Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ТГК-14" Читинская ТЭЦ-1 "Читинской генерации" (АИИС КУЭ Читинской ТЭЦ-1)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Читинская ТЭЦ-1 «Читинской генерации» (АИИС КУЭ Читинской ТЭЦ-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

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 (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя центральный сервер баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени, автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные 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 мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД по каналу связи сети Internet поступает на сервер, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация передается на АРМ по корпоративной сети передачи данных.

Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, устройство синхронизации системного времени УССВ-35НУ8, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника.

Сравнение показаний часов сервера с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенным к нему УCСВ-35HVS) осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера производится при расхождении с УССВ-35HVS на величину более ±1 с.

Также СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия.

В случае неисправности или ремонта УССВ-35HVS имеется возможность синхронизации часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ». Контроль показаний времени часов сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, коррекция часов производится при расхождении на величину более ±2 с.

Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.08

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

элек-

триче-

ской

энергии

Метрологически

И

е характеристики К

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Читинская ТЭЦ-1, СШ 6 кВ ТГ-1

ТШВ-15 Кл.т. 0,5 8000/5 Рег. № 1836-63 Фазы: А; С

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49 Фазы: АВС

A1802RAL-P4GB-DW3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325 Рег. № 37288-08

Depo

Storm

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

2

Читинская ТЭЦ-1, СШ 6 кВ ТГ-2

ТШВ-15 Кл.т. 0,5 8000/5 Рег. № 1836-63 Фазы: А; С

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49 Фазы: АВС

A1802RAL-P4GB-DW3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

3

Читинская ТЭЦ-1, СШ 10 кВ

ТШЛ-20 Кл.т. 0,5 8000/5

ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

A1802RAL-P4GB-DW3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактив-

1,1

3,0

ТГ-3

Рег. № 1837-63

Рег. № 1593-70

2,3

4,7

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

ная

4

Читинская ТЭЦ-1, СШ 10 кВ

ТШЛ-20 Кл.т. 0,5 8000/5

ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

A1802RAL-P4GB-DW3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактив

ная

1,1

3,0

ТГ-4

Рег. № 1837-63 Фазы: А; С

Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С

RTU-325 Рег. № 37288-08

Depo

2,3

4,7

5

Читинская ТЭЦ-1, СШ 10 кВ

ТШЛ-20 Кл.т. 0,5 8000/5

ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

A1802RAL-P4GB-DW3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Storm

Активная

Реактив-

1,1

3,0

ТГ-5

Рег. № 1837-63

Рег. № 1593-70

2,3

4,7

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

ная

6

Читинская ТЭЦ-1, СШ 10 кВ

ТШЛ-20 Кл.т. 0,5 8000/5

ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

A1802RAL-P4GB-DW3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактив-

1,1

3,0

ТГ-6

Рег. № 1837-63

Рег. № 1593-70

2,3

4,7

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

ная

ТФЗМ-220Б-Ш

1 с.ш.:

Кл.т. 0,5

НКФ-220-58

Читинская ТЭЦ-1,

600/5 Рег. № 26006-03 Фазы: А

ТФНД-220-1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3694-73 Фазы: В; С

Кл.т. 0,5 220000/V3/100/V3 Рег. № 14626-00 Фазы: А; В; С

A1802RAL-

RTU-325 Рег. № 37288-08

Активная

1,1

2,3

3,0

4,7

7

СШ 220 кВ, Яч №203

P4GB-DW4 Кл.т. 0,2S/0,5

Depo

Storm

Реактив-

ВЛ-220-201

2 с.ш.: НКФ-220-58 Кл.т. 0,5 220000/V3/100/V3

Рег. № 31857-11

ная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

8

Читинская ТЭЦ-1, СШ 220 кВ, Яч №205 ВЛ-220-202

ТФЗМ-220Б-Ш Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26006-03 Фазы: А

ТФНД-220-1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3694-73 Фазы: В; С

Рег. № 14626-00 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

4,7

9

Читинская ТЭЦ-1, СШ 220 кВ, Яч №207 ВЛ-220-293

ТФНД-220-1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3694-73 Фазы: А; С

ТФЗМ-220Б-Ш Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26006-03 Фазы: В

1    с.ш.: НКФ-220-58

Кл.т. 0,5 220000/V3/100/V3 Рег. № 14626-00 Фазы: А; В; С

2    с.ш.: НКФ-220-58

Кл.т. 0,5 220000/V3/100/V3

A1802RAL-P4GB-DW4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325 Рег. № 37288-08

Depo

Storm

Активная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

4,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

10

Читинская ТЭЦ-1, СШ 220 кВ, Яч №208 ВЛ-220-296

ТФНД-220-1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3694-73 Фазы: А; С

ТФЗМ-220Б-Ш Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26006-03 Фазы: В

Рег. № 14626-00 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Активная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ

ТФЗМ-110Б-1У Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С

A1802RAL-

P4GB-DW4

Активная

1,1

3,0

Яч №101

Кл.т. 0,2S/0,5

Реактив-

2,3

4,7

ВЛ-110-01

Рег. № 31857-11

ная

12

Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ

ТФЗМ-110Б-1У Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С

1 с.ш.: НКФ-110-83

A1802RAL-

P4GB-DW4

Активная

1,1

3,0

Яч №103 ВЛ-110-02

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Реактив

ная

2,3

4,7

ТФЗМ-110Б-1У Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С

13

Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ

Фазы: А; В

A1802RAL-

P4GB-DW4

Активная

1,1

3,0

Яч №106

НКФ-110-57

Кл.т. 0,2S/0,5

Реактив-

2,3

4,7

ВЛ-110-07

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 31857-11

RTU-325 Рег. №

Depo

ная

ТФЗМ-110Б-1У Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С

Storm

14

Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ

Рег. № 14205-94 Фазы: С

A1802RAL-

P4GB-DW4

37288-08

Активная

1,1

3,0

Яч №108

Кл.т. 0,2S/0,5

Реактив-

2,3

4,7

ВЛ-110-08

2 с.ш.: НКФ-110-83 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 31857-11

ная

15

Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ

ТФЗМ-110Б-1У Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С

A1802RAL-

P4GB-DW4

Активная

1,1

3,0

Яч №111 ВЛ-110-09

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Реактив

ная

2,3

4,7

16

Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ

ТФЗМ-110Б-1У Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С

A1802RAL-

P4GB-DW4

Активная

1,1

3,0

Яч №112 ВЛ-110-10

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Реактив

ная

2,3

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

17

Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ Яч №110 ОВ-110

ТФЗМ-110Б-ГУ Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С

1    с.ш.: НКФ-110-83

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В

НКФ-110-57 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 14205-94 Фазы: С

2    с.ш.: НКФ-110-83

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

A1802RAL-P4GB-DW4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325 Рег. № 37288-08

Depo

Storm

Активная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

4,7

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от !ном, cosj = 0,8инд.

4    ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, в режиме измерений реактивной электрической энергии по ТУ 4228-011-29056091-11.

5    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 таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа, а также замена УССВ и сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

17

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от 1ном

коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от 1ном

коэффициент мощности cos9 частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от 0 до +40 от +10 до +35

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УССВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

120000

2

100000

24

35000

2

1

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

180

при отключении питания, лет, не менее

30

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

5

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

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; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

ТШВ-15

4

Трансформаторы тока шинные

ТШЛ-20

8

Трансформаторы тока

ТФЗМ-220Б-Ш

4

Трансформаторы тока

ТФНД-220-1

8

Трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б-1У

21

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

2

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-15-63

12

Трансформаторы напряжения

НКФ-220-58

6

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-83

5

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57

1

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

17

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325

1

Сервер

Depo Storm

1

У стройства синхронизации системного времени

УССВ-35HVS

1

Методика поверки

МП ЭПР-091-2018

1

Формуляр

ТГК-14. АИИС.001.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-091-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Читинская ТЭЦ-1 «Читинской генерации» (АИИС КУЭ Читинской ТЭЦ-1). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 11.07.2018 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

«Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «ТГК-14» Читинская ТЭЦ-1 «Читинской генерации» (АИИС КУЭ Читинской ТЭЦ-1)», свидетельство об аттестации № 107/RA.RU.312078/2018.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Читинская ТЭЦ-1 «Читинской генерации» (АИИС КУЭ Читинской ТЭЦ-1)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание