Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Богучанская ГЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325T (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаТ 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы, расположенном в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) ПАО «Богучанская ГЭС», выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи 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 с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с сервера АИИС КУЭ настоящей системы.
Сервер АИИС КУЭ, установленный в ЦСОИ ПАО «Богучанская ГЭС», имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСПД, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, получаемым от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS. Погрешность измерения времени при синхронизации от приемника ГЛОНАСС/GPS составляет не более ±10 мс.
Сервер АИИС КУЭ, периодически (1 раз в 30 минут) сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСПД. При наличии расхождения равного ±2 с и более, сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСПД.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±2 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электрической энергии, УСПД, сервера АИИС КУЭ отражаются в журналах событий. Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журнале событий сервера АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) Наименование программного модуля ПО: ac metrology.dll | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электрической энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня ИК АИИС КУЭ
| о, <и м о к | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электрической энергии и мощности |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Богучанская ГЭС, ГГ1-вывода 15,75 кВ | JKQ 15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | TJC 6-G 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 2 | Богучанская ГЭС, ГГ2-вывода 15,75 кВ | JKQ 15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | TJC 6-G 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 3 | Богучанская ГЭС, ГГЗ-вывода 15,75 кВ | JKQ 15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | TJC 6-G 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 4 | Богучанская ГЭС, ГГ4-вывода 15,75 кВ | JKQ 15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | TJC 6-G 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 5 | Богучанская ГЭС, ГГ5-вывода 15,75 кВ | JKQ 15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | TJC 6-G 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 6 | Богучанская ГЭС, ГГ6-вывода 15,75 кВ | JKQ 15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | TJC 6-G 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | Богучанская ГЭС, ГГ7-вывода 15,75 кВ | JKQ 15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | TJC 6-G 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 8 | Богучанская ГЭС, ГГ8-вывода 15,75 кВ | JKQ 15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | TJC 6-G 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 9 | Богучанская ГЭС, ГГ9-вывода 15,75 кВ | JKQ 15000/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | TJC 6-G 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 10 | Богучанская ГЭС, Элегазовый токопровод 220 кВ, 1АТ | JR 0,5 2000/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | SU 252/В34 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 11 | Богучанская ГЭС, Элегазовый токопровод 220 кВ, 2АТ | JR 0,5 2000/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | SU 252/В34 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 12 | Богучанская ГЭС, Блок 220/15,75 кВ ГГ7-Т7, 220 кВ | JR 0,5 1500/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | SU 252/В34 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 13 | Богучанская ГЭС, Блок 220/15,75 кВ ГГ8-Т8, 220 кВ | JR 0,5 1500/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | SU 252/В34 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
Окончание таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 14 | Богучанская ГЭС, Блок 220/15,75 кВ ГГ9-Т9, 220 кВ | JR 0,5 1500/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | SU 252/В34 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 15 | Богучанская ГЭС, КРУ2-6 кВ, 1С 6 кВ яч.41 КЛ-6 кВ | ТЛП-10-6 100/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | ЗНОЛП 6300/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| 16 | Богучанская ГЭС, КРУ2-6 кВ, 2С 6 кВ яч.50 КЛ-6 кВ | ТЛП-10-6 100/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С | ЗНОЛП 6300/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325T | активная реактивная |
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Грани относ грешно в рабо эксплу ветству ности | цы инт ительно сти изм чих усл атации ющие Р=0,95 ( | g ' S й н £ £ § ^ Л 5 IS & о ° £ -н , |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ф ,0 s 1, o c= | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 - 16 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 11ном — 1 — 1 211ном | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 |
| 0, 211ном — ^1 < ^1ном | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 |
| 0,0511ном — ^1 < °>211ном | 0,6 | 0,8 | 1,2 | 0,8 | 1,1 | 1,4 |
| 0,0111ном — ^ < 0, 0511ном | 1,0 | 1,3 | 2,0 | 1,3 | 1,5 | 2,2 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % |
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| | 11ном — J-1 — 1 211ном | 1,0 | 0,8 | 2,0 | 1,9 |
| 1 - 16 | 0,211ном — ^1 < ^1ном | 1,0 | 0,8 | 2,0 | 1,9 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,0511ном — ^ < 0,211ном | 1,1 | 0,9 | 2,1 | 2,0 |
| | 0, 0211ном — ^ < 0, 0511ном | 2,0 | 1,5 | 2,6 | 2,3 |
П р и м е ч а н и я
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,5; 0,8; 1 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до плюс 35 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД, на аналогичные средства измерений утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 16 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до101 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, % от ^ом | от 99,7 до 100,3 |
| - коэффициент мощности СОБф | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности СОБф | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения электро- | |
| счетчиков, °С | от -40 до +60 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от 0 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| СЭТ-4ТМ.03М | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| RTU-325T | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 146116 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| СЭТ-4ТМ.03М | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 3 |
| УСПД: | |
| - график средних мощностей за интервал 30 мин, суток, не менее | 45 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации о состоянии | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Богучанская ГЭС» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Рег. № | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформаторы тока | JKQ | 41964-09 | 27 |
| Трансформаторы тока | JR 0,5 | 35406-12 | 9 |
| Трансформаторы тока | JR 0,5 | 35406-07 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 30709-08 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | TJC 6-G | 49111-12 | 27 |
| Трансформаторы напряжения | SU 252/В34 | 44734-10 | 15 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП | 23544-07 | 6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофу нкциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 15 |
| Счетчики электрической энергии многофу нкциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 1 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325T | 44626-10 | 1 |
| Методика поверки | МП 2-2018 | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 2-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Богучанская ГЭС». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 16 февраля 2018 г.
Основные средства 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»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- RTU-325T - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.005 МПИ1 «Устройства сбора и передачи данных RTU-325Н и RTU-325Т. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010 г.
- устройство синхронизации времени УСВ-2, измеряющее текущие значения времени и даты по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (Рег. № 41681-10);
- термогигрометр «Ива-6А-КП-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 90 %, дискретность 0,1 % (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 1999 мТл (Рег. № 28134-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ПАО «Богучанская ГЭС» (АИИС КУЭ ПАО «Богучанская ГЭС»)», аттестованной АО ГК «Системы и Технологии», аттестат аккредитации № RA.RU.312308 от 04.10.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Богучанская ГЭС»
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.
71388-18: Методика поверки МП 2-2018Скачать969.3 Кб