Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Горный (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 комплексы (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), включающий сервер сбора и сервер баз данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ ИВК), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС, ПМэС, 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 времени 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 кабельным 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 минут) по линиям связи.
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 посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.
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. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC (SU) более, чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более, чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Нанесение знака поверки и заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 402. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.
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 учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, 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 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав ИК АИИС КУЭ |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД | УССВ ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС - Г орный | TG 245 кл.т. 0,2 Ктт=1000/5 рег.№ 30489-09 | НКФ-220-58У1 кл.т. 0,5 ^=220000/^3/100^3 рег.№ 14626-00 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 | ТК16К31 рег.№ 36643-07 | СТВ-01 рег. № 49933-12 |
| 2 | ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Г орный-Степная-1 (ВЛ-110 кВ Степная-1) | ТФМ-110-П кл.т. 0,5 Ктт=600/5 рег.№ 16023-97 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100^3 рег.№ 60353-15 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| 3 | ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Г орный-Степная-2 (ВЛ-110 кВ Степная-2) | ТФМ-110-П кл.т. 0,5 Ктт=600/5 рег.№ 16023-97 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100^3 рег.№ 60353-15 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| 4 | ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Пугачевская | ТФМ-110-П кл.т. 0,5 Ктт=600/5 рег.№ 16023-97 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100^3 рег.№ 60353-15 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| 5 | ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Г орный -Ершов с отпайками | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт=600/5 рег.№ 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100^3 рег.№ 60353-15 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт=600/5 рег.№ 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100^3 рег.№ 60353-15 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 | ТК16L.31 рег.№ 36643-07 | СТВ-01 рег. № 49933-12 |
| 7 | ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Горный НС-1 Сарканала с отпайкой на ПС НС-2 Сарканала ВЛ-110 кВ Г орный - НС 1,2 | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт=600/5 рег.№ 52261-12 | НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн=110000/^3/100^3 рег.№ 60353-15 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| 8 | ВЛ-10 кВ Ф.5 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=100/5 рег.№ 2473-00 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 рег.№ 831-69 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| 9 | ВЛ-10 кВ Ф.8 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=150/5 рег.№ 2473-69 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 рег.№ 831-69 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| 10 | ВЛ-10 кВ Ф.11 | ТЛМ-10-1 У3 кл.т. 0,5 Ктт=150/5 рег.№ 2473-69 ТЛМ-10-1 У3 кл.т. 0,5 Ктт=150/5 рег.№ 2473-00 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 рег.№ 831-69 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| 11 | ВЛ-10 кВ Ф.7 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=150/5 рег.№ 2473-69 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 рег.№ 831-69 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| 12 | ВЛ-10 кВ Ф.4 | ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт=200/5 рег.№ 2473-00 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 рег.№ 831-69 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 13 | ВЛ-10 кВ Ф.1 | ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт=150/5 рег.№ 25433-11 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 рег.№ 831-69 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 | ТК16К31 рег.№ 3664307 | СТВ-01 рег. № 49933-12 |
| 14 | ВЛ-10 кВ Ф.12 | ТЛМ-10-1 У3 кл.т. 0,5 Ктт=100/5 рег.№ 2473-69 | НАМИТ-10 кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 рег.№ 16687-02 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| 15 | ВЛ-10 кВ Ф.2 | ТЛК10 кл.т. 0,5 Ктт=200/5 рег.№ 9143-01 | НАМИТ-10 кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 рег.№ 16687-02 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| 16 | ВЛ-10 кВ Ф.3 | ТЛК10 кл.т. 0,5 Ктт=400/5 рег.№ 9143-83 | НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн=10000/100 рег.№ 831-69 | ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07 |
| Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная. |
Лист № 7 Всего листов 12
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 |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | 1,1 | 0,8 | 0,7 |
| 0,8 | - | 1,4 | 1,0 | 0,9 |
| 0,5 | - | 2,3 | 1,6 | 1,4 |
| 2-4 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 1,0 | - | 1,7 | 0,9 | 0,7 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,4 | 1,0 |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,7 | 1,9 |
| 5-7 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 1,0 | 1,0 | 0,6 | 0,5 | 0,5 |
| 0,8 | 1,1 | 0,8 | 0,6 | 0,6 |
| 0,5 | 1,8 | 1,3 | 0,9 | 0,9 |
| 8-12, 14-16 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,9 | 2,2 |
| % £ ТН ч (ТТ Сч | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 | 2,5 | 1,6 | 1,2 | 1,2 |
| 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,2 | 2,2 |
| 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 |
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо |
| 1 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,8 | - | 2,5 | 1,7 | 1,6 |
| 0,5 | - | 2,1 | 1,4 | 1,3 |
| 2-4 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,8 | - | 4,5 | 2,4 | 1,9 |
| 0,5 | - | 2,9 | 1,7 | 1,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5-7 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,8 | 2,1 | 1,8 | 1,3 | 1,3 |
| 0,5 | 1,6 | 1,4 | 1,2 | 1,2 |
| 8-12, 14-16 | 0,8 | - | 4,6 | 2,6 | 2,1 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,5 | - | 3,0 | 1,8 | 1,5 |
| 13 (ТТ 0,5S; | 0,8 | 4,1 | 2,8 | 2,1 | 2,1 |
| ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,5 | 2,5 | 1,9 | 1,5 | 1,5 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| | | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| | | I1(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм<1 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 Уо^изм^ШУо |
| 1 | 1,0 | - | 1,2 | 1,0 | 0,9 |
| (ТТ 0,2; | 0,8 | - | 1,5 | 1,2 | 1,1 |
| ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,5 | - | 2,4 | 1,7 | 1,6 |
| 2-4 | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| (ТТ 0,5; | 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 |
| ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,5 | - | 5,4 | 2,8 | 2,0 |
| 5-7 | 1,0 | 1,2 | 0,8 | 0,8 | 0,8 |
| (ТТ 0,2S; | 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,5 | 1,9 | 1,4 | 1,2 | 1,2 |
| 8-12, 14-16 | 1,0 | - | 1,9 | 1,2 | 1,0 |
| (ТТ 0,5; | 0,8 | - | 2,9 | 1,7 | 1,4 |
| ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 |
| 13 | 1,0 | 1,9 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,8 | 2,6 | 1,7 | 1,4 | 1,4 |
| Сч 0,2S) | 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,3 | 2,3 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| | | §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| | | I2% < I изм< I 5 % | I5 %<I изм< 20 % | I20 %<Iизм<Il00% | I100 %<!изм | <I120% |
| 1 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,8 | - | 4,0 | 3,5 | 3,5 |
| 0,5 | - | 3,6 | 3,3 | 3,3 |
| 2-4 | 0,8 | - | 5,5 | 3,9 | 3,6 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,5 | - | 4,2 | 3,4 | 3,3 |
| 5-7 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,8 | 3,7 | 3,6 | 3,4 | 3,4 |
| 0,5 | 3,4 | 3,3 | 3,2 | 3,2 |
| 8-12, 14-16 | 0,8 | - | 5,5 | 4,0 | 3,7 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,5 | - | 4,2 | 3,5 | 3,4 |
| 13 | 0,8 | 5,1 | 4,2 | 3,7 | 3,7 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,5 | 3,9 | 3,5 | 3,4 | 3,4 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Л), с | 5 |
| Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р для соБф=1,0 нормируются от I1%, границы интервала допускаемой относительной погрешности §1(2)%р и §2%Q для COSф<1,0 нормируются от I2%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). |
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от !ном | 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 |
| Рабочие условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от !ном | от 1(5) до 120 |
| - коэффициент мощности, не менее | 0,5 |
| - частота, Г ц | от 49,6 до 50,4 |
| диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -45 до +40 |
| - для счетчиков | от +10 до +30 |
| - для УСПД | от +10 до +30 |
| - для сервера, УССВ ИВК | от +18 до +24 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электроэнергии ZMD: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| УСПД: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 55000 |
| УССВ ИВК комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 10000 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - 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 УСПД 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 УСПД 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 формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | TG 245 | 6 |
| Трансформатор тока | ТФМ-110 | 9 |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 9 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТЛК10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 М1АС | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220-58У1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| Счетчик электрической энергии | ZMD | 16 |
| Устройство сбора и передачи данных | TC16L | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени на уровне ИВК | СТВ-01 | 1 |
| Формуляр | АУВП.411711.ФСК.002.4 02.ФО | 1 |
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 ПС 220 кВ Горный, аттестованной ФГБУ «ВНИИМС», регистрационный номер в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311787.
Лист № 12 Всего листов 12
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
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.
Правообладатель
Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 121353, г. Москва, вн. тер.г. муниципальный округ Можайский,
ул. Беловежская, д.4
Телефон: +7 (495) 710-90-91
Факс: +7 (495) 710-96-55
E-mail: info@fsk-ees.ru
87422-22: Методика поверкиСкачать8.7 Мб