Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РК-ЭНЕРГО» (Регионы 2 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10 (Рег. № 41681-10), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
АИИС КУЭ не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений АИИС КУЭ огранчен на всех уровнях при помощи механических и программных методов и способов защиты.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер (в виде цифрового обозначения) АИИС КУЭ, заводские номера средств измерений уровней ИИК, ИВК, идентификационные обозначения элементов уровня ИВК указаны в формуляре.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматический периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Величины первичных токов 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 без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Сервер АИИС КУЭ:
не реже одного раза в сутки автоматически опрашивает счетчики электроэнергии, считывает со счетчиков 30-минутные профили мощности и журналы событий для каждого канала учета, выполняет синхронизацию времени в счетчиках электроэнергии и записывает полученные данные в базу данных;
осуществляет импорт данных из макетов 80020 с использованием канала связи Internet от АИИС КУЭ смежных организаций, утвержденных типов, внесенных в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, и записывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий в базу данных АИИС КУЭ;
обеспечивает ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;
выполняет синхронизацию времени часов сервера в соответствии с эталонным временем от устройства синхронизации времени;
осуществляет обработку результатов измерений;
обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных;
передает результаты измерений и информацию о состоянии средств измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным организациям в виде макетов 80020, 51070 с использованием канала связи Internet и электронной подписи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). СОЕВ формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-2 на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS).
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 происходит с периодичностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2.
Сравнение показаний часов счетчиков электроэнергии, которые опрашивает непосредственно сервер АИИС КУЭ, с показаниями часов сервера происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация времени часов счетчиков электроэнергии с часами сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Серве | р АИИС КУЭ |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2.0» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8 |
| Идентификационное наименование ПО | BinaryPackControls.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
| Идентификационное наименование ПО | CheckDataIntegrity. dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
| Идентификационное наименование ПО | ComIECFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
| Идентификационное наименование ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
| Идентификационное наименование ПО | ComStdFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
| Идентификационное наименование ПО | DateTimeProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
| Идентификационное наименование ПО | SafeValuesDataUpdate.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
| Идентификационное наименование ПО | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
| Идентификационное наименование ПО | SummaryCheckCRC. dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
| Идентификационное наименование ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 | Наименование ИК | Состав ИК АИИС КУЭ |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ТП-423 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, яч.4, КЛ-10 кВ ТП-193 | ТЛО-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 47583-11 | А1805ЯАЬ-Р40-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | Сервер АИИС КУЭ УСВ-2, рег. № 41681-10 |
| 2 | ТП-423 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, яч.6, КЛ-10 кВ ТП-193 | ТЛО-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 47583-11 | А1805ЯАЬ-Р40-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
| 3 | ПС 110/6 кВ Ковров, ЗРУ 6 кВ, яч.625, ВВ ф.625 | ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | Основной НАМИТ 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 70324-18 Резервный НАМИТ 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 70324-18 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 4 | ПС 110/6 кВ Ковров, ЗРУ 6 кВ, яч.624, ВВ ф.624 | ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 5 | ТП-12 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, СШ-6 кВ, яч.2, КЛ-6 кВ ф.2 | ТПОЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 1261-08 | ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.02М.07 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 6 | ПС 110/10/6 кВ Бутаково, КРУН-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.26, КЛ-6 кВ ф.26 А, КЛ-6 кВ ф.26 Б | ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 7 | ПС 110/10/6 кВ Бутаково, КРУН-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.25, КЛ-6 кВ ф.25 | ТЛК-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 9143-06 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 8 | ПС 110/10/6 кВ Бутаково, КРУН-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.17, КЛ-6 кВ ф.17 | ТОЛ-СЭЩ 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 51623-12 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 9 | ПС 110/10/6 кВ Бутаково, КРУН-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.0, КЛ-6 кВ ф.1 А, КЛ-6 кВ ф.1 Б | ТЛМ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | Сервер АИИС КУЭ УСВ-2, рег. № 41681-10 |
| 10 | ПС 110/10/6 кВ Бутаково, КРУН-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.5, КЛ-6 кВ ф.3 | ТПЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1276-59 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 11 | ПС 110/6 кВ Химки, ЗРУ-6 кВ, яч.13, КЛ-6 кВ ф. 10 | ТПФ 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 517-50 | Основной НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 159-49 Резервный НОМ-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 12 | ПС 110/6 кВ Химки, ЗРУ-6 кВ, яч. 16, КЛ-6 кВ ф.9 | ТЛП-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 30709-11 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| Примечания: 1 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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допу измерении ак применения АИ | скаемой относительной погрешности ИК при тивной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % |
| I1(2)< I изм< I 5 % | I5 %< I изм< I 20 % | I 20 %< I изм< I 100 % | НЧ 0 0 % < I К W м < I 2 0 % 0х |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2, 6, 7, 9 - 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5 S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,3 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,2 | ±2,6 |
| 3, 4 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5 S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,3 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,2 | ±2,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,6 | ±2,6 |
| 8 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5 S) | 1,0 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,7 | ±2,4 | ±2,0 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,5 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,2 | ±2,2 |
| Номер ИИК | sin9 | Пределы допу измерении ре применения АИ | скаемой относительной погрешности ИК при активной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % |
| I 2 < I к W м Л I 5 % | I5 %< I изм< I 20 % | I 20 %< I изм< I 100 % | НН 0 0 % < I и W м < I 2 0 % 0х- |
| 1, 2, 6, 7, 10 - 12 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83 | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,5 | ±3,2 |
| 0,6 | - | ±5,3 | ±3,1 | ±2,6 |
| 0,71 | - | ±4,4 | ±2,7 | ±2,4 |
| 0,87 | - | ±3,6 | ±2,4 | ±2,2 |
| 3, 4 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83 | 0,44 | - | ±7,1 | ±4,3 | ±2,9 |
| 0,6 | - | ±5,2 | ±3,0 | ±2,4 |
| 0,71 | - | ±4,3 | ±2,6 | ±2,3 |
| 0,87 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 |
| 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ Р 52323-2005 | 0,44 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±4,1 |
| 0,6 | ±5,1 | ±4,1 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,71 | ±4,4 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,4 |
| 0,87 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,1 | ±3,1 |
| 8 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ 26035-83 | 0,44 | ±10,9 | ±3,9 | ±2,9 | ±2,5 |
| 0,6 | ±8,5 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,2 |
| 0,71 | ±7,6 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,1 |
| 0,87 | ±6,7 | ±2,8 | ±2,1 | ±2,1 |
| 9 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) ГОСТ Р 52323-2005 | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 |
| 0,6 | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,6 |
| 0,71 | - | ±4,7 | ±3,6 | ±3,4 |
| 0,87 | - | ±4,0 | ±3,3 | ±3,1 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), ±5 с |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| коэффициент мощности cos ф | 0,9 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном, для ИК № 5, 8 | от 1 до 120 |
| ток, % от !ном, для ИК №№ 1 -4, 6, 7, 9 - 12 | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды для счетчиков, УСВ -2, °С | от +5 до +35 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 75 до 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.02М.07: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М.01: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03.01: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики Альфа А1805: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-2: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| время восстановления, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 113,7 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3, 5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков 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.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра печатным способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 4 шт. |
| Трансформатор тока | ТПОФ | 4 шт. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 шт. |
| Трансформатор тока | ТПФ | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | А1805КЛЬ-Р4а-Б1^4 | 2 шт. |
| СЭТ-4ТМ.03.01 | 8 шт. |
| СЭТ-4ТМ.02М.07 | 1 шт. |
| СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 шт. |
| Сервер | Supermicro SYS-6019P-MTR | 1 шт. |
| Паспорт-формуляр | ЭНСЕ.095367.009 ПФ | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РК-ЭНЕРГО» (Регионы 2 очередь).
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
84407-22: Методика поверкиСкачать5.6 Мб