Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) филиала ОАО «ТГК-16» -«Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в ХМЬ формате для их передачи по электронной почте внешним организациям,
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования импульсов телеметрии, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВК АИИС КУЭ состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» (Рег. № 29484-05), сервера баз данных и автоматизированных рабочих мест (АРМ).
ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU); синхронизацию часов счетчиков; ведение журналов событий.
ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, формирование отчетных документов и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» в информационные системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020 в соответствии с требованиями регламентов оптового рынка электроэнергии. Передача результатов измерений в формате XML 80020 заверенных электронно-цифровой подписью осуществляется с АРМ.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и их состав приведен в таблице 1. Замену измерительных компонентов оформляют в соответствии с МИ 2999-2011.
В АИИС КУЭ выделяется система обеспечения единого времени (СОЕВ), которая работает следующим образом. ИВК «ИКМ-Пирамида», получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием устройства синхронизации времени УСВ-2 (Г.р. № 41681-09). ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает синхронизацию часов счетчиков не реже одного раза в сутки и сервера БД постоянно.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000». Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| 1 | 2 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Перечень измерительных каналов (ИК) и их состав
| № И К | Диспетчерское наименование ИК | Состав первого и второго уровней АИИ | [С КУЭ |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.3, ВЛ-110 кВ НкТЭЦ-1 - Сидоровка 1 | ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 2 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.7, ВЛ-110 кВ НкТЭЦ-1 - Водоподъем | ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 3 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.11, ВЛ-110 кВ НкТЭЦ-1 - Соболеково 1 | ТОГФ (П) кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 4 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.17, ВЛ-110 кВ ГПП-3,5 | ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 5 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.5, ВЛ-110 кВ НкТЭЦ-1 - Сидоровка 2 | ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 6 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.15, ВЛ-110 кВ ГПП-1,2,9 | ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 7 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.9, ВЛ-110 кВ НкТЭЦ-1 - Город | ТОГФ-110 кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 44640-10 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 8 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.13, ВЛ-110 кВ НкТЭЦ-1 - Соболеково 2 | ТОГФ (П) кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 9 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.35, ВЛ-110 кВ Этилен-1 | ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 10 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.31, ВЛ-110 кВ Нижнекамская 1 | ТРГ-110 II* кл.т. 0,2 Ктт=1000/5 Рег. № 26813-04 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 11 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.28, ВЛ-110 кВ ГПП-10 | ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 12 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.21, ВЛ-110 кВ ГПП-6,7 | ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 13 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.37, ВЛ-110 кВ ПАВ-2 | ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 14 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.30, ВЛ-110 кВ Нижнекамская 2 | ТРГ-110 II* кл.т. 0,2 Ктт=1000/5 Рег. № 26813-04 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 15 | Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.33, КЛ-110 кВ ГТУ | ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег.№ 26813-06 | ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000^3): (100/V3) Рег. № 23894-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| Примечания: 1 Все ИИК ТИ объединены обним ИВК на базе комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» (Рег. № 29484-05) 2 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. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. Предприятие-владелец АИИС КУЭ вносит изменения в эксплуатационные документы. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| I, % от !ном | cos ф | ИК №1- ИК №9, ИК №11- ИК №13, ИК №15 | ИК №10, ИК №14 |
| 5-даоА % | 5-даоР % | 5wA % | 5wP % | 8wоA % | 8wоР % | 5wA % | 5wP % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 2 | 0,50 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,9 | ±2,0 | - | - | - | - |
| 2 | 0,80 | ±1,2 | ±1,8 | ±1,3 | ±2,3 | - | - | - | - |
| 2 | 0,87 | ±1,1 | ±2,1 | ±1,2 | ±2,5 | - | - | - | - |
| 2 | 1,00 | ±0,9 | - | ±1,1 | - | - | - | - | - |
| 5 | 0,50 | ±1,3 | ±1,3 | ±1,4 | ±1,9 | ±2,0 | ±1,5 | ±2,1 | ±2,0 |
| 5 | 0,80 | ±0,9 | ±1,4 | ±1,0 | ±2,0 | ±1,3 | ±2,0 | ±1,4 | ±2,4 |
| 5 | 0,87 | ±0,8 | ±1,6 | ±1,0 | ±2,1 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,3 | ±2,6 |
| 5 | 1,00 | ±0,6 | - | ±0,6 | - | ±0,9 | - | ±1,0 | - |
| 20 | 0,50 | ±0,9 | ±0,8 | ±1,1 | ±1,6 | ±1,2 | ±0,9 | ±1,3 | ±1,6 |
| 20 | 0,80 | ±0,6 | ±1,0 | ±0,8 | ±1,7 | ±0,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±1,8 |
| 20 | 0,87 | ±0,6 | ±1,1 | ±0,8 | ±1,7 | ±0,7 | ±1,3 | ±0,9 | ±1,9 |
| 20 | 1,00 | ±0,5 | - | ±0,6 | - | ±0,6 | - | ±0,6 | - |
| 100, 120 | 0,50 | ±0,9 | ±0,8 | ±1,1 | ±1,6 | ±0,9 | ±0,8 | ±1,1 | ±1,6 |
| 100, 120 | 0,80 | ±0,6 | ±1,0 | ±0,8 | ±1,7 | ±0,6 | ±1,0 | ±0,8 | ±1,7 |
100, 120
0,87
±0,6
±1,1
±0,8
±1,7
±0,6
±1,1
±0,8
±1,7
100, 120
1,00 ±0,5
±0,6
±0,5
±0,6
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
5woA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности,
8т>Р - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и активной средней мощности,
5WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения,
5WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения_
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов (ИК) | 15 |
| Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое |
| Формирование базы данных с результатами измерений | автоматическое |
| Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК не менее, лет | 3,5 |
| Г лубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток | 90 |
| Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ | автоматическое |
| Температура окружающего воздуха для: |
| - измерительных трансформаторов, °С | от -45 до +40 |
| - счетчиков, связующих компонентов, °С | от 0 до +40 |
| - оборудования ИВК, °С | от +10 до +35 |
| Частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| Напряжение сети питания, % от U^ | от 90 до 110 |
| Индукция внешнего магнитного поля, не более, мТл | 0,5 |
| Допускаемые значения информативных параметров: |
| - ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110; |
| - коэффициент мощности, cos j | 0,5 инд. -1,0 - 0,5 емк. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра 0.068ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средств измерений
| Наименование | Тип, модификация | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТРГ-110 II* | 36 |
| Трансформаторы тока | ТОГФ (П) | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОГФ-110 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОГ-110 | 12 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 15 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Комплекс информационно-вычислительный | ИКМ-Пирамида | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр | 0.068ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки | МП-173-ЯЛ.Яи.310556-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-173-КЛ.Яи.310556-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 04 декабря 2018 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- для комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 230.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2005 г.
- для устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 237.00.001И1, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» в августе 2009 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1)» Свидетельство об аттестации методики измерений № 425-RA.RU.311735-2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1)
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
75123-19: Методика поверкиСкачать4.3 Мб