Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Затонской ТЭЦ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой 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) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя основной и резервный серверы АИИС КУЭ, устройства синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (далее - УСВ-1), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и 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 электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. УСПД может функционировать в режиме передачи данных без сохранения данных в собственной базе данных. При этом считанные данные результатов измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных на верхнем уровне.
На верхнем - третьем уровне системы, расположенном в центре сбора и обработки информации ООО «БГК», выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ-1, синхронизирующими собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляют не более 0,5 с. Основной и резервные серверы АИИС КУЭ периодически (1 раз в 1 час) сравнивают свое системное время с УСВ-1, корректировка часов серверов АИИС КУЭ осуществляется независимо от наличия расхождения. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами основного сервера АИИС КУЭ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется при наличии расхождения больше ±1 с. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и УСПД более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, УСПД, сервера АИИС КУЭ отражаются в журналах событий. Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журнале событий сервера АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационные наименования модулей ПО | CalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll; Metrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll; |
| | ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll; VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, <и ме о к | Наименование | Состав измерительного канала | Вид |
| точки измерений | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | электроэнергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Затонская ТЭЦ ГТУ-1 | ВСТ 9000/5 Кл. т. 0,2S | ЗНОЛ-ЭК-15 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| 2 | Затонская ТЭЦ ТГ-1 | ВСТ 6000/5 Кл. т. 0,2S | ЗН0Л-ЭК-10 10500/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| 3 | Затонская ТЭЦ ТГ-2 | ВСТ 6000/5 Кл. т. 0,2S | ЗН0Л-ЭК-10 10500/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| 4 | Затонская ТЭЦ ГТУ-2 | ВСТ 9000/5 Кл. т. 0,2S | ЗНОЛ-ЭК-15 15750/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| 5 | Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. 1, В210 | АМТ 245/1 1000/5 Кл. т. 0,2S | SU 245/S 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| 6 | Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. 1, В211 | АМТ 245/1 1000/5 Кл. т. 0,2S | SU 245/S 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| 7 | Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. 2, В222 | АМТ 245/1 1000/5 Кл. т. 0,2S | SU 245/S 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| 8 | Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. 2, В220 | АМТ 245/1 1000/5 Кл. т. 0,2S | SU 245/S 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 9 | Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. 3, В230 | АМТ 245/1 1000/5 Кл. т. 0,2S | SU 245/S 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| 10 | Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), КРУЭ-220 кВ, СШ-220 кВ, яч. 3, В231 | АМТ 245/1 1000/5 Кл. т. 0,2S | SU 245/S 220000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| 11 | Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), РУСН-10 кВ, 5 СШ, яч. 2, КЛ-10 кВ Падеевка - Затонская ТЭЦ - 1 | ТОЛ-НТЗ-10 1000/5 Кл. т. 0,5S | НАЛИ-НТЗ-10 10500/100 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| 12 | Затонская ТЭЦ (220/10/6/0,4), РУСН-10 кВ, 6 СШ, яч. 5, КЛ-10 кВ Падеевка - Затонская ТЭЦ - 2 | ТОЛ-НТЗ-10 1000/5 Кл. т. 0,5S | НАЛИ-НТЗ-10 10500/100 Кл. т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | активная реактивная |
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=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 |
| 1-10 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | [^<^<1,21^ | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 |
| 0,2[н1<[1<[н1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 |
| 0,051н1<11<0,21н1 | 0,6 | 0,8 | 1,2 | 0,8 | 1,0 | 1,4 |
| 0,011н1<[1<0,051н1 | 1,0 | 1,3 | 2,0 | 1,2 | 1,5 | 2,2 |
| 11; 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 1н1<[1<1,21н1 | 0,7 | 1,1 | 1,9 | 0,9 | 1,3 | 2,0 |
| 0,21н1<[1<1н1 | 0,7 | 1,1 | 1,9 | 0,9 | 1,3 | 2,0 |
| 0,051н1<[1<0,21н1 | 0,9 | 1,5 | 2,7 | 1,1 | 1,6 | 2,8 |
| 0,011н1<[1<0,051н1 | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 1,9 | 2,9 | 5,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы относит осно погрей измер соответс вероятное (±5; | интервала ельной вной ности ений, твующие ти Р=0,95 >, % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % |
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1-10 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 1н1<[1<1,21н1 | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,8 |
| 0,21н1<[1<1н1 | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,8 |
| 0,051н1<[1<0,21н1 | 1,1 | 0,9 | 1,9 | 1,8 |
| 0,021н1<[1<0,051н1 | 2,0 | 1,5 | 2,5 | 2,2 |
| 11; 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 1н1<[1<1,21н1 | 1,6 | 1,1 | 2,3 | 1,9 |
| 0,21н1<[1<1н1 | 1,6 | 1,1 | 2,3 | 1,9 |
| 0,051н1<[1<0,21н1 | 2,3 | 1,4 | 2,7 | 2,1 |
| 0,021н1<[1<0,051н1 | 4,3 | 2,6 | 4,6 | 3,0 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии 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 = 0,5; 0,8; 1 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УСВ 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.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 12 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 80 до 115 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - коэффициент мощности cosj | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -30 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от -10 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| - СЭТ-4ТМ.03М | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ: | |
| - 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 состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
- журнал ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверных шкафов);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
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 учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Затонской ТЭЦ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | BCT | 58147-14 | 12 |
| Трансформаторы тока | AMT 245/1 | 37101-14 | 18 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 51679-12 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-ЭК-15 | 47583-11 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-ЭК-10 | 47583-11 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | SU 245/S | 37115-14 | 15 |
| Трансформаторы напряжения | НАЛИ-НТЗ-10 | 59814-15 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 12 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 28822-05 | 2 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 2 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Паспорт-формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 002-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Затонской ТЭЦ. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «МетроСервис» 07.03.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с 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.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» «04» мая 2012 г.;
- СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» «15» декабря 2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр «Ива-6А-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 % до 98 %, дискретность 0,1 %;
- миллитесламетр Ш1-15У: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 199,9 мТл. 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 Затонской ТЭЦ (АИИС КУЭ Затонской ТЭЦ), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Затонской ТЭЦ
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
67293-17: Методика поверки МП 002-17Скачать1.7 Мб