Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
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 трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на выход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска.
Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в виде xml-файлов
формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «ФОРМАТ И РЕГЛАМЕНТ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ, СОСТОЯНИЙ СРЕДСТВ И ОБЪЕКТОВ ИЗМЕРЕНИЙ В АО «АТС», АО «СО ЕЭС» И СМЕЖНЫМ СУБЪЕКТАМ» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов единого календарного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ± 1 мс.
УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ± 2 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера 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
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ТЕЛЕСКОП+ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll | f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Канал измерений | Состав измерительного канала | Б « я н н н К | ИВКЭ | Метрологические характеристики |
| 1 № | Диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) | Обозначение, тип | Заводской номер | Вид энергии | Основ ная погреш ность ИК (±Ф, % | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±Ф, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | Турбогенератор ТГ-1 | н н | Кт = 0,2S | А | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 311 | 315000 | ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150246 Рег. № 53992-13 | Активная Реактивная | ,8 ,4 о" ^ | ,5 ,7 |
| Ктт = 10000/5 | В | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 313 |
| № 21255-08 | С | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 316 |
| X н | Кт = 0,2 | А | ЗН0Л.06-15 У3 | 5738 |
| Ктн = 15750:^3/100:^3 | В | ЗН0Л.06-15 У3 | 8077 |
| № 46738-11 | С | ЗН0Л.06-15 У3 | 6753 |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | 0109055001 |
| 2 | Турбогенератор ТГ-2 | н н | Кт = 0,2S | А | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 307 | 315000 | Активная Реактивная | ,8 ,4 CD' ^ | ,5 ,7 |
| Ктт = 10000/5 | В | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 306 |
| № 21255-08 | С | ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 317 |
| X н | Кт = 0,2 | А | ЗН0Л.06-15 У3 | 7671 |
| Ктн = 15750:^3/100:^3 | В | ЗН0Л.06-15 У3 | 7668 |
| № 46738-11 | С | ЗН0Л.06-15 У3 | 7669 |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | 0109054111 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 3 | ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС БАМ-ПТФ - Старт" №1 С-115 | н н | Кт = 0,5 | А | ТФЗМ 110Б-П У1 | 12050 | 220000 | ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150246 Рег. № 53992-13 | Активная Реактивная | 1,0 2,2 | 5,6 3,3 |
| Ктт = 1000/5 | В | ТФЗМ 110Б-П У1 | 12018 |
| № 2793-88 | С | ТФЗМ 110Б-П У1 | 12040 |
| X н | Кт = 0,2 | А | НКФА-110 II УХЛ1 | 7997; 8014 |
| Ктн = 110000: V3/100:V3 | В | НКФА-110 II УХЛ1 | 7999; 8015 |
| № 39263-11 | С | НКФА-110 II УХЛ1 | 7998; 8000 |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 | СЭТ-4ТМ.03.01 | 0108054095 |
| Ксч =1 |
| № 27524-04 |
| 4 | ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС БАМ-ПТФ - Старт" №2 С-116 | н н | Кт = 0,5 | А | ТФЗМ 110Б-П У1 | 12002 | 220000 | Активная Реактивная | 1,0 2,2 | 5,6 3,3 |
| Ктт = 1000/5 | В | ТФЗМ 110Б-П У1 | 12037 |
| № 2793-88 | С | ТФЗМ 110Б-П У1 | 12004 |
| Я н | Кт = 0,2 | А | НКФА-110 II УХЛ1 | 8014; 7997 |
| Ктн = 110000: V3/100:V3 | В | НКФА-110 II УХЛ1 | 8015; 7999 |
| № 39263-11 | С | НКФА-110 II УХЛ1 | 8000; 7998 |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 | СЭТ-4ТМ.03.01 | 0107075106 |
| Ксч =1 |
| № 27524-04 |
| 5 | ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС ГПП-5 - К" №1 С-117 | н н | Кт = 0,5 | А | ТФЗМ 110Б-П У1 | 12009 | о о о о (N (N | Активная Реактивная | 1,0 2,2 | 5,6 3,3 |
| Ктт = 1000/5 | В | ТФЗМ 110Б-П У1 | 12041 |
| № 2793-88 | С | ТФЗМ 110Б-П У1 | 12023 |
| Я н | Кт = 0,2 | А | НКФА-110 II УХЛ1 | 7997; 8014 |
| Ктн = 110000:V3/100:V3 | В | НКФА-110 II УХЛ1 | 7999; 8015 |
| № 39263-11 | С | НКФА-110 II УХЛ1 | 7998; 8000 |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 | СЭТ-4ТМ.03.01 | 0107073003 |
| Ксч =1 |
| № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС ГПП-5 - К" №1 С-118 | | Кт = 0,5 | А | ТФЗМ 110Б-11 У1 | 12036 | | | | | | | |
| | н н | Ктт = 1000/5 | В | ТФЗМ 110Б-11 У1 | 12074 | | | | | | | |
| | | № 2793-88 | С | ТФЗМ 110Б-11 У1 | 12077 | | | | | | | |
| | | Кт = 0,2 | А | НКФА-110 II УХЛ1 | 8014; 7997 | 220000 | | | | Активная | 1,0 | 5,6 |
| 6 | X н | Ктн = 110000:^3/100:^3 | В | НКФА-110 II УХЛ1 | 8015; 7999 | | | | |
| | № 39263-11 | С | НКФА-110 II УХЛ1 | 8000; 7998 | | | | Реактивная | 2,2 | 3,3 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 | | | | | | | | | | |
| | Ксч =1 | | СЭТ-4ТМ.03.01 | 0109054070 | | | | | | | |
| | № 27524-04 | | | | | ^RIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 | | | | | |
| | ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -НПЗ-2" №1 С-113 | | S ,5 о" II т К | А | ТВ- 110-I-5 ХЛ2 | 1940 | | | | | | |
| | н н | Ктт = 600/5 | В | ТВ- 110-I-5 ХЛ2 | 1942 | | 6 4 2 0 5 №. | Рег. № 53992-13 | | | |
| | | № 46101-10 | С | ТВ- 110-I-5 ХЛ2 | 1943 | | | | |
| | | Кт = 0,2 | А | НКФА-110 II УХЛ1 | 7997; 8014 | 132000 | Активная | 1,0 | 5,0 |
| 7 | Я н | Ктн = 110000:^3/100:^3 | В | НКФА-110 II УХЛ1 | 7999; 8015 | | | |
| | | № 39263-11 | С | НКФА-110 II УХЛ1 | 7998; 8000 | Реактивная | 2,2 | 3,8 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 | | | | | .в а З | | | |
| | Ксч =1 | | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 0808110147 | | | | |
| | № 36697-08 | | | | | | | | | |
| | 1 | | S ,5 о" II т К | А | ТВ- 110-I-5 ХЛ2 | 1941 | | | | | | |
| | ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 НПЗ-2" №2 С-114 | н н | Ктт = 600/5 | В | ТВ- 110-I-5 ХЛ2 | 1944 | | | | | | | |
| | | № 46101-10 | С | ТВ- 110-I-5 ХЛ2 | 1945 | | | | | | | |
| | | Кт = 0,2 | А | НКФА-110 II УХЛ1 | 8014; 7997 | 132000 | | | | Активная | 1,0 | 5,0 |
| 8 | Я н | Ктн = 110000:^3/100:^3 | В | НКФА-110 II УХЛ1 | 8015; 7999 | | | | |
| | № 39263-11 | С | НКФА-110 II УХЛ1 | 8000; 7998 | | | | Реактивная | 2,2 | 3,8 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 | | | | | | | | | | |
| | Ксч =1 | | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 0808110340 | | | | | | | |
| | № 36697-08 | | | | | | | | | | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 9 | PQ и о PQ О | н н | Кт = 0,5 | А | ТФЗМ 110Б-П У1 | 12038 | 220000 | ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150246 Рег. № 53992-13 | Активная Реактивная | 1,0 2,2 | 5,6 3,3 |
| Ктт = 1000/5 | В | ТФЗМ 110Б-П У1 | 12016 |
| № 2793-88 | С | ТФЗМ 110Б-П У1 | 12051 |
| X н | Кт = 0,2 | А | НКФА-110 II УХЛ1 | 7997; 8014 |
| Ктн = 110000: V3/100:V3 | В | НКФА-110 II УХЛ1 | 7999; 8015 |
| № 39263-11 | С | НКФА-110 II УХЛ1 | 7998; 8000 |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03.01 | 0109054042 |
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)Тном, еоБф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,87 |
| температура окружающей среды °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ Р 52425-2005 | от +21 до +25 |
| ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -60 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +60 |
| - для УСПД | от 0 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| 1 | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 88000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не более | 35 |
| ИВКЭ: | |
| - суточных данных о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не | 35 |
| менее | |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» 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 (обозначение) изделия | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока ТШЛ-20-1 УХЛ2 | 6 |
| Трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-П У1 | 15 |
| Трансформаторы тока ТВ- 110-I-5 ХЛ2 | 6 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-15 У3 | 6 |
| Трансформаторы напряжения НКФА-110 II УХЛ1 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 | 7 |
| Контроллеры многофункциональные ARIS MT200 | 1 |
| Программное обеспечение ТЕЛЕСКОП+ | 1 |
| Методика поверки МП 206.1-110-2016 | 1 |
| Паспорт - Формуляр РЭП.411711.ХГ-КТЭЦ-3.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-110-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.11.2016 года.
Основные средства 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 и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- по МИ 3195-2009 Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009 Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласованна с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- для УСПД ARIS MT200 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 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), Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК»
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
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК""){kind=logo}
66873-17: Методика поверки МП 206.1-110-2016Скачать1.0 Мб