| Номер в госреестре | 69283-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Амурская |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Амурская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет опрос УСПД уровня ИВКЭ последовательноциклическим способом Данные по каналу единой цифровой сети связи энергетики (далее -ЕЦССЭ) поступают на серверы ЦСОД Исполнительного аппарата ПАО «ФСК ЕЭС» (далее ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС») для последующей обработки, хранения и передачи. Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ, и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 500 кВ Амурская ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в АИИС КУЭ в состав ИВК и ИВКЭ входят устройства синхронизации системного времени (далее - УССВ), подключенные к серверу уровня ИВК и УСПД. Сличение часов сервера и УСПД с часами УССВ ежесекундное. Коррекция часов сервера и УСПД выполняется при расхождении с показаниями УССВ более чем на ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и часов УСПД более чем на ±2 с. Погрешность измерения системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав первого и второго уровней ИК | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.2, ВЛ - 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская №1 | IOSK 550 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 26510-09 | CPB 550 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3/100/V3) Госреестр № 47844-11 | ЕА02КАЪ-Р4В -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 2 | ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.8, ВЛ - 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская №2 | AGU-525 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 40087-08 | VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3/100/V3) Госреестр № 37847-08 | А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 3 | ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.10, ВЛ - 500 кВ Бурейская ГЭС -Амурская | AGU-525 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 40087-08 | VCU-525 кл.т 0,2 Ктн = (500000/V3/100/V3) Госреестр № 37847-08 | А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 4 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 1, ВЛ-35 кВ Амурская-Костюковка №2 | ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | ЕА02КАЪ-Р4В -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 5 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1 с-35 кВ, яч. 3, ВЛ-35 кВ Амурская-Костюковка №1 | ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | ЕА02КАЪ-Р4В -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 6 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1 с-35 кВ, яч. 5, ВЛ-35 кВ Амурская-Лесная | ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | ЕА02КАЪ-Р4В -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 7 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 11, ВЛ-35 кВ Амурская-Свободный №2 | ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | ЕА02КАЪ-Р4В -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 8 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1 с-35 кВ, яч. 13, ВЛ-35 кВ Амурская-Свободный №1 | ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | ЕА02RАL-Р4В -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 9 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 15, ВЛ-35 кВ Амурская-Базовая | ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | ЕА02RАL-Р4В -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 10 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1 с-35 кВ, яч. 17, ВЛ-35 кВ Амурская-Северная №2 | ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | ЕА02RАL-Р4В -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 11 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 18, ВЛ-35 кВ Амурская-Северная №1 | ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | ЕА02RАL-Р4В -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 12 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 19, ВЛ-35 кВ Амурская-Новоивановка | ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | ЕА02RАL-Р4В -4 кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 16666-07 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 13 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, Ввод АТ-3 35кВ | ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| 14 | ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, Ввод АТ-4 35кВ | ТГМ-35 кл.т 0,2S Ктт = 600/5 Госреестр № 59982-15 | НАМИ-35 УХЛ1 кл.т 0,5 Ктн = 35000/100 Госреестр № 19813-00 | А1802RАLQ- Р4GВ-DW-4 кл.т 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Г осреестр № 37288-08 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %■, | 5100 %■, | ||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I '-Л % IA нн и з 2 Л нн 2 о % ©х | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм£Il20% | ||
| 1 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 2, 3 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 4 - 12 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 13, 14 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интер] ИК при изме рабочих усл< дове] | вала допускаемой относительной погрешности рении реактивной электрической энергии в овиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при рительной вероятности, равной 0,95 | ||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I '-Л % IA нн и з 2 Л нн 2 о % ©х | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм£Il20% | ||
| 1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,7 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,8 | ±2,3 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,7 | ±2,1 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 2, 3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,3 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,1 | |
| 0,7 | ±2,4 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 4 - 12 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±3,0 | ±2,5 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,8 | ±2,4 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 | |
| 0,7 | ±2,2 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,5 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 13, 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±3,8 | ±2,5 | ±1,9 | ±1,8 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99U до 1,01 -U^
- диапазон силы тока - от 0,01 • Iн до 1,2Пн;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- частота - (50±0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9/Цн1 до 1,1^н1; диапазон силы первичного тока - от 0,0Ын1 до 1,2Пн1;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8 •U^ до 1,15^н2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 Пн2 до 2Пн2;
- частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
- счетчики электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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 счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет.
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений_
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | IOSK 550 | 3 |
| Трансформатор тока | AGU-525 | 6 |
| Трансформатор тока | ТГМ-35 | 33 |
| Трансформатор напряжения | CPB 550 | 3 |
| Трансформатор напряжения | VCU-525 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ЕА02RАL-Р4В -4 | 10 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | А1802RАLQ-Р4GВ-DW-4 | 4 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4696-500-2017 | 1 |
| Формуляр | АУВП.411711.ФСК.РИК.008.01ФО | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-4696-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Амурская. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 28.07.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ-А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Амурская».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Амурская
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
