| Номер в госреестре | 71035-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино |
| Изготовитель | ПАО "МРСК Волги", г.Саратов |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (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), устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;
Третий уровень (ИВК) - включает в себя: сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS (УССВ-2, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 54074-13); каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных и специальное программное обеспечение (СПО) (Энергосфера® 7.0).
На третьем уровене системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
ИВК также обеспечивает обмен (прием и передачу) измерительной информацией с АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером БД по каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Система учета на базе ПК «Энергосфера®» включает в себя следующие основные компоненты:
БД «Энергосфера®» - база данных системы для долговременного хранения и обработки данных под управлением СУБД MS SQL.
Cервер приложений на основе стандартного web-сервера «MS Internet Information Services (IIS)» версии 6.0 и выше и специализированного программного обеспечения «Энергосфера®» («ядро» ES7.0»).
Web-кабинеты пользователей различных ролей - удаленный доступ пользователей по сети Internet к данным системы с помощью web-браузера.
Сбор и предоставление данных сотрудникам компании-владельца системы выполняется с помощью web-интерфейса «Энергосфера®7.0», а также набора windows-приложений и служб (Сервер опроса, Центр импорта-экспорта, Алармер, CRQ-интерфейс, Консоль администратора, Редактор расчетных схем, АРМ «Энергосфера®», Ручной ввод, Импорт из XLS, Электроколлектор и др.).
АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера®7.0» обеспечивает решение следующих задач:
Автоматизированный сбор данных по учёту электроэнергии: показания (суточные, месячные, в т.ч. тарифные), профили нагрузки, журналы событий, текущие измерения параметров режима электрической сети.
Расчёт суммарных показателей энергопотребления по различным группам объектов, анализ балансов (приход/расход/отдача/потери электроэнергии на подстанциях, трансформаторных и распределительных пунктах, участках электросетей и прочих объектах, сравнение фактических небалансов с допустимыми значениями).
Формирование сводной отчётности (отчёты о потреблении электроэнергии, реестры и перечни ПУ и прочего оборудования, годовые планы поверок, отчёты о техническом обслуживании, потребительские отчеты и другие).
Ведение нормативно-справочной информации о точках учёта, объектах электросети, электрооборудовании, точках технологического присоединения к электрическим сетям, включая справочники и классификаторы.
Эксплуатационный мониторинг состояний приборов учета, каналов связи, программного и аппаратного обеспечения, регистрация и обработка критических событий, в том числе: нарушение нормальной схемы электроснабжения, вмешательство в оборудование комплекса (санкционированное и несанкционированное), отклонение от режимов потребления, изменение локальных небалансов свыше порогового значения и т.д.
Ведение информации об установках, заменах, техническом обслуживании и ремонте приборов учёта, включая обработку заявок на подключение/отключение.
Ведение единого астрономического времени в элементах, контролируемых АИИС КУЭ.
Администрирование системы, включая управление пользователями, правами пользователей и их доступом к объектам на основе ролевой модели разграничения прав доступа.
Возможность опроса подсистем АИИС на разном уровне: опрос счётчиков, PLC/GPRS-концентраторов (УСПД), АИИС (по предоставляемым интерфейсам).
Централизованная тарифная политика. Автоматическая рассылка тарифных расписаний из центра сбора данных на приборы учёта. Регулярная автоматическая сверка фактических тарифов из счётчиков с тарифными расписаниями в БД, заданных для различных категорий потребителей.
Управление доступом к счётчикам. Генерация и централизованное хранение параметров доступа (паролей) к приборам учёта (ПУ) электрической энергии потребителей.
Удалённое ручное, полуавтоматическое (подготовка заявки по требованиям) ограничение/ отключение нагрузки абонента (если это поддерживает счётчик), выдача разрешения на включение нагрузки.
Информирование абонентов о предстоящем отключении/ ограничении, задолженности, возможной смене тарифа и т.п.
Групповое администрирование системы. Ведение типовых точек учёта, заполнение групп абонентов по шаблонам и из xls-макетов (адреса, ФИО, зав. номер счётчика и т.п.). Типовые правила наименования/создания узлов дерева объектов. Возможность автоматической привязки счётчиков по заданным правилам. Автопривязка счётчиков. Распределенная обработка данных, отложенные пересчёты. «Заморозка» пересчётов (фиксация коммерческих данных, запрет изменений).
Web-интерфейс для предоставления учётных данных и отчётных документов клиентам системы. Единая политика раздачи прав доступа и парольных ограничений. Диалоговый режим работы с клиентом (подача заявок, самостоятельный ввод показаний приборов учёта и т.п.).
Интеграция с внешними системами (биллинговые системы, классификаторы адресов, ГИС-системы).
Интеграция с системой документооборота предприятия на базе решения MS SharePoint.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения от 1 до 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи проводных линий связи (интерфейс RS-485) поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ филиала ПАО «МРСК Волги» - Ульяновские РС, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача в заинтересованные организации.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
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 (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе, в состав ИВК и УСПД входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера (ИВК), при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется по команде коррекции времени поступающей с верхнего уровня (ИВК), коррекция проводится при расхождении часов УСПД и ИВК на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД при расхождении более чем на ±3 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по каналу GSM/GPRS, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии «Энергосфера». Информационно-измерительная система «Энергосфера» 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 Информационно-измерительной системы «Энергосфера», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Системы автоматизированные информационно-измерительные «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | контрольная сумма файла pso metr.dll CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
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 ИК АИИС КУЭ
| №№ ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав ИК АИИС КУЭ | Вид электроэнергии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивн ой энергии | УСПД/УССВ | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ, ВЛ - 110 кВ Ключики -Евлашево с отпайкой на ПС Никулино | ТОГФ-110Ш-УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 61432-15 | НКФ-110; НКФ-110-57У1; НКФ-110 ф. А, В, С (1 с.ш.) кл. т. 0,5 Ктн = 110000/V3/100/V3 рег. № 26452-06; 14205-94; 26452-06 | СЭТ-4 ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14 УССВ-2 рег. № 54074-13 | активная реактивная |
| 2 | ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ, ВЛ - 110 кВ Ключики -Курмаевка тяговая с отпайками | ТОГФ-110Ш-УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 61432-15 | НКФ-110-57У1 ф. А, В, С (2 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн = 110000/V3/100/V3 рег. № 14205-94 | СЭТ-4 ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 3 | ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ, CВ - 110 кВ | ТОГФ-110Ш-УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 61432-15 | НКФ-110; НКФ-110-57У1; НКФ-110 ф. А, В, С (1 с.ш.) кл. т. 0,5 Ктн = 110000/V3/100/V3 рег. № 26452-06; 14205-94; 26452-06 | СЭТ-4 ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 4 | ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ, С - 1 - Т | ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2793-88 | НКФ-110; НКФ-110-57У1; НКФ-110 ф. А, В, С (1 с.ш.) кл. т. 0,5 Ктн = 110000/V3/100/V3 рег. № 26452-06; 14205-94; 26452-06 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14 УССВ-2 рег. № 54074-13 | активная реактивная |
| 5 | ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ, С - 2 - Т | ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2793-88 | НКФ-110-57У1 ф. А, В, С (2 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн = 110000/V3/100/V3 рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17 | активная реактивная | |
| 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 УСПД и 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. | ||||||
| Метрологические ха | эактеристики ИК (активная энергия) | ||||||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), % | ||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
| 1 - 3 (ТТ 0,2S; Ш 0,5; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Iнl | 1,1 | 1,3 | 2,1 | 1,3 | 1,5 | 2,2 | ||
| 0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl | 0,8 | 1,0 | 1,7 | 1,0 | 1,2 | 1,8 | |||
| 0,2Iн1 < II < Iн1 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 | |||
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 | |||
| 4, 5 (ТТ 0,5; та 0,5; Сч 0,2S) | 0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 | ||
| 0,2Iн1 < II < Iн1 | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | |||
| 1н < II < 1,2^1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | |||
| Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), % | ||||||
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||||
| 1 - 3 (ТТ 0,2S; TН 0,5; Сч 0,5) | 0,01(0,02)^1 < Il < 0,05Iнl | 2,0 | 1,6 | 2,4 | 2,0 | ||||
| 0,05^1 < Il < 0,2Iнl | 1,7 | 1,4 | 2,2 | 1,9 | |||||
| 0,2^1 < Il < Iel | 1,3 | 1,0 | 1,9 | 1,6 | |||||
| Ll < II < 1,2^l | 1,3 | 1,0 | 1,9 | 1,6 | |||||
| 4, 5 (ТТ 0,5; та 0,5; Сч 0,5) | 0,05^1 < Il < 0,2Iнl | 4,4 | 2,7 | 4,6 | 3,0 | ||||
| 0,2^l < II < Iнl | 2,4 | 1,5 | 2,8 | 2,0 | |||||
| Ll < II < 1,2^l | 1,9 | 1,2 | 2,3 | 1,7 | |||||
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±5), с | 5 | ||||||||
| Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С. 4 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||||||||
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 5 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,8 |
| температура окружающей среды, °C | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | 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 -10 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +60 |
| - для УСПД ЭКОМ-3000 | от 0 до +40 |
| - для УССВ-2 | от -10 до +55 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД ЭКОМ-3000: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Г лубина хранения информации | |
| счетчики электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, лет, не более | 5 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
| ИВКЭ: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, | |
| не менее | 45 |
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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
-УСПД;
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.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТОГФ-1ЮШ-УХЛ1 | 9 шт. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110Б-1У1 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57У1 | 4 шт. |
| Счётчик электрической энергии трёхфазный многофункциональный | СЭТ-4 ТМ.03М | 5 шт. |
| УСПД | ЭКОМ-3000 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УССВ -2 | 1 шт. |
| Методика поверки | МП 206.1-077-2018 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | АУВП.411711.МРСК.001.18.ПС-ФО | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 206.1-077-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 29.03.2018 г.
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 по МИ 2925-2005 Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
- для УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.04.2014 г.;
- для УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), рег. № 27008-04;
- 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 поверке.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/006-2018 от 19.02.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино
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
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
