Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ НПС-7 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, 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-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 - 5.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ), устройство сбора и передачи данных RTU-325T (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ПАО «Транснефть» и ПАО «ФСК ЕЭС».
ИВК ПАО «Транснефть» включает в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (далее - ССВ-1Г) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
ИВК ПАО «ФСК ЕЭС» включает в себя центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) и специальное программное обеспечение (далее - СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый, второй и третий уровни АИИС КУЭ организаций ПАО «Транснефть» и ПАО «ФСК ЕЭС».
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. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активное 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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на вехний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключаемым к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности через каналы связи. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций ПАО «Транснефть» и ПАО «ФСК ЕЭС».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Ethernet в формате xml-файлов.
Данные по группе точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведение реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояние средств и объектов измерения по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS.
Синхронизация часов ИВК ПАО «Транснефть» с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/1Р согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК ПАО «Транснефть». Резервный сервер синхронизации ИВК ПАО «Транснефть» используется при выходе из строя основного сервера.
Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК ПАО «ФСК ЕЭС» входит УСВ. УСВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера ИВК ПАО «ФСК ЕЭС», при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера ИВК ПАО «ФСК ЕЭС».
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через УССВ. Время УСПД периодически сличается со временем УССВ (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени. В случае неисправности, ремонта или поверки УССВ имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводиться при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1, и СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) версии не ниже 1.00, в состав которого входят модули, указанные в таблице 2.
ПО ПК «Энергосфера» и СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) 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 ПК «Энергосфера» и СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК Энергосфера Библиотека pro metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Таблица 2 - Идентификационные данные СПО АИИ | [С КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) DataServer.exe, DataServer USPD.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» и СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 4.
Уровень защиты ПО и СПО 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 3.
Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| 1 | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счётчик | УССВ/ УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | 220 Т-1 | ТОГФ (П) Кл. т. 0,2S Коэф. тр. 150/1 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 220000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 RTU-325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная |
| 2 | 220 Т-2 | ТОГФ (П) Кл. т. 0,2S Коэф. тр. 150/1 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 220000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 RTU-325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная |
| 3 | ВЛ 220 кВ НПС-6 -НПС-7 № 1 | ТОГФ (П) Кл. т. 0,2S Коэф. тр. 600/1 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 220000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 RTU-325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная |
| 4 | ВЛ 220 кВ НПС-6 -НПС-7 № 2 | ТОГФ (П) Кл. т. 0,2S Коэф. тр. 600/1 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 220000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 RTU-325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная |
| 5 | СВ-220 | ТОГФ (П) Кл. т. 0,2S Коэф. тр. 600/1 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 220000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 RTU-325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | ВЛ 220 кВ НПС-7 -НПС-9 II цепь с отпайкой на ПС НПС-8 | ТОГФ (П) Кл. т. 0,2S Коэф. тр. 600/1 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 220000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 RTU-325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная |
| 7 | ВЛ 220 кВ НПС-7 -НПС-9 I цепь с отпайкой на ПС НПС-8 | ТОГФ (П) Кл. т. 0,2S Коэф. тр. 600/1 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ Кл. т. 0,2 Коэф. тр. 220000:V3/100:V3 Рег. № 61431-15 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 RTU-325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная |
| 8 | Т-1-10 | ТОЛ Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 2000/5 Рег. № 47959-16 | НАМИ Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000/100 Рег. № 60002-15 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 RTU-325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная |
| 9 | Т-2-10 | ТОЛ Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 2000/5 Рег. № 47959-16 | НАМИ Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000/100 Рег. № 60002-15 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 RTU-325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная |
| 10 | 0,4 ТСН-1 | ТСН Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 750/5 Рег. № 26100-03 | - | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 RTU-325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная |
| 11 | 0,4 ТСН-2 | ТСН Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 750/5 Рег. № 26100-03 | - | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 RTU-325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 12 | 0,4 ДГУ | ТСН Кл. т. 0,5S Коэф. тр. 750/5 Рег. № 26100-03 | - | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 RTU-325T Рег. № 44626-10 | активная реактивная |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 4 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, ССВ-1Г, УСВ и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±5),% |
| | Активная | 0,6 | 1,5 |
| 1 - 7 | | | |
| | Реактивная | 1,3 | 2,6 |
| | Активная | 1,1 | 3,0 |
| 8, 9 | | | |
| | Реактивная | 2,7 | 4,8 |
| | Активная | 0,8 | 2,9 |
| 10 -12 | | | |
| | Реактивная | 2,2 | 4,7 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
| Примечания: | | | |
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. |
| 3 Границы погрешности в рабочих условиях указана cosj = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1ном и |
| температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 12 от 0 до плюс 40 °C. |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cosj - температура окружающей среды, С | от 99 до 101 от 110 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С - температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +70 от -40 до +65 от +10 до +60 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Сервер БД НР ProLiant BL 460c Gen8: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 261163 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Сервер БД НР ProLiant BL 460c G6: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Сервер БД ИВК ПАО «ФСК ЕЭС»: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
| менее | 10 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- 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 счетчика:
- 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:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ 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 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТОГФ (П) | 21 |
| Трансформатор тока | ТОЛ | 6 |
| Трансформатор тока | ТСН | 9 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОГ | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Альфа A1800 | 12 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325T | 1 |
| Специализированное программное обеспечение | АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 047-2019 | 1 |
| Руководство по эксплуатации | 4232-15-ВСМН-ВСТО/ИЭП-07.211 ИЭ | 1 |
| Формуляр | 4232-15-ВСМН-ВСТО/ИЭП-07.211 ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 047-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ НПС-7. Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 06.06.2019г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройство синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;
- УСПД RTU-325T - по документу ДЯИМ.466215.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325Н, RTU-325Т. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- термогигрометр CENTER (мод.315): 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%.
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) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ НПС-7», аттестованном
ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПС 220 кВ НПС-7
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
75738-19: Методика поверки МП 047-2019Скачать7.6 Мб