Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ОПП 500 кВ Богучанская ГЭС (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплесы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный номер 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС) Сибири, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времении UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ) При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ОПП 500 кВ Богучанская ГЭС ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация внутренних часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с источником точного времени более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации из счетчиков с периодичностью 1 раз в 30 мин, УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии и в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.0.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | DataServer. exe, DataServer_U SPD. exe |
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | КВЛ 500 кВ Богучанская ГЭС -Озерная (ВЛ-576) | CTIG-500 кл.т 0,2S Ктт = 3000/1 рег. № 47199-11 ф. А, В, С | VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 37847-08 ТН-576, ф. А, В, С SU 550/B4 STL кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 28006-10 ТН2-576, ф. А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 | RTU-325 рег.№ 37288-08 |
| 2 | КВЛ-500 кВ Богучанская ГЭС -Ангара №1 (ВЛ-577) | CTIG-500 кл.т 0,2S Ктт = 3000/1 рег. № 47199-11 ф. А, В, С | VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 37847-08 ТН-577, ф. А, В, С SU 550/B4 STL кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 28006-10 ТН2-577, ф. А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
| 3 | КВЛ-500 кВ Богучанская ГЭС -Ангара №2 (ВЛ-578) | CTIG-500 кл.т 0,2S Ктт = 3000/1 рег. № 47199-11 ф. А, В, С | VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 37847-08 ТН-578, ф. А, В, С SU 550/B4 STL кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 28006-10 ТН2-578, ф. А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 | ШР-577 КВЛ-500 кВ Богучанская ГЭС -Ангара №1 | BCT кл.т 0,2S Ктт = 400/1 рег. № 17869-05 ф. А, В, С | VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 37847-08 ТН-577, ф. А, В, С SU 550/B4 STL кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 28006-10 ТН2-577, ф. А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 | RTU-325 рег.№ 37288-08 |
| 5 | ШР-578 КВЛ-500 кВ Богучанская ГЭС -Ангара №2 | BCT кл.т 0,2S Ктт = 400/1 рег. № 17869-05 ф. А, В, С | VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 37847-08 ТН-578, ф. А, В, С SU 550/B4 STL кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 28006-10 ТН2-578, ф. А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
| 6 | ШР-576 КВЛ-500 кВ Богучанская ГЭС -Озерная | BCT кл.т 0,2S Ктт = 400/1 рег. № 17869-05 ф. А, В, С | VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 37847-08 ТН-576, ф. А, В, С SU 550/B4 STL кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3 )/(100/V3) рег. № 28006-10 ТН2-576, ф. А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | О1111-500 кВ, КРУ 6 кВ, Ввод № 1, яч.102 | Т0Л-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 рег. № 32139-06 ф. А, В, С | НАМИТ-10-2 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-07 ТН-1, ф. А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 | RTU-325 рег.№ 37288-08 |
| 8 | О1111-500 кВ, КРУ 6 кВ, Ввод № 2, яч.202 | Т0Л-СЭЩ-10 кл.т 0,2S Ктт = 100/5 рег. № 32139-06 ф. А, В, С | НАМИТ-10-2 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-07 ТН-2, ф. А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
| 9 | 011-500 кВ, ЩСН-0,4, Ввод № 1 | ASK 61.4 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 рег. № 31089-06 ф. А, В, С | - | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
| 10 | 011-500 кВ, ЩСН-0,4, Ввод № 2 | ASK 61.4 кл.т 0,5 Ктт = 1500/5 рег. № 31089-06 ф. А, В, С | - | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 рег. № 36697-08 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %■, | 5100 %■, |
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм£Il20% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,0 | 0,6 | 0,5 | 0,5 |
| 0,9 | 1,0 | 0,7 | 0,5 | 0,5 |
| 0,8 | 1,1 | 0,8 | 0,6 | 0,6 |
| 0,7 | 1,3 | 0,9 | 0,7 | 0,7 |
| 0,5 | 1,8 | 1,3 | 0,9 | 0,9 |
| 7, 8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,1 | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| 0,9 | 1,2 | 0,9 | 0,8 | 0,8 |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,7 | 1,5 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
| 0,5 | 2,1 | 1,7 | 1,4 | 1,4 |
| 9, 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | 1,7 | 0,9 | 0,6 |
| 0,9 | - | 2,2 | 1,1 | 0,8 |
| 0,8 | - | 2,7 | 1,4 | 0,9 |
| 0,7 | - | 3,4 | 1,7 | 1,2 |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,6 | 1,8 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| | 55 %, | 520 %, | 5100 %, |
| / / нч V S § нч VI / <N НЧ | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | 2,3 | 1,7 | 1,3 | 1,3 |
| 0,8 | 1,8 | 1,4 | 1,0 | 1,0 |
| 0,7 | 1,6 | 1,2 | 0,9 | 0,9 |
| 0,5 | 1,5 | 0,9 | 0,8 | 0,8 |
| 7, 8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | 2,6 | 2,1 | 1,8 | 1,8 |
| 0,8 | 2,0 | 1,6 | 1,3 | 1,3 |
| 0,7 | 1,8 | 1,4 | 1,1 | 1,1 |
| 0,5 | 1,6 | 1,1 | 1,0 | 1,0 |
| 9, 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | 6,3 | 3,2 | 2,2 |
| 0,8 | - | 4,3 | 2,2 | 1,5 |
| 0,7 | - | 3,4 | 1,7 | 1,2 |
| 0,5 | - | 2,4 | 1,3 | 1,0 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, |
| 11(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% |
| 1 - 6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | 1,2 | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| 0,9 | 1,2 | 0,9 | 0,8 | 0,8 |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,7 | 1,5 | 1,1 | 0,9 | 0,9 |
| 0,5 | 1,9 | 1,4 | 1,1 | 1,1 |
| 7, 8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,9 | 1,3 | 1,1 | 1,0 | 1,0 |
| 0,8 | 1,5 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 0,7 | 1,6 | 1,3 | 1,2 | 1,2 |
| 0,5 | 2,2 | 1,8 | 1,6 | 1,6 |
| 9, 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,0 | 0,8 |
| 0,9 | - | 2,3 | 1,3 | 1,0 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,5 | 1,1 |
| 0,7 | - | 3,4 | 1,8 | 1,3 |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,7 | 1,9 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| | 55 %, | 520 %, | 5100 %, |
| % % I < S § 1 VI % 2 I | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | 2,7 | 2,2 | 1,9 | 1,9 |
| 0,8 | 2,2 | 1,9 | 1,6 | 1,6 |
| 0,7 | 2,1 | 1,7 | 1,5 | 1,5 |
| 0,5 | 1,9 | 1,5 | 1,4 | 1,4 |
| 7, 8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | 3,0 | 2,5 | 2,3 | 2,3 |
| 0,8 | 2,4 | 2,1 | 1,9 | 1,9 |
| 0,7 | 2,2 | 1,9 | 1,7 | 1,7 |
| 0,5 | 2,0 | 1,7 | 1,6 | 1,6 |
| 9, 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5) | 0,9 | - | 6,4 | 3,5 | 2,6 |
| 0,8 | - | 4,5 | 2,5 | 2,0 |
| 0,7 | - | 3,6 | 2,2 | 1,8 |
| 0,5 | - | 2,7 | 1,8 | 1,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Л), с | 5 |
Примечания:
1 Погрешность измерений электрической энергии 51(2)%P для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений 81(2)%P и 52%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 1(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °C | |
| - для счетчиков электроэнергии | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 1(5) до 120 |
| - коэффициент мощности, не менее | 0,5 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| диапазон рабочих температур окружающей среды, °C | |
| - для ТТ и ТН | от -40 до +50 |
| - для счетчиков | от +10 до +30 |
| - для УСДД | от +10 до +30 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - средняя наработка до отказа, ч | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСДД RTU-325: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 100000 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| УСВД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
| потребленной за месяц, сут, не менее | 45 |
| при отключенном питании, лет, не менее | 3 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСЦД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСЦД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | CTIG-500 | 9 шт. |
| Трансформатор тока | BCT | 9 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ASK 61.4 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | SU 550/B4 STL | 9 шт. |
| Трансформатор напряжения | VCU-525 | 9 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ 2 | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 10 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-5604-500-2018 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | АУВП.411711.ФСК.028.32.001.ПС-ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5604-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ОПП 500 кВ Богучанская ГЭС. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва»
19.10.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- прибор комбинированный Testo 622 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о
поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ОПП 500 кВ Богучанская ГЭС».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ОПП 500 кВ 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
73522-18: Методика поверки РТ-МП-5604-500-2018Скачать6.2 Мб