Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Городская энергосбытовая компания» в части электропотребления АО «ЛГЭК» (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 распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя 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 таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-325, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS.
УСПД входит в состав системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «КВАДРА» - «Восточная генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2 (рег. № 56868-14) (далее - АИИС КУЭ филиала ОАО «КВАДРА» - «Восточная генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2) и расположен на ТЭЦ-2 110 кВ.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ТЭЦ-2 110 кВ, ПС 110/35/6 кВ «Бугор», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ филиала ОАО «КВАДРА» - «Восточная генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2 с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаТЦЕНТР»; сервер БД системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ФОАО «МРСК Центра» «Липецкэнерго» (рег. № 50021-12) (далее
- АИИС КУЭ ФОАО «МРСК Центра» «Липецкэнерго») с ПО «БАЗИС» и устройством синхронизации системного времени (УССВ).
4-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер БД АИИС КУЭ ООО «ГЭСК» с ПО ПК «Энергосфера»; сервер БД системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Липецкая энергосбытовая компания» (рег. № 48031-11) (далее - АИИС КУЭ ОАО «Липецкая энергосбытовая компания») с ПО ПК «Энергосфера»; автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) ООО «ГЭСК» и устройство синхронизации времени УСВ-2.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из четырех уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ТЭЦ-2 110 кВ по проводным линиям связи поступает на входы УСПД (второй уровень системы), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на третий уровень системы.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ПС 110/35/6 кВ «Бугор» по проводным линиям связи поступает на третий уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.
На третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации от счетчиков ТЭЦ-2 110 кВ и ПС 110/35/6 кВ «Бугор», оформление справочных и отчетных документов, передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов в ИВК АИИС КУЭ ООО «Городская энергосбытовая компания», ИВК АИИС КУЭ ОАО «Липецкая энергосбытовая компания» через канал Internet.
На верхнем - четвертом уровне системы, в ИВК АИИС КУЭ, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК АИИС КУЭ с периодичносью раз в сутки или по запросу получает от сервера БД АИИС КУЭ филиала ОАО «КВАДРА» - «Восточная генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2 и сервера БД АИИС КУЭ ФОАО «МРСК Центра» «Липецкэнерго» данные коммерческого учета для каждого ИК за сутки. Данные содержат информацию о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий устройств сбора и передачи данных и счетчиков электроэнергии) на соответствующих АИИС КУЭ.
Передача информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Липецкое РДУ и всем заинтересованным субъектам осуществляется от АРМ энергосбытовой организации ООО «ГЭСК» по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-35HVS в составе ИВКЭ второго уровня, УССВ в составе ИВК ТЭЦ-2 110 кВ, ПС 110/35/6 кВ «Бугор» третьего уровня и УСВ-2 в составе ИВК четвертого уровня. УССВ-35HVS, УССВ, УСВ-2 включают в себя приемники, получающие сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).
УССВ-35HVS обеспечивают автоматическую коррекцию часов УСПД второго уровня. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и УССВ-35HVS более чем на ±1 с.
УССВ обеспечивают автоматическую коррекцию часов сервера БД ИВК ТЭЦ-2 110 кВ, ПС 110/35/6 кВ «Бугор» третьего уровня. Коррекция часов сервера БД ИВК ТЭЦ-2 110 кВ,
ПС 110/35/6 кВ «Бугор» третьего уровня проводится при расхождении часов сервера БД ИВК ТЭЦ-2 110 кВ, ПС 110/35/6 кВ «Бугор» третьего уровня и УССВ более чем на ±1 с.
УСВ-2 обеспечивают автоматическую коррекцию часов сервера БД ИВК четвертого уровня. Коррекция часов сервера БД ИВК четвертого уровня проводится при расхождении часов сервера БД ИВК четвертого уровня и УСВ-2 более чем на ±1 с.
Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД/сервера более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с. в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется:
- ПО «АльфаЦЕНТР» версии 3.2, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1.1 - Метрологические значимые модули ПО «АльфаЦентр»
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac_metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.2 |
Цифровой идентификатор ПО | 6BE70157, D0893292, 3D3B9794, 74A48292, BD63F2C9, A99F4657 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Комплексы измерительно-вычислительные | для учета электрической энергии |
«АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», зарегестрированы в Г осреестре СИ РФ под № 44595-10.
- ПО «БАЗИС» версии 7819, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.2. ПО «Базис» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Базис».
Таблица 1.2 - Метрологические значимые модули ПО «БАЗИС»
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | Uspd_рус.zip |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7819 |
Цифровой идентификатор ПО | 9179ed88e13639e314dc406d659087d9 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Базис», в состав которых входит ПО «Базис», зарегестрированы в Госреестре СИ РФ под № 29627-05.
- ПО ПК «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.3. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1.3 - Метрологические значимые модули ПО ПК «Энергосфера»
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» expimp.exe, HandInput.exe, PSO.exe, SrvWDT.exe, adcenter.exe, AdmTool.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.1 |
Цифровой идентификатор ПО | 9F2AA3085B85BEF746ECD04018227166 2F968830F6FF3A22011471D867A07785 A121F27F261FF879813 2D82DCF761310 76AF9С9А4С0А80550B1A1DFD71AED151 79FA0D977EB187DE7BA26ABF2AB234E2 C1030218FB8CDEA44A86F04AA15D7279 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Энергосфера», в состав которых входит ПО ПК «Энергосфера», зарегестрированы в Г осреестр СИ РФ под № 19542-05.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом вышеуказанных ПО.
Уровень защиты вышеуказанных ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
о, е ем о Н | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих усло-виях,% |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
ТЭЦ-2 110 кВ |
1 | ТЭЦ-2 110 кВ, РУСН-6 кВ ВК, КРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 9 | ТЛМ-10-1(1) Кл. т. 0,2S 200/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | А1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
2 | ТЭЦ-2 110 кВ, РУСН-6 кВ ВК, КРУ-6 кВ, II с. ш. 6 кВ, яч. 10 | ТЛМ-10-1(1) Кл. т. 0,2S 200/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | А1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU-325 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
ПС 110/35/6 кВ «Бугор» |
3 | ПС 110/35/6 кВ «Бугор», КРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. 3 | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 1000/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,7 |
4 | ПС 110/35/6 кВ «Бугор», КРУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч. 8 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 1000/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК .12 Кл. т. 0,5S/1,0 | - | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,7 |
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. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (1,0—1,2) 1ном, частота -(50±0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9—1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02-1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота -(50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9—1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01-1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота - (50±0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии А1802RAL-P4GB-DW-4 от минус 40 до плюс 65 °C;
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК.12 от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1-4 от 0 до плюс 40 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик А1802RAL-P4GB-DW-4- среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД RTO-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания 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;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Городская энергосбытовая компания» в части электропотребления АО «ЛГЭК» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Документы представлены в полном объеме. Соответствует требованиям НД.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
Трансформатор тока | ТЛМ-10-1(1) | 48923-12 | 6 |
Трансформатор тока | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 | 32139-06 | 6 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6 | 3344-04 | 6 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 | 35956-07 | 6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | А1802ЯАЬ-Р40В-01^4 | 31857-11 | 2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК .12 | 46634-11 | 2 |
Устройство сбора и передачи данных | RTO-325 | 37288-08 | 1 |
Устройство синхронизации системного времени | УССВ-35И^ | - | 1 |
Устройство синхронизации системного времени | УССВ | - | 1 |
Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-09 | 1 |
Программное обеспечение | БАЗИС | 29627-05 | 1 |
Программное обеспечение | АльфаЦЕНТР | 44595-10 | 1 |
Программное обеспечение | Энергосфера | 19542-05 | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Паспорт-формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 64561-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г ородская энергосбытовая компания» в части электропотребления АО «ЛГЭК». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2016 г.
Перечень основных средств 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 без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков А1802КАЬ-Р40В-0'^4 -по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г и документу
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному в 2012 г;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- УСПД RXU-325 - по документу ДЯИМ.466.453.005МП» «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ.237.00.000И1», утверждённому ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 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;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус
20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100%, дискретность 0,1%. миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г ородская энергосбытовая компания» в части электропотребления АО «ЛГЭК», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г ородская энергосбытовая компания» в части электропотребления АО «ЛГЭК»
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.