Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Русал Красноярск" в части точек субабонентов
- ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:92688-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Русал Красноярск» в части точек субабонентов (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «АльфаЦЕНТР». ИВК включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (серверы БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ).
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчика с привязкой к шкале времени UTC(SU). Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти события, такие как коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков, включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале времени UTC(SU).
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- формирование отчетных документов;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК;
- ведение журнала событий сервера;
- синхронизацию времени в сервере и передачу шкалы времени на уровень ИИК;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного доступа;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ. Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов в форматах, принимаемых к обмену данными коммерческого учета на оптовом рынке электроэнергии и мощности, и заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством GSM/GPRS терминала и посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных от счетчиков до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера на АРМ;
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы.
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. Сервер получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от устройств коррекции времени ЭНКС-2 (Рег. № 37328-15). При автоматическом выполнении задания на коррекцию времени счетчиков (не менее одного раза в сутки по расписанию), ИВК определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает заданную допустимую величину (не более ±5 с) ИВК формирует команду коррекции времени (синхронизации). Журналы событий счетчиков и ИВК отображают факты коррекции времени с фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ 1 наносится на этикетку, расположенную на корпусе сервера, типографским способом.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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 указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | не ниже 18.3 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ТП 17-7 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ф. Резерв 0,4 кВ | ТТИ-30 Кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 74332-19 | Не используется | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-17 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
| 2 | ТП А-123 10 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | Т-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 67928-17 | Не используется | ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36355-07 | |
| 3 | ТП 25-5 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 64182-16 | Не используется | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.04 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75459-19 | |
| 4 | ТП 25-5 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 64182-16 | Не используется | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.04 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75459-19 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | ТП 25-6 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 64182-16 | Не используется | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.04 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75459-19 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
| 6 | ТП 25-3 10 кВ, РУ-0,4 кВ Щит проходной, КЛ-0,4 кВ | Не используется | Не используется | ПСЧ- 4ТМ.05МКТ.20 Кл.т. 1/2 Рег. № 75459-19 | |
| 7 | РП-68 10 кВ, яч.18, КЛ-10 кВ | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 7069-79 | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/73/100/73 Рег. № 3344-08 | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.00 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75459-19 | |
| 8 | РП-68 10 кВ, яч.15, КЛ-10 кВ | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 7069-02 | ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн=10000/73/100/73 Рег. № 3344-08 | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.00 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75459-19 | |
| 9 | ВРУ-4 10 кВ, яч.2, КЛ-10 кВ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59 | НОЛ Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 49075-12 НОЛ.08 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 3345-72 | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.00 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75459-19 | |
| 10 | ВРУ-4 10 кВ, яч.18, КЛ-10 кВ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МК.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 50460-18 | |
| 11 | ВРУ-2 10 кВ, яч.4, КЛ-10 кВ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59 | НОЛ.08 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 3345-72 | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.00 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75459-19 | |
| 12 | ВРУ-2 10 кВ, яч.16, КЛ-10 кВ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59 | НОЛ.08 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 3345-72 | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.00 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75459-19 | |
| 13 | ВРУ-17 10 кВ, яч.24, КЛ-10 кВ | ТПОЛ-10М Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 37853-08 | НОЛ.08 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 3345-09 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36355-07 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 14 | ВРУ-17 10 кВ, яч.6, К Л-10 кВ | ТПОЛ-10М Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 37853-08 | НОЛ.08 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 3345-09 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36355-07 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 |
| 15 | ТП 11-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, яч.5, КЛ-0,4 кВ | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 64182-16 | Не используется | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.04 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75459-19 | |
| 16 | ТП 11-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, яч.13, КЛ-0,4 кВ | ТТЭ-30 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 67761-17 | Не используется | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.04 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75459-19 | |
| 17 | ТП ДОРЭ 10 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ до объекта потребителя | Не используется | Не используется | ПСЧ- 4ТМ.05МКТ.20 Кл.т. 1/2 Рег. № 75459-19 | |
| 18 | РП А-282, РУ-10 кВ, яч.13 | ТПОЛ-10М Кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 37853-08 | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.00 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75459-19 | |
| Примечания: 1 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
| ИК №№ | cos ф | Il< I изм<1 5 | I5< I изм<1 20 | I20< I изм<1 100 | I100< I изм <I 120 | ||||
| Swoa % | SwoP % | Swoa % | 6woP % | Swoa % | 6woP % | Swoa % | SwoP % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1, 4 | 0,50 | ±4,7 | ±2,6 | ±2,8 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,9 | ±1,3 |
| 0,80 | ±2,6 | ±4,0 | ±1,7 | ±2,7 | ±1,1 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,8 | |
| 0,87 | ±2,3 | ±4,9 | ±1,6 | ±3,1 | ±1,0 | ±2,1 | ±1,0 | ±2,1 | |
| 1,00 | ±1,8 | - | ±1,0 | - | ±0,8 | - | ±0,8 | - | |
| 2, 3, 5, 15, 16 | 0,50 | - | - | ±5,4 | ±2,9 | ±2,7 | ±1,6 | ±1,9 | ±1,3 |
| 0,80 | - | - | ±2,9 | ±4,5 | ±1,5 | ±2,4 | ±1,1 | ±1,8 | |
| 0,87 | - | - | ±2,6 | ±5,5 | ±1,3 | ±2,8 | ±1,0 | ±2,1 | |
| 1,00 | - | - | ±1,7 | - | ±1,0 | - | ±0,8 | - | |
таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 6, 17 | 0,50 | - | - | ±1,5 | ±2,5 | ±1 | ±2 | ±1 | ±2 |
| 0,80 | - | - | ±1,5 | ±2,5 | ±1 | ±2 | ±1 | ±2 | |
| 0,87 | - | - | ±1,5 | ±2,5 | ±1 | ±2 | ±1 | ±2 | |
| 1,00 | - | - | ±1,5 | - | ±1 | - | ±1 | - | |
| 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 18 | 0,50 | - | - | ±5,5 | ±3,0 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,5 |
| 0,80 | - | - | ±3,0 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,6 | ±1,4 | ±2,1 | |
| 0,87 | - | - | ±2,7 | ±5,6 | ±1,5 | ±3,1 | ±1,2 | ±2,4 | |
| 1,00 | - | - | ±1,8 | - | ±1,2 | - | ±1,0 | - | |
| Таблица 4 | - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения | ||||||||
| ИК №№ | cos ф | I2< I изм<1 5 | I5< I изм^ 20 | I20< I изм^ 100 | I100< I изм <I 120 | ||||
| 6wa % | 6wP % | 6wa % | 6wP % | 6wa % | 6wP % | 6wa % | 6wP % | ||
| 1, 4 | 0,50 | ±4,9 | ±3,7 | ±3,1 | ±3,3 | ±2,3 | ±3,0 | ±2,3 | ±3,0 |
| 0,80 | ±2,9 | ±4,7 | ±2,2 | ±3,8 | ±1,8 | ±3,2 | ±1,8 | ±3,2 | |
| 0,87 | ±2,7 | ±5,5 | ±2,1 | ±4,1 | ±1,7 | ±3,4 | ±1,7 | ±3,4 | |
| 1,00 | ±2,3 | - | ±1,3 | - | ±1,1 | - | ±1,1 | - | |
| 2, 3, 5, 15, 16 | 0,50 | - | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,0 | ±3,1 | ±2,3 | ±3,0 |
| 0,80 | - | - | ±3,2 | ±5,2 | ±2,0 | ±3,6 | ±1,8 | ±3,2 | |
| 0,87 | - | - | ±2,9 | ±6,1 | ±1,9 | ±3,9 | ±1,7 | ±3,4 | |
| 1,00 | - | - | ±1,9 | - | ±1,3 | - | ±1,1 | - | |
| 6, 17 | 0,50 | - | - | ±2,8 | ±5,7 | ±2,5 | ±5,4 | ±2,5 | ±5,4 |
| 0,80 | - | - | ±2,8 | ±5,7 | ±2,5 | ±5,4 | ±2,5 | ±5,4 | |
| 0,87 | - | - | ±2,8 | ±5,7 | ±2,5 | ±5,4 | ±2,5 | ±5,4 | |
| 1,00 | - | - | ±2,3 | - | ±1,9 | - | ±1,9 | - | |
| 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 18 | 0,50 | - | - | ±5,7 | ±4,0 | ±3,3 | ±3,2 | ±2,6 | ±3,1 |
| 0,80 | - | - | ±3,3 | ±5,3 | ±2,2 | ±3,7 | ±1,9 | ±3,4 | |
| 0,87 | - | - | ±3,0 | ±6,2 | ±2,0 | ±4,1 | ±1,8 | ±3,6 | |
| 1,00 | - | - | ±2,0 | - | ±1,4 | - | ±1,3 | - | |
| Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с | |||||||||
| Примечание: I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ; I100 — сила тока 100% относительно номинального тока ТТ; I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ; 1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; 6woa - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 6w0P - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; 6wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 6wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения. | |||||||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 18 |
| Нормальные условия: - сила тока, % от Ihom - напряжение, % от Uhom - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: | от (2) 5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - сила тока, % От Ihom - напряжение, % от Uhom - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера | от (2) 5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики СЭТ-4ТМ.02М, ПСЧ-4ТМ.05МКТ: - среднее время наработки до отказа, ч Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК: - среднее время наработки до отказа, ч Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М: - среднее время наработки до отказа, ч Сервер: - среднее время наработки до отказа, ч Блоки коррекции времени ЭНКС-2: - среднее время наработки до отказа, ч | 220000 160000 140000 140000 120000 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
Регистрация событий:
- счётчика, с фиксированием событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- ИВК, с фиксированием событий:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- нарушение защиты ИВК;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра 86619795.422231.195.ФО
«Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Русал Красноярск» в части точек субабонентов. Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
| Таблица 6 - Комплектность АИИ | [С КУЭ | |
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТТИ-30 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТШП-0,66 | 12 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТТЭ-30 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10М | 9 |
| Трансформаторы напряжения | НОЛ.08 | 11 |
| Трансформаторы напряжения | НОЛ | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Счетчики | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.00 | 6 |
| Счетчики | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 1 |
| Счетчики | ПСЧ-4ТМ.05М.12 | 2 |
| Счетчики | ПСЧ-4ТМ.05МК.01 | 1 |
| Счетчики | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.20 | 2 |
| Счетчики | ПСЧ-4ТМ.05МКТ.04 | 5 |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ.02М.11 | 1 |
| ИВК | АльфаЦЕНТР | 1 |
| СОЕВ | ЭНКС-2 | 3 |
| Формуляр | 86619795.422231.195.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Русал Красноярск» в части точек субабонентов». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311735.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы.
Стадии создания.