Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Дальневосточная генерирующая компания", объекты Райчихинская ГРЭС, Благовещенская ТЭЦ, Хабаровская ТЭЦ-1 (актуализация 2014/3)
Номер в ГРСИ РФ: | 59979-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Росэнергосервис", г.Владимир |
59979-15: Описание типа СИ | Скачать | 116.9 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Дальневосточная генерирующая компания», объекты Райчихинская ГРЭС, Благовещенская ТЭЦ, Хабаровская ТЭЦ-1 (актуализация 2014/3) (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 59979-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Дальневосточная генерирующая компания", объекты Райчихинская ГРЭС, Благовещенская ТЭЦ, Хабаровская ТЭЦ-1 (актуализация 2014/3) |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 253.3 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Росэнергосервис", г.Владимир
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
59979-15: Описание типа СИ | Скачать | 116.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Дальневосточная генерирующая компания», объекты Рай-чихинская ГРЭС, Благовещенская ТЭЦ, Хабаровская ТЭЦ-1 (актуализация 2014/3) (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С50 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-1.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) EMCOS Corporate.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ± 1 с. Устройства синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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 ОАО «Дальневосточная генерирующая компания», объекты Райчихин-ская ГРЭС, Благовещенская ТЭЦ, Хабаровская ТЭЦ-1 (актуализация 2014/3) используется ПО EMCOS Corporate версии не ниже 3.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО EMCOS Corporate обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО EMCOS Corporate.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Модуль |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «EM-COS Corporate» |
модуль обеспечения работоспособности всех модулей системы |
STControl App. exe |
2.1 |
53C59D78962E4D80C7ED A2C828AE498C |
MD5 |
модуль, распределяющий ответы драйвера |
STDistribut or. exe |
824693630D5F29003B6CB C52120E0FA3 | |||
модуль связи с приборами учета |
STLink.exe |
98902BD372A6E5F99AD3 07CB88D48F08 | |||
модуль, организующий сбор данных. |
STLine.exe |
F5204FC38C929264A62E5 A614B08FA7A | |||
модуль для импорта данных |
STImport_2 1. exe |
3860725199947853843DE7 5A7266F95A | |||
модуль подключения к БД |
STDataSna pServer.exe |
2104BFBA5552413CF4087 372C86F367E | |||
модуль записи данных в базу данных ORACLE |
STStore.exe |
AA5E48EE6564C2A6CE35 46E07FF2663C | |||
модуль оповещения других модулей о событиях |
STAlert.exe |
A4768E3BF198E5C0CFEF 01C91ACE0596 |
Окончание таблицы 1
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Модуль |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «EM-COS Corpo-rate» |
модуль обслуживания запросов web-клиентоввходе |
STGate.exe |
2.1 |
88F279A034E701E069EBB 7D2545BE30E |
MD5 |
модуль, распределяющий ответы драйвера |
STDistribut or. exe |
824693630D5F29003B6CB C52120E0FA3 |
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 ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
Райчихинская ГРЭС | ||||||||
1 |
Райчихинская ГРЭС, НСС 6, РУ-0,4 кВ, яч.2 |
Т-0,66М Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 124549; Зав. № 126552; Зав. № 126553 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108070906 |
СИКОН С50 Зав. № 11.158 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±6,1 |
Благовещенская ТЭЦ | ||||||||
2 |
ТП 10/0,4 Береговая насосная Благовещенской ТЭЦ, резервный ввод, РУСН-0,4кВ, I секц. |
ТШП-0,66 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 1014556; Зав. № 1014119; Зав. № 1014560 |
- |
СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108070328 |
СИКОН С50 Зав. № 01.236 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±6,1 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
Хабаровская ТЭЦ-1 | ||||||||
3 |
Хабаровская ТЭЦ-1. Фидер 6кВ №26 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 53865; Зав. № 53889; Зав. № 53891 |
НАМИ-10-95 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2702; Зав. № 2701 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803131281 |
СИКОН С50 Зав. № 08.140 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
4 |
Хабаровская ТЭЦ-1. КЛ-35кВ «Хабаровская ТЭЦ-1 - Индустриальная» №1 |
ТПЛ-35-3 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 132; Зав. № 133; Зав. № 134 |
ЗНОЛ-35Ш Кл. т. 0,5 35000/^3:100/^3 Зав. № 120; Зав. № 6045; Зав. № 6109; Зав. № 201; Зав. № 198; Зав. № 196 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807130469 |
СИКОН С50 Зав. № 08.140 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
5 |
Хабаровская ТЭЦ-1. КЛ-35кВ «Хабаровская ТЭЦ-1 - Индустриальная» №2 |
ТПЛ-35-3 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 135; Зав. № 136; Зав. № 137 |
ЗНОЛ-35Ш Кл. т. 0,5 35000/^3:100/^3 Зав. № 120; Зав. № 6045; Зав. № 6109; Зав. № 201; Зав. № 198; Зав. № 196 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0807130476 |
СИКОН С50 Зав. № 08.140 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
6 |
Хабаровская ТЭЦ-1. Фидер 6кВ №7 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 53868; Зав. № 53866; Зав. № 53863 |
НАМИ-10-95 УХЛ-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2703; Зав. № 2701 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0109054239 |
СИКОН С50 Зав. № 08.140 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,4 |
7 |
Хабаровская ТЭЦ-1. Фидер 6кВ №4 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 53867; Зав. № 53864; Зав. № 53890 |
НАМИ-10-95 УХЛ-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2703; Зав. № 2701 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804130692 |
СИКОН С50 Зав. № 08.140 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.09 от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01 от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
- для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Дальневосточна генерирующая компания» филиал «ЛуТЭК» Приморская ГРЭС порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03.09 (Госреестр 27524-04) - среднее время наработки
на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М.01 (Госреестр 36697-12) - среднее время наработ
ки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03.01 (Госреестр 27524-04) - среднее время наработки
на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- УСПД СИКОН С50 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Дальневосточная генерирующая компания», объекты Рай-чихинская ГРЭС, Благовещенская ТЭЦ, Хабаровская ТЭЦ-1 (актуализация 2014/3) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
№ Г осреестра |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
Т-0,66М |
36382-07 |
3 |
Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
47512-11 |
3 |
Трансформатор тока опорные |
ТОЛ |
47959-11 |
9 |
Трансформатор тока проходные |
ТПЛ |
47958-11 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 |
20186-05 |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-35Ш |
21257-06 |
6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.09 |
27524-04 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
36697-12 |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
27524-04 |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С50 |
28523-05 |
3 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
28716-05 |
3 |
Программное обеспечение |
EMCOS Corporate |
- |
1 |
Методика поверки |
- |
- |
1 |
Формуляр |
- |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 59979-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Дальневосточная генерирующая компания», объекты Райчихинская ГРЭС, Благовещенская ТЭЦ, Хабаровская ТЭЦ-1 (актуализация 2014/3). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2014 г.
Перечень основных средств 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 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
• по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 (Госреестр № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
• УСПД СИКОН С50 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Дальневосточная генерирующая компания», объекты Райчихинская ГРЭС, Благовещенская ТЭЦ, Хабаровская ТЭЦ-1 (актуализация 2014/3), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.