Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110 кВ «Вынгапур» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие 6 измерительных канала системы по количеству точек учета электроэнергии.
Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же запрограммированных параметров.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.
УСПД типа ЭКОМ-3000 обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в ИВК. Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.
ИВК состоит из ЦСОД (центр сбора и обработки данных) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири, а также устройства синхронизации времени в каждом ЦСОД, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации и специализированное программное обеспечение (СПО) «Метроскоп».
К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключен АРМ персонала.
Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ
ПС.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по сетям спутниковой связи VSAT (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири. Между ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи энергетики (ЕЦССЭ).
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК ОАО «ФСК ЕЭС». В сервере БД ИВК ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» 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.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи СПО «Метроскоп», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в филиал «СО ЕЭС» - Тюменское РДУ, через IP сеть передачи данных ОАО «ФСК ЕЭС», с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях системы.
Контроль времени в ИК ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация времени выполняется автоматически в случае расхождения времени в счетчике и УСПД на величину более ± 1 секунды.
Синхронизация системного времени УСПД выполняется автоматически, через встроенный в УСПД GPS-приемник. В комплект GPS-приемника входит антенна и антенный кабель.
В ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири и ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» также используется устройство синхронизации времени УCCB-35HVS, которое подключается к
коммуникационному серверу по интерфейсу RS-232. Синхронизация системного времени серверов ИВК выполняется автоматически по сигналам УCCB-35HVS на величину более ±1 секунды.
Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220/110 кВ «Вынгапур» обеспечивает измерение времени в системе с погрешностью не хуже нормированного значения ± 5 секунд.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
Таблица 1 - Идентификационные данные специализированного программного обеспечения
| (далее - СПО), установленного в ИВК ЦСОД ОАО «с | эСК ЕЭС» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 289aa64f646cd3873804db5f bd653679 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | - |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД ЭКОМ-300 (Госреестр № 17049-09, зав. № 08145611) и Комплекса измерительно-вычислительный АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10).
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
| Номер ИК, код точки измерений | Наименование объекта учета, диспечерское наименование присоединения | Состав измерительного канала | ч с K 1 н т К - £ | Наименование имеряемой величины | Вид | Метрологические характеристики |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | Основная относительная погрешность ИК, (±5) % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) % |
| cos j = 0,87 sin j = 0,5 | cos j = 0,5 sin j = 0,87 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | эн8ргии | 9 | 10 |
| - | ВЛ 110 кВ Вынгапур-Чуркинская I цепь | н н | Kr=0,2S Ктт=300/5 Гостреестр № 26813-06 | А | ТРГ-110 II1 | 3648 | 66000 | Мощность и энергия активная Мощность и энергия | Активная Реактивная | ±1,2 % ±2,7 % | ±2,2 % ±2,1 % |
| В | ТРГ-110 II* | 3647 |
| С | ТРГ-110 II* | 3646 |
| К н | КТ=0,5 Ктн=110000/^3/100/^3 Г остреестр № 26452-06 | А | НКФ-110 | 32052 |
| В | НКФ-110 | 32089 |
| С | НКФ-110 | 32534 |
| Счетчик | Kr=0,2S/0,5 Ксч=1 Гостреестр № 31857-11 | A1802RAL-P4GB-DW- 4 | 01215269 |
Продолжение таблицы 2
Счетчик
Счетчик
ТН
м W
о д
Q II
м W
о д
Q II
м W
о д
Q II
"1
о
о
4
сг>
<т>
о
4
ю*
ч
о
о
4
сг>
а>
о
4
($
ч
о
о
4
сг>
а>
о
4
($
•ё
4
•ё
я
н
II
о
IO
сл
р
'Л
я
Я II о о
и ^
JL &
о
\л
я
Н
II
о
IO
сг> р 'Л
8 §
■а 13
я, о о о
^ е 3
*6-4
ON ^ ^
§I
ю ^
о w On
8 8 ■а 13
iS- &А
ON ^ ^
s§
ю ^ о w
On
s- &&
ON ^ ^
s§
ю ^ о w
On
00
^1
00
^1
00
^1
ВЛ-110 кВ Янтарная-2, яч. 2
"I
о
0
ё
о>
а> ьн
2 н ^
^ п н
^ w О
К) о ю On Di ^ 00
U)
1
о
С\
ТН
ТТ
ВЛ-110 кВ Янтарная-1, яч. 1
"I
0 О
4
О»
а> ьн
2 н W
^ п н
^ w О
to О (О
On Di ^ 00
U)
1
о
С\
ТН
ТТ
В Л 110 кВ Вынгапур-Чуркинская II цепь
"1
0 О
ё
о>
а> ьн
2 н ^
^ п н
^ w О ю* о J-3
(О о to
On ^ СЛ 00
U)
1
о
С\
Счетчик
ТТ
>
>
>
>
>
>
и
и
и
и
и
и
О
о
О
о
о
о
>
00
о
ю
О
| г
-Ь- > Tf
-р*.
8
>
00
о
ю
О
| Г -Ь- > TI
8
> 00 о ю О Ф
| Г -Ь- > TI
8
е
е
е
е
е
е
е
е
е
о
ю
ю
ю
о
On
О
Ю
ю
^1
о
о
ю
ю
^1
On
66000
66000
66000
Мощность и энергия активная Мощность и энергия
Мощность и энергия активная Мощность и энергия
Мощность и энергия активная Мощность и энергия
TI
<т>
РЭ
п
Д
со
д
Р
TI
<т>
рэ
п
д
со
Д
Р
&Q
TI
<т>
Р2
п
Д
со
д
&Q
>
Я
н
д
со
д
р
>
Я
Н
д
со
Д
р
&Q
>
Я
н
д
со
д
р
&Q
00
| н- | н- | н- | н- | н- | н- |
| Js) | | Js) | | Js) | |
| | | "-J | | "-J | |
| о4 | о4 | о4 | о4 | о4 | о4 |
| н- | н- | н- | н- | н- | н- |
| Js) | Ю | Js) | Ю | Js) | Ю |
| | | | | | |
| о4 | о4 | о4 | о4 | о4 | о4 |
VO
Ю
о
п>
*1
0
1 5=1
о s
н 2 о н а ^
,__ Ю*
О 'J1
Продолжение таблицы 2
ВЛ-110 кВ Вынгапур-НПС-2 «Промежуточная»-!
ВЛ-110 кВ Вынгапур-НПС-2 «Промежуточная»-1
Счетчик
Счетчик
"1
о
о
4
сг>
а>
о
4
ю*
ч
о
о
4
сг>
<т>
о
4
ю*
я
я II о о
и ^
JL &
о
я
н
II
о
IO
сг> р 'Л
00
^1
00
^1
я, о
о о
^ е 3
on ^ ^
§I
ю ^
о w
On
м W
о д
Q II
ТН
4
"1
0 О
4
О»
а> ьн
2 н W
^ п н
ю* о J-3 to О (О On Di ^ 00
U)
1
о
сл
ТТ
iS- &А
ON ^ ^
s§
ю ^
о w On
8 § 13
м W
о д
Q II
ТН
•ё
"I
о
0
-ё
о>
а> ьн
2 н ^
^ п н
К) о ю
On Di ЪП 00
U)
1
о
0\
тт
>
>
>
>
td
td
td
td
о
о
О
о
>
00
о
ю
О
| г
-Ь- > Tf -(^
8
>
00
о
ю
О
| Г -Ь- > TI
8
е
е
е
е
е
е
ю
ю
ю
00
ю
VO
ю
ю
ю
00
ю
00
132000
On
132000
Мощность и энергия активная Мощность и энергия
Мощность и энергия активная Мощность и энергия
TI
<т>
РЭ
п
Д
со
д
Р
TI
<т>
РЭ
3
Д
со
д
Р
>
Я
н
д
со
д
Р
>
Я
н
д
со
д
р
00
| н- | н- | н- | н- |
| ю | | ю | |
| ^1 | ю | ^1 | ю |
| о4 | о4 | о4 | о4 |
| н- | н- | н- | н- |
| JN) | Ю | JN) | Ю |
| | | | |
| о4 | о4 | о4 | о4 |
VO
td
о
п>
*1
0
1 5=1
о s
н 2 о н а ^
,_, Ю*
О On
Примечания:
1. В таблице 2 приведены метрологические характеристики ИК для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности Р=0,95;
2. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50±0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 + 1,02)UH; диапазон силы тока -
(1,0 + 1,2Дн; диапазон коэффициента мощности cos j (sinj) - 0,87(0,5); частота - (50±0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ - от 15°С до 35°С;ТН- от 10°С до 35°С; счетчиков: в части активной энергии - от 21°С до 25°С,
в части реактивной энергии - от 18°С до 22°С; УСПД - от 15°С до 25°С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (100±4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 + 1,1)ии1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) + 1,2Дн1; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,5 + 1,0(0,6 +
0,87); частота - (50±0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30°С до 35°С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - тока (0,01 + 1,2)!н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,5 + 1,0 (0,6 + 0,87); частота - (50±0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха - от 10°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха - (40-60) %;
- атмосферное давление - (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50±1) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (100±4) кПа
4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС 220/110 кВ «Вынгапур» как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности гв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности гв = 1 ч.
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;
- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты: -параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- журнал УСПД:
-параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки; -УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 30 лет;
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;
- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110 кВ «Вынгапур» типографическим способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110 кВ «Вынгапур» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110 кВ «Вынгапур» представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование (обозначение) изделия | Кол. (шт) |
| Трансформатор тока ТРГ-110 II* | 12 |
| Трансформатор напряжения НКФ-110 | 6 |
| Счетчик электрической энергии Альфа А1800 | 6 |
| Устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 | 1 |
| УCCB-35HVS | 2 |
| ИВК ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» | 1 |
| ИВК ЦСОД МЭС Западной Сибири | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 47319-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110 кВ «Вынгапур». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июне 2011 года.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о
поверке.
Перечень основных средств поверки:
- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6Л/3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- Счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с документом «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП 26-262-99», утвержденным УНИИМ (декабрь 1999 г.). Поверку каналов аналогового вывода проводят в соответствии с МИ 1991-89 «ГСИ. Калибраторы и преобразователи измерительные цифрового кода в постоянное электрическое напряжение и ток. Методика поверки»;
- 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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе 0790-0104-115-КУЭ ИЭ «Инструкция по эксплуатации комплекса технических средств (КТС) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110 кВ «Вынгапур» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири».
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ 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».
0790-0104-115-КУЭ ИЭ «Инструкция по эксплуатации комплекса технических средств (КТС) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110 кВ «Вынгапур» филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири»
