Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределённой среде виртуализации VMware vSphere High Availability, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, а также отображение информации на АРМах.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи в сети интернет в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым системным временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Корректировка часов сервера АИИС КУЭ выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов сервера и системы глобального позиционирования более ±2 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов сервера происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически один раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера более ±2 с. От сервера также обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ АИИС КУЭ.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 15.07.06). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -«средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 3Е736В7Е380863Е44СС8Е6Е7ВБ211С54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
| о, <и м о к | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УССВ / Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Костромская ТЭЦ-2, Турбогенератор №1 | ТШЛ20Б-1 8000/5, КТ 0,2 Рег. № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | УСВ-3. Рег. № 64242-16 / VMware vSphere High Availability |
| 2 | Костромская ТЭЦ-2, Турбогенератор №2 | ТШЛ20Б-1 8000/5, КТ 0,2 Рег. № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 3 | Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 2 | ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 4 | Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, яч. № 4 | ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 5 | Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, яч. № 7 | ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 6 | Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 8 | ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 7 | Костромская ТЭЦ-2, 0РУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 10 | ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 8 | Костромская ТЭЦ-2, 0РУ-110 кВ, яч. № 11 | ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 | НКФ-110-57 У1 (I С Ш.) НКФ-110-57 У1 (II С.Ш.) 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 9 | Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, яч. № 12 | ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | УСВ-3. Рег. № 64242-16 / VMware vSphere High Availability |
| 10 | Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 15 | ТФЗМ-110Б-ШХЛ1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 26421-04 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 11 | Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, яч. № 16 | ТФЗМ-110Б-^ ТФЗМ-110Б-ШХЛ1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 26422-04 Рег. № 26421-04 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 12 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 1 | ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
| 13 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 2 | ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
| 14 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 4 | ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
| 15 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 5 | ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
| 16 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 7 | ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
| 17 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 8 | ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
| 18 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 9 | ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 19 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 10 | ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
| 20 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 11 | ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| 21 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 13 | ТВЛМ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| 22 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 4 | ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | УСВ-3. Рег. № 64242-16 / VMware vSphere High Availability |
| 23 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 5 | ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
| 24 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 6 | ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
| 25 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 7 | ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
| 26 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 8 | ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| 27 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 9 | ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| 28 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 10 | ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 29 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 11 | ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | УСВ-3. Рег. № 64242-16 / VMware vSphere High Availability |
| 30 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 12 | ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
| 31 | Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 13 | ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
| 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 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 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 их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Границы основной погрешности ±5, %
Вид
электрической
энергии
Номер ИК
Границы погрешности в рабочих условиях ±5, %
Активная
Реактивная
0,8
1,2
1,5
2,3
1, 2
Активная
Реактивная
1,3
2,0
3.2
5.2
3-31
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 результатов измерений приведены для cos9=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cos9=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 31 |
| Нормальные условия | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,8 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - частота, Гц | 50 |
| Условия эксплуатации | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj (sinj) | от 0,5 инд. до 1 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | |
| СЭТ-4ТМ.03М | от -40 до +60 |
| СЭТ-4ТМ.03 | от -40 до +60 |
| СЭТ-4ТМ.02.2 | от -40 до +55 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С | от +10 до + 30 |
| - атмосферное давление, кПа | от 80,0 до 106,7 |
| - относительная влажность, %, не более | 98 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| СЭТ-4ТМ.03М | 165000 |
| СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02 | 90000 |
| УСВ-3 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М | |
| -каждого массива профиля при времени интегрирования | |
| 30 мин , сут | 114 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
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 ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 22 |
| ТЛМ-10 | 18 |
| ТФЗМ-110Б -ШХЛ1 | 5 |
| ТФЗМ-110Б-ГУ | 1 |
| ТФНД-110М | 21 |
| ТШЛ20Б-1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-15-63 | 6 |
| НКФ-110-57 У1 | 9 |
| НТМИ-6-66 | 2 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.02.2-14 | 19 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| СЭТ-4ТМ.03.01 | |
| СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| СЭТ-4ТМ.03М.01 | |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 |
| Основной сервер | VMware vSphere High Availability | 1 |
| Автоматизированное рабочее место | АРМ | 1 |
| Документация |
| Методика поверки | МП 26.51.43/21/19 | 1 |
| Формуляр | ФО 26.51.43/21/19 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43/21/19 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 04.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. № 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2. МВИ 26.51.43/21/19, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
77469-20: Методика поверки МП 26.51.43/21/19Скачать9.6 Мб