Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Кама". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Кама"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кама» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ «Кама» ОАО «ФСК ЕЭС».

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие

уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту

- ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту -Сч или Счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:

-    синхронизацию шкалы времени ИВК;

-    сбор информации (результаты измерений, журнал событий);

-    обработку данных и их архивирование;

-    хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала не менее 3,5 лет;

-    доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Лист № 2 Всего листов 10

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью канала, реализованного на базе технологии Спутниковой связи (МЗССС) (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется с помощью ручного сбора.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ).

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО 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.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ± 1 с происходит коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - 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

1

2

Идентификационное наименование ПО

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»

Номер версии

(идентификационный номер) ПО

1.00

Цифровой идентификатор ПО

D233ED6393702747769A45DE8E67B57E

Другие идентификационные данные, если имеются

-

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ

ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав 1-го и 2-го уровней ИК

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик

электрической

энергии

ИВКЭ

(УСПД)

1

2

3

4

5

6

1

ВЛ 110 кВ Кама -Мостовое I цепь

ТФЗМ 110Б-ГУ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 13912; 13867; 13914 Г осреестр № 26422-04

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 44201; 44379; 44111 Госреестр № 1188-84

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760955 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

1

2

3

4

5

6

2

ВЛ 110 кВ Кама -Мостовое II цепь

ТФЗМ 110Б-1У кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 13862; 13870; 13866 Госреестр № 26422-04

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 44293; 44216; 44478 Госреестр № 1188-84

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760956 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

3

ВЛ 110 кВ Кама - Сарапул -тяга I цепь

ТФЗМ 110Б-1У кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 32; 35; 34 Госреестр № 26422-04

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 44201; 44379; 44111 Госреестр № 1188-84

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760953 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

4

ВЛ 110 кВ Кама - Сарапул -тяга II цепь

ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 50097; 54187; 50115 Госреестр № 2793-88

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 44293; 44216; 44478 Госреестр 1188-84

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760954 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

5

ВЛ 110 кВ Кама -Сарапул I цепь

ТФЗМ 110Б-1У кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 13917; 13864; 13868 Госреестр № 26422-04

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 44201; 44379; 44111 Госреестр № 1188-84

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760899 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

6

ВЛ 110 кВ Кама -Сарапул II цепь

ТФЗМ 110Б-1У кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 13915; 13916; 13913 Госреестр № 26422-04

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 44293; 44216; 44478 Госреестр 1188-84

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760900 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

7

ВЛ 110 кВ Кама -Сигаево I цепь

ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 45613; 39874; 39890 Госреестр № 2793-88

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 44201; 44379; 44111 Госреестр № 1188-84

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760901 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

1

2

3

4

5

6

8

ВЛ 110 кВ Кама -Сигаево II цепь

ТФЗМ-110Б-1У1

кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 39968; 45630; 39790 Г осреестр № 2793-88

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 44293; 44216; 44478 Госреестр № 1188-84

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760902 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

9

ВЛ 110 кВ Кама - Уральская

ТФЗМ 110Б-ГУ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 13861; 13837;13865 Госреестр 26422-04

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 44201; 44379; 44111 Госреестр № 1188-84

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760957 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

10

ОМВ 110 кВ

ТФЗМ 110Б-ГГГ

кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 5434; 5439; 5437 Госреестр 26421-08

НКФ110-83У1 кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 44201; 44379; 44111; 44293; 44216; 44478 Госреестр № 1188-84

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760943 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

11

КЛ 10 кВ фидер №1

ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Зав. № 756050; 0119 Госреестр № 2473-00

НТМИ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 279 Госреестр 831-69

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760973 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

12

КЛ 10 кВ фидер №5

ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 6093; 4652 Госреестр № 2473-69

НТМИ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № НКУС Госреестр № 831-53

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760919 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

13

ТСН 3 ввод 0,4 кВ

ТШ-0,66У3 кл.т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 77620; 77628; 86750 Госреестр № 6891-84

-

ZMD402CT41.0457 кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 50760942 Госреестр № 53319-13

ЭКОМ-3000 зав. № 10144839 Госреестр № 17049-09

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

§5 %,

§20 0%

5100 %■,

Г

'-Л

%

нн

и

з

2

л

нн

2

О

%

©х

Г

2

О

%

IsT1

з

2

Л

0

о

''ч

©х

0

0 % 1Л нн я

з

2

1 2 о

''ч

©х

1

2

3

4

5

1 - 12

(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

0,9

±2,4

±1,4

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,4

0,7

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

13

(Сч. 0,2S; ТТ 0,5)

1,0

±1,8

±1,0

±0,8

0,9

±2,2

±1,2

±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

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

§5 %,

§20 0%

5100 %■,

Г

'-Л

%

нн

и

з

2

Л

нн

2

О

%

©х

Г

2

О

%

IsT1

з

2

Л

0

о

''ч

©х

0

0 % 1Л нн я

з

2

1 2 о

''ч

©х

1 - 12

(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

±6,3

±3,4

±2,5

0,8

±4,3

±2,3

±1,7

0,7

±3,4

±1,9

±1,4

0,5

±2,4

±1,4

±1,1

13

(Сч. 0,5; ТТ 0,5)

0,9

±6,2

±3,1

±2,1

0,8

±4,2

±2,1

±1,4

0,7

±3,3

±1,6

±1,1

0,5

±2,3

±1,2

±0,8

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2    Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

-    диапазон напряжения - от 0,99-Цн до 1,01 -Цн;

-    диапазон силы тока - от 0,01- Гн до Гнр1 (таблица 10 ГОСТ 7746-2001);

Лист № 7 Всего листов 10

-    температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 18 до 25 °С; УСПД - от 10 до 30 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;

-    частота - (50 ± 0,15) Гц.

3    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9-Цн1 до 1,1-Цн1; диапазон силы первичного тока - от 0,01Тн1 до Гнр1 (таблица 10 ГОСТ 7746-2001);

-    частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - для ТТ по ГОСТ 7746-2001; для ТН по ГОСТ 1983-2001.

Для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8-Цн2 до 1,15-Цн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Тн2 до 2Тн2;

-    частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.

4    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.

5    Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    счетчики электроэнергии ZMD - среднее время наработки до отказа 220000 часов;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

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).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.

-    ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол-во,

шт.

1

2

3

1 Трансформатор тока

ТФЗМ 110Б-1У

18

2 Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-1У1

9

3 Трансформатор тока

ТФЗМ 110Б-Ш

3

4 Трансформатор тока

ТЛМ-10

4

5 Трансформатор тока

ТШ-0,66У3

3

6 Трансформатор напряжения

НКФ110-83У1

6

7 Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

1

8 Трансформатор напряжения

НТМИ

1

9 Счетчик электрической энергии многофункциональный

ZMD402CT41.0457

13

10 Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

11 Методика поверки

МП РТ 2190/500-2015

1

12 Паспорт - формуляр

АУВП.411711.ФСК.034.04.ИН.ПС-ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП РТ 2190/500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кама». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 29.05.2015 г. Перечень основных средств поверки:

Лист № 9 Всего листов 10

-    для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    для счетчиков электроэнергии ZMD - по документу MP000030110 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2013 г.;

-    для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кама».

Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/100-2015 от

13.04.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Кама»

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

2.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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

Развернуть полное описание