наименование измеряемой величины |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер |
| ПС-110/10кВ «Псебай» Л-10кВ П-14 ИК № 01 | ТТ | Ктт=400/5 КТ 0,5; № 2473-05 | А | ТЛМ-10-П- У1 | № 01875 | о о о ОО | Ток первичный, К |
| В | - | - |
| С | тлм-ю-п-У1 | № 00404 |
| TH | Ктт=10000/100; КТ 0,5; № 831-69 | А В С | НТМИ-10-66 | № 138 | Напряжение первичное, Ui |
| Счетчик основной | КТ 0,5S/l; и=юов 1=5А Rc =5000имп/кВт-ч Ксч=1; №31857-06 | A1805RAL- P4GB-DW3 | № 0118648 1 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, и2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq (в двух направлениях) Календарное время |
Продолжение таблицы 1
| Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения №ИК | Средство измерений | Ктт -Ктн -Кеч | Наименование измеряемой величины |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер |
| ПС-110/1 ОкВ «Псебай» ВЛ-10кВ IT- 13 ИК 02 | ТТ | Ктт=400/5 КТ 0,5; № 2473-05 | А | ТЛМ-10- II -У1 | № 00759 | о о о ОО | Ток первичный, К |
| В | — | — |
| С | ТЛМ-10- II -У1 | № 00828 |
| TH | Ктт=10000/100; КТ 0,5; № 831-69 | А В С | НТМИ-10-66 | № 138 | Напряжение первичное, U] |
| Счетчик основ ной | Ксч=1; КТ 0,58/1,0 U=100B 1=5 А Rc =5000имп/кВт-ч № 31857-06 | A1805RAL- P4GB-DW3 | № 011864 84 | Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, и2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq (в двух направлениях) Календарное время |
Продолжение таблицы 1
| Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения № ИК | Средство измерений | Ктт -Ктн ’Кеч | Наименование измеряемой величины |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер |
| ПС-110/10кВ «Псебай» ВЛ-ЮкВ П31 ИК 03 | ТТ | Ктт=400/5 КТ 0,5; № 2473-05 | А | ТЛМ-10У1 | № 01876 | о о о 00 | Ток первичный, I] |
| В | - | - |
| С | ТЛМ-10У1 | № 00407 |
| TH | Ктн=10000/100 КТ 0,5; № 831-69 | А В С | НТМИ-10-66 | №723 | Напряжение первичное, Ui |
| Счетчи! основной | Ксч=1; KT0,5S/l; U=100B 1=5 А Rc =5000имп/кВтч № 31857-06 | A1805RAL- P4GB-DW3 | № 011864 83 | Ток вторичный, Ь Напряжение вторичное, и2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq (в двух направлениях) Календарное время |
Продолжение таблицы .1
| Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения № ИК | Средство измерений | Ктт -Ктн -Кеч | Наименование измеряемой величины |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение тип | Заводской номер |
| ПС-110/10кВ «Шедок» ВЛ-10кВ lull ИК 04 | ТТ | Ктт=300/5; КТ 0,5; № 1856-63 № 22192-03 | А | ТВЛМ-10 | № 1526 | 0009 | Ток первичный, Ii |
| В | - | - |
| С | ТПЛ-10 | №8911 |
| TH | Ктн=10000/10 0; КТ 0,5; №831-69 | А В С | НТМИ-10-66 | №700 | Напряжение первичное, Ui |
| Счетчи] основной | Ксч=1; КТ 0,5S/l,0; U=100B 1=5 А Rc =5000имп/кВт- ч № 31857-06 | A1805RAL-P4GB-DW3 | № 01186485 | Ток вторичный, 1г Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wo (в двух направлениях) Календарное время |
| Счётчи! резервный | KT=0,5S/l U=100B 1=5 А К =5000имп/кВт- ч № 13547-02 | СЭТ4ТМ.02.2 | № 1370101 | Энергия активная, Wp отдача |
Технические характеристики
Таблица 2 - Доверительные границы допускаемой относительной погрешности измерений электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ ОАО «Нижноватомэнергос-быт» на объектах «Кнауф Гипс Псебай»
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение |
| Число измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Нижноватом-энергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ» | 4 |
| Диапазон первичного тока (Е) для ИК №№ 1-3 | 20...480 А |
| Диапазон первичного тока (11) для ИК № 4 | 15. ..360 А |
| Диапазон вторичного тока (12) для ИК №№ 1-4 | 0,25...6 А |
| Диапазон первичного напряжения (U1) для ИК №№ 1-4 | 9000... 11000 В |
| Диапазон вторичного напряжения (U2) для ИК №№ 1-4 | 90...ИОВ |
| Нагрузка ТТ для ИК №№ 1 - 4, при номинальной 20 ВА и cos ф2 = 0,8, | 2,5... 10 ВА |
| Нагрузка TH для ИК №№ 1-4 при номинальной 120 ВА и cos ср2 = 0,8 | 37,5....120 ВА |
| Коэффициент мощности coscp | 0,5 ...1,0 |
| Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной электрической энергии с помощью ИК №№ 1 - 4, включающих ТТ с классом точности 0,5; TH с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S в рабочих условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: - в точке диапазона первичного тока сети: Е = 0,05-1ном - в точке диапазона первичного тока сети: Е = 0,2ТНом - в точке диапазона первичного тока сети: Е = 1,0ТНом - в точке диапазона первичного тока сети: Е = 1,2ТНом | COS ф |
| 1,0 | 0,9 | 0,8 | 0,5 |
| О'. -- -ч I Г, Г\ г\ +1 +1 +1 +1 i | ±2,4 ±1,5 ±1,2 ±1,2 | ±3,0 ±1,8 ±1,4 ±1,4 | ±5,6 ±3,1 ±2,4 ±2,4 |
| Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества реактивной электрической энергии с помощью ИК №№ 1 -4, включающих ТТ с классом точности 0,5; TH с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S в рабочих условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: - в точке диапазона первичного тока сети: Е = 0,054Ном - в точке диапазона первичного тока сети: Е = 0,24Ном - в точке диапазона первичного тока сети: Е = 1,0-1Ном - в точке диапазона первичного тока сети: Е = 1,2-1НОм | sin ф |
| 0,9 | 0,6 |
| ±3,0 ±1,9 ±1,7 ±1,7 | ±4,8 ±2,7 ±2,2 ±2,2 |
| Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной электрической энергии с помощью ИК №№ 1 - 4, включающих ТТ с классом точности 0,5; TH с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5 S в нормальных условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: - в точке диапазона первичного тока сети: Е = 0,054Ном - в точке диапазона первичного тока сети: Е = 0,2-1Ном - в точке диапазона первичного тока сети: Е = 1,0-1НОм - в точке диапазона первичного тока сети: Е = 1,24Ном | COS ф |
| 1,0 | 0,9 | 0,8 | 0,5 |
| 1+ 1+ 1+ 1+ О О ОО | ±2,3 ±1,4 ±1,1 ±1,1 | ±2,9 ±1,7 ±1,3 ±1,3 | ±5,5 ±3,0 ±2,2 ±2,2 |
| Продолжение таблицы 2 |
| Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества реактивной электрической энергии с помощью ИК №№ 1 -4, включающих ТТ с классом точности 0,5; TH с классом точности 0,5 и счетчики с классом точности 0,5S в нормальных условиях применения, при доверительной вероятности 0,95: - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 0,05ТНОМ - в точке диапазона первичного тока сети: I] = 0,2ТНОМ - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 1,0Тном - в точке диапазона первичного тока сети: Г = 1,24НОМ | sin ср |
| 0,9 | 0,6 |
| ±3,2 ±1,8 ±1,5 ±1,5 | ±4,7 ±2,6 ±2,0 ±2,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения текущего времени, с/сутки | ±5 с |
Примечания-.
1. В Таблице 2 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);
2. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,99 4- l,01)UH; диапазон силы тока -(0,05 + 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности coscp (sincp) - 0,5 -г 1,0(0,6 0,87); частота - (50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;
- температура окружающего воздуха: TH и ТТ - от -40°С до +40°С; счетчиков - от +18°С до +25°С; УСПД и ИВК - от +15°С до +25°С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750+30) мм рт.ст.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и TH:
- параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,9 + 1,1)U; диапазон силы первичного тока - (0,05 + 1,2)1нь коэффициент мощности coscp (sincp) - 0,5 + 1,0(0,6 + 0,87); частота -(50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающего воздуха - от +5 ° С до +30° С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для электросчетчиков:
- параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,9 + 1,1)U; диапазон силы вторичного тока - (0,05 -г 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности coscp (sincp) - 0,8 + 1,0(0,6); частота - (50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл;
- температура окружающего воздуха - от +10°С до +30°С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение - (220± 10) В; частота - (50 ± 1)Гц;
- температура окружающего воздуха - от +15°C до +25°C;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
Описание типа для Государственного реестра - атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом установленном на ОАО «Нижнова-томэнергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т=50000 ч., среднее время восстановления работоспособности tB=2 ч.;
- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т=60000 ч., среднее время восстановления работоспособности tB=l ч..
Надежность системных решений:
• резервирование электрического питания счетчиков электрической энергии с помощью источника гарантированного питания типа АРС. Переключение на источник резервного питания осуществляется автоматически;
• резервирование электрического питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
• резервирование внутренних каналов передачи данных (счетчик - сервер БД);
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии по телефонной сети общего пользования и GSM-каналу связи с использованием GSM- терминала Siemens МС-35 Т;
• резервирование информации.
Регистрация событий:
• журнал событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
• журнал событий Сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- сервера БД.
• защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет при 25 °C, 2 года
при 60 °C;
• ИВК - глубина хранения информации при отключении питания - не менее 5 лет.
Описание типа для Государственного реестра
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Краснодарский ЦСМ» в сентябре 2008г..
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - по ГОСТ 8.216-88, МИ 2845-2003, МИ 2925-2005
- электросчётчики «Альфа А1800»- по «Методике поверки счётчиков трёхфазных Альфа А1800, МП -2203-0042-2006», утверждённой в 2006 г. ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева»;
- УСВ-1 - поверка производится в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТИ» в декабре 2004 г.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
РД 34.11.114-98 «Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности.
Основные метрологические характеристики. Общие требования. — М.: РАО «ЕЭС России» Регламент ОАО АТС Приложение №11.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
Заключение
Тип «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» на объектах ОАО «КНАУФ ГИПС ПСЕБАЙ» утверждён с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
