Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-2" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК", 66874-17

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-2» 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 (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

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

Продолжение таблицы 2

Турбогенератор ТГ №8

Турбогенератор ТГ №7

to

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

Счетчик

ТН

тт

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ЗРУ-110 кВ, ячейка №3, BJI-110 кВ КТЭЦ-2 - КТЭЦ-1 №1 С-83

Счетчик

о

о

о

о я LtJ Д

н

н

о

К)

сг>

о

К)

сг>

О

о

О td >

td

>

td

>

О

О

td

>

td

>

О

о

О td >

о

(J

Н

■

Н

о

LtJ

0 (J

н

1

н

£

о

Н

В

5=1

to

0

1

нн

X

5=1

to

Н

0

5=1

to

о

0

(J

н

1

н

£

о

X

5=1

to

о

оо

о

о

о

о

to

to

VO

О

to

о

On

О

LtJ

О

to

^1

о

^1

to

to

to

to

On

О

132000

96000

96000

On

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150243 Per. № 53992-13

Tf

о

рэ

Я

H

К

со

X

р

Tf

сг>

РЭ

я

н

К

со

X

Р

TI

сг>

РЭ

п

X

со

X

р

>

я

н

К

со

X

р

>

я

н

К

со

X

р

>

Я

н

К

со

X

р

to

"to

JO

Ъо

VO

td

о

CD

"I

0

1    5=1 8 g

о H a ^

,_, Ю*

to

Js)

"to

JS)

"-j

LtJ

Ъо

LtJ

V

чУ1

“о

о

и

*

<т>

X

X

<т>

н

рз

04

и

X

с

Е

ю

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ЗРУ-110 кВ, ячейка №12, BJI-110 кВ КТЭЦ-2 - ПС Т С-85

Счетчик

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ЗРУ-110 кВ, ячейка №13, BJI-110 кВ КТЭЦ-2-ПС: Парус -Т С-86

Счетчик

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ЗРУ-110 кВ, ячейка №2, BJI-110 кВ КТЭЦ-2 - КТЭЦ-1 №2 С-84

Счетчик

о

о

о

.9 Я

LtJ Д

о

о

о

.9 Я

о

о

о

.9 Я

н

ю

ю

■

о

О

о

о

о

о

о

сг>

>

>

>

td

td

>

td

td

>

td

td

>

О

о

о

о

о

О

0 (J

н

1

-р*.

н

о

О

(J

Н

■

н

о

о

(J

н

■

н

£

о

н

td

ю

ю

о

00

ю

-р*.

VO

ю

-р*.

VO

о

00

о

LtJ

00

On

о

^1

о

00

о

On

ON

о

VO

о

-р*.

^1

00

00

ю

ю

On

о

ю

On

о

ю

ON

о

132000

132000

132000

о\

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150243 Рег. № 53992-13

TI

о

рэ

Я

Н

К

со

X

Р

TI

<т>

рэ

Я

н

К

со

X

Р

TI

<т>

рэ

п

X

со

X

Р

>

Я

н

К

со

X

р

>

Я

Н

К

со

X

Р

>

Я

н

К

со

X

р

ю

ю

ю

td

о

<т>

*1

0

1    5=1

8 S

н 2 о н а ^

,_, Ю'

чУ1

“о

yi

“о

yi

“о

Ъо

Продолжение таблицы 2

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), РУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ КТЭЦ-2 - ПС Багерная - ЭТЗ Т-160

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), РУ-35 кВ ВЛ-35 кВ КТЭЦ-2 - ПС "ТН" Т-167

Комсомольская ТЭЦ-2 ЗРУ-110 кВ ячейка 8 ОВ-1 ЮкВ

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

х

io*

ю

vi

ю

■

о

-р*.

io* их

VO g

С -°

н

II

р

VI

сг>

О

о

о

>

>

>

>

>

td

td

td

td

td

О

О

о

о

о

О td >

О

(J

Н

■

н

о

0

(J

н

1

-р*.

н

о

LtJ

0 (J

н

1

-р*.

н

о

Н

СП

о

о

vo

о

VI

VI

00

о

о

vo

о

VI

VI

о

о

^1

о

^1

оо

о

VI

VI

VI

^1

42000

42000

132000

о\

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150243 Рег. № 53992-13

Tf

о

Р

Я

Н

К

со

X

р

TI

<т>

рэ

Я

н

К

со

X

р

TI

CD

рэ

п

X

со

X

Р

>

Я

н

К

со

X

Р

>

Я

н

К

со

X

р

>

Я

н

К

со

X

Р

00

Js)

"vi

JO

"vi

to

"to

VO

Is)

to

Vl

о

ю

о

и

%

cd

X

X

cd

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ, 1 секция-6 кВ, ячейка №6, Фидер №6

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ, 1 секция-6 кВ, ячейка №5, Фидер №5

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ, 1 секция-6 кВ, ячейка №1, Фидер №1

IS)

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ю*

Ю

^1

ю

-р*.

I

о

-р*.

О td >

td

>

О td >

td

>

О td >

td

>

о

о

о

О

(J

Н

■

-Р*.

н

о

0 (J

н

1

н

о

0 (J

н

1

н

о

-р*.

00

-р*.

On

-р*.

OJ

00

-р*.

-р*.

On

-р*.

OJ

00

-р*.

-р*.

On

о

о

оо

о

о

ю

^1

о

VO

о

^1

о

VO

о

LtJ

7200

12000

7200

о\

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150243 Рег. № 53992-13

■о

TI

о

РЭ

Я

н

К

со

X

р

TI

cd

рэ

Я

н

К

со

X

р

TI

о

РЭ

п

X

со

X

Р

>

я

н

К

СИ

X

р

>

я

н

К

со

X

р

>

я

н

к

со

X

р

00

Js)

JS)

JS)

IS)

IS)

IS)

td

о

CD

Ч

0

1    5=1 8 s

н 2 о н а ^

,_, Ю'

Я

43

о

й

о

и

*

<т>

X

X

<т>

н

рз

04

и

X

с

Е

ю

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ, 1 секция-6 кВ, ячейка №13, Фидер №13

Счетчик

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ,

1 секция-6 кВ, ячейка №11, Фидер №11

Счетчик

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ,

1 секция-6 кВ, ячейка №7, Фидер №7

Счетчик

ю*

ю

ю

■

о

-р*.

н

II р сг>

>

td

о

>

О td >

>

td

td

О

О

О td >

О

(J

Н

■

-Р*.

н

0

(J

н

1

-р*.

н

0 (J

н

1

-р*.

н

Н

Я

0

5=1

1

о

о

о

о

LtJ

-р*.

оо

-Р*.

-Р*.

On

о

VO

о

On

о

о

VO

о

ю

-р*.

о

VO

о

о

VO

^1

OJ

оо

On

VO

о

оо

On

12000

12000

7200

о\

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150243 Рег. № 53992-13

Tf

о

рэ

Я

Н

К

со

X

р

TI

<Т>

рэ

Я

н

К

со

X

р

TI

CD

рэ

п

X

со

X

Р

>

Я

н

К

со

X

р

>

Я

Н

К

со

X

р

>

Я

н

К

со

X

р

JS)

'ui

Js)

JS)

VO

IS)

to

IS)

td

о

<T>

*1

0

1    5=1

s g

H 2 о H a ^

,_, Ю*

ю

о

о

и

*

<т>

X

X

а>

н

рз

04

и

X

с

Е

ю

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ . 2 секция-6 кВ, ячейка №27, Фидер №27

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ, 1 секция-6 кВ, ячейка №17, Фидер №17

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ, 1 секция-6 кВ, ячейка №15, Фидер №15

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ю*

ю

vi

ю

■

о

-р*.

н

II

р

VI

сг>

td

>

td

>

td

>

О

О

О

н

Я

О

5=1

О td >

О td >

О td >

ю

^1

о

-р*.

VI

-р*.

On

-р*.

VI

OJ

00

-р*.

VI

-р*.

On

-р*.

VI

OJ

00

-р*.

VI

-р*.

On

о

vo

о

VI

-Р*.

о

-р*.

о

о

VO

о

VI

VI

VO

^1

о

vo

о

VI

-Р*.

ю

о

^1

ю

VI

7200

3600

7200

о\

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150243 Рег. № 53992-13

TI

<т>

рэ

Я

н

К

со

X

р

Tf

о

рэ

п

X

СИ

X

р

TI

<т>

рэ

п

X

со

X

Р

>

Я

н

к

со

X

р

>

Я

н

к

со

X

р

Я

н

К

со

X

р

Js)

"vi

jo

"vi

jo

"vi

vo

IS)

IS)

to

td

о

cr>

*1

0

1    5=1

s g

о H a ^

,_, Ю*

00 vo

Продолжение таблицы 2

ю

LtJ

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ, 2 секция-6 кВ, ячейка №35, Фидер №35

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ, 2 секция-6 кВ, ячейка №31, Фидер №31

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ , 2 секция-6 кВ, ячейка №29, Фидер №29

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

ю*

ю

ю

■

о

-р*.

н

сг>

О td >

td

>

О td >

td

>

О td >

td

>

О

О

О

н

Я

О

ю

^1

о

-р*.

-р*.

ON

ю

^1

о

-р*.

-р*.

On

ю

^1

о

-р*.

-р*.

On

о

vo

о

о

ю

VO

о

^1

о

^1

ю

ю

о

VO

о

о

-р*.

7200

7200

7200

о\

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150243 Рег. № 53992-13

TI

о

РЭ

п

X

со

X

Р

TI

сг>

РЭ

п

X

со

X

р

TI

сг>

РЭ

п

X

со

X

Р

>

Я

н

К

со

X

р

>

Я

н

К

со

X

Р

>

Я

н

К

со

X

р

Js)

JS)

JS)

VO

IS)

IS)

IS)

td

о

CD

l—I

о й к

о н о >

СО Го*

К

о

н

оо о

Продолжение таблицы 2

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ,

2 секция-6 кВ, ячейка №57, Фидер №57

Счетчик

LtJ

ю

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ,

2 секция-6 кВ, ячейка №53, Фидер №53

Счетчик

Комсомольская ТЭЦ-2 (110/35/6/0,4), ГРУ-бкВ,

2 секция-6 кВ, ячейка №51, Фидер №51

Счетчик

н

х

н

X

н

х

н

н

II

JO

'Л

н

II

о

'Л

н

II

JO

'Л

о\

о

о

р

о

о

о\

о

о

р

о

о

о\

о

о

р

о

о

сг>

>

td

>

>

td

>

td >

td

>

о

О

о

О

н

Я

О

LtJ

td

О

td

о

ю

^1

о

-р*.

-р*.

On

ю

^1

о

-р*.

-р*.

On

ю

^1

о

-р*.

-р*.

On

о

VO

о

VO

о

VO

о

-р*.

о

-р*.

о

VO

о

о

VO

^1

VO

7200

12000

о\

12000

ARIS MT200-D100-TE-CTM-RZА2 Зав. № 11150243 Рег. № 53992-13

Tf

о

рз

п

X

СИ

X

р

TI

о

рэ

п

X

СИ

X

Р

TI

<т>

рэ

п

X

со

X

Р

>

я

н

К

со

X

р

>

я

н

К

со

X

р

>

я

н

К

со

X

р

Js)

JS)

VO

IS)

IS)

IS)

JS)

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) 1ном, 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

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-2» 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

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-113-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-2» 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-2» 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