Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПП Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11 и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ПП Новомосковская ГРЭС и ПП Ефремовская ТЭЦ, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной 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), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С1 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (далее - УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
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.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации, 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 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 УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам навигационной системы GPS, получаемым от встроенного приемника GPS.
Сервер АИИС КУЭ периодически (1 раз в час) сравнивает показания своих часов с показаниями часов УССВ. Сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ при любом расхождении часов сервера и УССВ.
УСПД, периодически (1 раз в 4 часа) сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени сервера АИИС КУЭ. Синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ производится при наличии расхождения ±1,5 с и более.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При отклонении шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД на ±2 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и сервера АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) Наименование программного модуля ПО: CalcClients.dll CalcLeakage.dll CalcLosses.dll Metrology.dll ParseBin.dll ParseIEC.dll ParseModbus.dll ParsePiramida.dll SynchroNSI.dll VerifyTime.dll | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391 d64271 acf4055bb2a4d3fe 1 f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1 fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Таблица 2 - Состав ИК
| о, е S о К | Наименование точки измерения | Состав изме | рительного канала | Вид электрической энергии и мощности |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ/Сервер |
| 1 | Новомосковская ГРЭС, ГРУ-10 кВ, ф. «Химкомбинат 7» | ТПОФ 750/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | УСПД: СИКОН С1 Рег. № 15236-03 УССВ: УСВ-1 Рег. № 28716-05 сервер АИИС КУЭ: iROBO | активная реактивная |
| 2 | Новомосковская ГРЭС, ГРУ-10 кВ, ф. «Химкомбинат 13» | ТПОФ 750/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 3 | Новомосковская ГРЭС, ГРУ-10 кВ, ф. «Химкомбинат 15» | ТПОФ 750/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 4 | Новомосковская ГРЭС, ГРУ-10 кВ, ф. «Химкомбинат 17» | ТПОФ 750/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 5 | Новомосковская ГРЭС, ГРУ-10 кВ, ф. «КМЗ 11» | ТПОФ 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная |
| 6 | Ефремовская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ ГПК | ТАТ 300/1 Кл. т. 0,5S Рег. № 29838-05 | TVBs 110000/V3: 100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 29693-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная |
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Г раницы основной относительной погрешности измерений, соответствующие вероятности P = 0,95 (±5),% | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности P = 0,95 (±5),% |
| cos ф = 1 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 - 3 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | ^1ном £ ^1 £ 1, 211ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| 0, 211ном £ ^1 < ^1ном | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,3 | 3,4 |
| 0, 0511ном £ ^ < 0, 211ном | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,3 | 5,6 |
| 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | ^1ном £ ^1 £ 1, 211ном | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 0, 211ном £ ^1 < ^1ном | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,8 | 3,0 |
| 0, 0511ном £ ^ < 0, 211ном | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,4 |
| 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | ^1ном £ ^1 £ 1, 211ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,6 | 2,1 | 2,7 |
| 0, 211ном £ ^1 < ^1ном | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 2,3 | 3,4 |
| 0,111ном £ ^ < 0, 211ном | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,3 | 3,3 | 5,6 |
| 0, 0511ном £ ^ < 0,111ном | 1,8 | 3,0 | 5,5 | 2,3 | 3,4 | 5,7 |
| 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | ^1ном £ ^1 £ 1, 211ном | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 0, 211ном £ ^1 < ^1ном | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 0, 0511ном £ ^ < 0, 211ном | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,8 | 3,0 |
| 0,0111ном £ ^ < 0, 0511ном | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 2,0 | 3,0 | 5,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности P = 0,95 (±5), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности P = 0,95 (±5),% |
| cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 3 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | ^1ном £ ^1 £ 1, 211ном | 2,1 | 1,5 | 2,6 | 2,2 |
| 0, 211ном £ ^1 < ^1ном | 2,6 | 1,8 | 3,1 | 2,4 |
| 0, 0511ном £ ^ < 0, 211ном | 4,6 | 2,8 | 5,2 | 3,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 | ^1ном £ ^1 £ 1, 211ном | 1,8 | 1,2 | 2,0 | 1,4 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0, 211ном £ ^1 < ^1ном | 2,4 | 1,5 | 2,5 | 1,7 |
| 0, 0511ном £ ^ < 0, 211ном | 4,4 | 2,6 | 4,5 | 2,8 |
| 5 | ^1ном £ ^1 £ 1, 211ном | 2,1 | 1,5 | 2,6 | 2,2 |
| 0, 211ном £ ^1 < ^1ном | 2,6 | 1,8 | 3,1 | 2,4 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,111ном £ ^ < 0, 211ном | 4,5 | 2,8 | 4,9 | 3,3 |
| 0, 0511ном £ ^ < 0,111ном | 4,7 | 2,9 | 5,3 | 3,6 |
| 6 | ^1ном £ ^1 £ 1, 211ном | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 2,0 |
| 0, 211ном £ ^1 < ^1ном | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 2,0 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0, 0511ном £ ^ < 0, 211ном | 2,4 | 1,5 | 2,9 | 2,2 |
| 0, 0211ном £ ^ < 0, 0511ном | 4,4 | 2,7 | 4,7 | 3,1 |
Примечания:
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 = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cosj температура окружающей среды, °С | от 99 до101 от 5 до 120 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cosj | от 90 до 110 от 5 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| 1 | 2 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от +5 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| СЭТ-4ТМ.03М | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| УСПД | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - график средних мощностей за интервал 30 мин, суток | 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 сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени УСПД.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере.
Защищенность 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:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
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) ПП Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11 и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК 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 | Количество, экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПОФ | 15 |
| Трансформаторы тока | ТАТ | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | TVBs | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С1 | 3 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | iROBO | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Методика поверки | МП 9-2018 | 1 |
| Формуляр | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 9-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПП Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11 и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 01 июня 2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по 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.03 - по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 5 ноября 2001 г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;
- СИКОН С1 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 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 СИ 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
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПП Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11 и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК (АИИС КУЭ ПП Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11 и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК), 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 и мощности (АИИС КУЭ) ПП Новомосковская ГРЭС в части точек измерений ф. 7, ф. 13, ф. 15, ф. 17, ф. 11 и ПП Ефремовская ТЭЦ в части ВЛ 110 кВ ГПК
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
72523-18: Методика поверки МП 9-2018Скачать878.6 Кб