Untitled document

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «26» февраля 2021 г. №185

Лист № 1

Регистрационный № 66146-16Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад

Верхневолжских ГЭС»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС»

(далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии,

сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную измерительную систему сцентрализованным управлениеми

распределенной функцией измерения, состоящей из двадцати измерительных каналов (ИК).

Измерительные каналы АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в

себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы

тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии

(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) RTU-325,

регистрационныйномервФедеральноминформационномфонде37288-08

(Рег. № 37288-08), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УССВ-2 (Рег. №

54074-13), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения

информационного взаимодействиямежду уровнямисистемы, коммутационное

оборудование;

третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в

себя сервер баз данных (БД) с установленным серверным программным обеспечением

ПО «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также

совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор

информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (не реже одного раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор

привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений

электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз

данных) и от несанкционированного доступа;

Лист № 2

Всего листов 10

передача результатов измерений Коммерческому оператору торговой системы

оптового рынка электроэнергии и мощности и в организации-участники оптового рынка

электроэнергии и мощности;

предоставление дистанционного доступа к результатам и средствам измерений по

запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и

мощности;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.

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 минут.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-

передачи данных поступает на входы УСПД, где выполняется вычисление электроэнергии и

мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измеренной

информации, ее накопление и передача при помощи технических средств приема-передачи

данных на верхний уровень системы (ИВК).

На верхнем уровне системы производится формирование и хранение поступающей

информации, оформление справочных и отчетных документов.

Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие

места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.

Формирование и передача данных участникам и инфраструктурным организациям

оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронной цифровой подписью в

формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером БД

по каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения

электроэнергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку

используется цифровой метод передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей

в себя источник сигналов эталонного времени на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника,

входящего в состав УССВ, часы УСПД, сервера БД и счетчиков. Шкала времени УСПД

синхронизирована с шкалой времени УССВ-2, сличение один раз в час, синхронизация

осуществляется при расхождении шкалы времени белее ±1 с. УСПД осуществляет

синхронизацию шкалы времени часов сервера БД и счетчиков. Сличение шкалы времени

сервера БД и шкалы времени УСПД осуществляется при каждом обращении к УСПД,

корректировка шкалы времени часов сервера БД осуществляется при расхождениии с

шкалой времени УСПД более ±2 с. Сличение шкалы времени часов счетчиков с шкалой

времени УСПД происходит не реже одного раза в сутки, корректировка шкалы времени

часов счетчиков происходит при расхождении со шкалой времени УСПД более ±2 с.

Журналы событий УСПД, сервера БД и счетчиков отражают факты событий

коррекции шкалы времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или)

величину коррекции шкалы времени, на которое было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входят ПО счетчиков, ПО

сервера ИВК, УСПД, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР» (ПО

«АльфаЦЕНТР»).

Лист № 3

Всего листов 10

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений

предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров,

защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью

контрольных сумм, что соответствут уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологически значимая часть ПО прведена в таблице 1.

Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения «АльфаЦЕНТР»

Значение

ПО «АльфаЦЕНТР»

не ниже 12

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

ac_metrology.dll

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

Другие идентификационные данные

Метрологические и технические характеристики

Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

ИВКЭ

RTU 325 Рег. № 37288-08,

УССВ-2 Рег. № 54074-13

ИК

электрической

У1кл.т 0,2

1.1кл.т 0,5Ктн =

ВенераРег. № 31857-11

У1кл.т 0,2

1.2кл.т 0,5Ктн =

ВегаРег. № 31857-11

кл.т 0,2

1.3Ктн =

(220000/√3)/(100/√3)

У1кл.т 0,2

1.4кл.т 0,5Ктн =

Заря I цепьРег. № 31857-11

У1кл.т 0,2

1.5кл.т 0,5Ктн =

Заря II цепьРег. № 31857-11

кл.т 0,2

1.14Ктн =

(13800/√3)/(100/√3)

Таблица 2 – Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ

Состав первого и второго уровней ИК

№

Наименование ИКТрансформаторТрансформатор

Счетчик

токанапряжения

энерг

123 4 5

Угличская ГЭС,

ТФЗМ 220Б-I

U-245

A1802RAL-

ВЛ 220 кВ, P4G-DW-4

Угличская ГЭС -

Ктт = 600/5(220000/√3)/(100/√3)

кл

т 0

2S/0,5

Рег. № 79525-20 Рег. № 37847-08

Угличская ГЭС,

ТФЗМ 220Б-I

U-245

A1802RAL-

ВЛ 220 кВ, P4G-DW-4

Угличская

ГЭС -

Ктт = 600/5(220000/√3)/(100/√3)

кл

т 0

2S/0,5

Рег. № 79525-20 Рег. № 37847-08

Угличская ГЭС,SAS 245

U-245

A1802RAL-

ВЛ 220 кВ, кл.т 0,2 P4G-DW-4

Угличская ГЭС -Ктт = 600/5кл.т 0,2S/0,5

Ярославская Рег. № 25121-03

Ре

. № 37847

Рег. № 31857-11

Угличская ГЭС,

ТФЗМ 220

-I

U-245

A1802RAL-

ВЛ 220 кВ, P4G-DW-4

Угличская ГЭС -

Ктт = 600/5(220000/√3)/(100/√3)

кл

т 0

2S/0,5

Рег. № 79525-20 Рег. № 37847-08

Угличская ГЭС,

ТФЗМ 220Б-I

U-245

A1802RAL-

ВЛ 220 кВ, P4G-DW-4

Угличская ГЭС -

Ктт = 600/5(220000/√3)/(100/√3)

кл

т 0

2S/0,5

Рег. № 79525-20 Рег. № 37847-08

ТЛШ-15

UGE 17

A1802RAL-

Угличская ГЭС,кл.т 0,2S P4G-DW-4

ГРУ 13,8 кВ Г1Г Ктт = 4000/5кл.т 0,2S/0,5

Рег. № 47957-11

Ре

№ 2547

Рег. № 31857-11

Лист № 4

Всего листов 10

1.15

Угличская ГЭС,

ГРУ 13,8 кВ Г2Г

ТЛШ-15

кл.т 0,2S

Ктт = 4000/5

Рег. № 47957-11

UGE 17.5

кл.т 0,2

Ктн =

(13800/√3)/(100/√3)

Рег. № 25475-11

RTU 325 Рег. № 37288-08,

УССВ-2 Рег. № 54074-13

1.40

Угличская ГЭС,

ГРУ 13,8 кВ Р3Т

ТПОЛ20

кл.т 0,5

Ктт = 1500/5

Рег. № 5716-76

ЗНОЛ-ЭК-15М2

кл.т 0,5

Ктн =

(15000/√3)/(100/√3)

Рег. № 47583-11

3.1

Рыбинская ГЭС,

ВЛ-220 кВ

Рыбинская ГЭС -

Пошехонье № 1

SAS 245

кл.т 0,2

Ктт = 1200/5

Рег. № 25121-07

RTU 325 Рег. № 37288-08,

УССВ-2 Рег. № 54074-13

3.2

Рыбинская ГЭС,

ВЛ-220 кВ

Рыбинская ГЭС -

Пошехонье № 2

SAS 245

кл.т 0,2S

Ктт = 1200/5

Рег. № 25121-07

3.3

Рыбинская ГЭС,

ВЛ-220 кВ

Рыбинская ГЭС -

Сатурн

SAS 245

кл.т 0,2S

Ктт = 1200/5

Рег. № 25121-07

3.4

Рыбинская ГЭС,

ВЛ-220 кВ

Рыбинская ГЭС -

Венера

SAS 245

кл.т 0,2S

Ктт = 1200/5

Рег. № 25121-07

3.5

Рыбинская ГЭС,

ВЛ 110 кВ

Щербаковская 1

ТФЗМ 110Б-I

ХЛ1

кл.т 0,5

Ктт = 600/5

Рег. № 79525-20

Продолжение таблицы 2

123

456

A1802RAL-

P4G-DW-4

кл.т 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

A1802RAL-

P4G-DW-4

кл.т 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

кл.т 0,2

Ктн =

TEMP

245

A1802RAL-

P4G-DW-4

(220000/√3)/(100/√3)

кл

т 0

2S/0,5

Рег. № 25474-03

Рег. № 31857-11

кл.т 0,2

Ктн =

TEMP

245

A1802RAL-

P4G-DW-4

(220000/√3)/(100/√3)

кл

т 0

2S/0,5

Рег. № 25474-03

Рег. № 31857-11

кл.т 0,2

Ктн =

TEMP

245

A1802RAL-

P4G-DW-4

(220000/√3)/(100/√3)

кл

т 0

2S/0,5

Рег. № 25474-03

Рег. № 31857-11

кл.т 0,2

Ктн =

TEMP

245

A1802RAL-

P4G-DW-4

(220000/√3)/(100/√3)

кл

т 0

2S/0,5

Рег. № 25474-03

Рег. № 31857-11

НКФ-110-II-У1

кл.т 0,5

Ктн =

(110000/√3)/(100/√3)A1802RAL-

Рег. № 76883-19 P4G-DW-4

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,2S/0,5

кл.т 0,5Рег. № 31857-11

Ктн =

(110000/√3)/(100/√3)

Рег. № 14205-94

Лист № 5

Всего листов 10

ТФЗМ 110Б-I

ХЛ1

кл.т 0,5

Ктт = 600/5

Рег. № 79525-20

RTU 325 Рег. № 37288-08,

УССВ-2 Рег. № 54074-13

3.10

Рыбинская ГЭС,

ЗРУ 13,8 кВ 1Г

ТШЛ-20-1

кл.т 0,2S

Ктт = 4000/5

Рег. № 64182-16

UGE 17.5

кл.т 0,2

Ктн =

(13800/√3)/(100/√3)

Рег. № 25475-11

3.11

Рыбинская ГЭС,

ЗРУ 13,8 кВ 2Г

ТШЛ-20-1

кл.т 0,2S

Ктт = 4000/5

Рег. № 47957-11

UGE 17.5

кл.т 0,2

Ктн =

(13800/√3)/(100/√3)

Рег. № 25475-11

3.12

Рыбинская ГЭС,

ЗРУ 13,8 кВ 3Г

ТШЛ-20-1

кл.т 0,2S

Ктт = 4000/5

Рег. № 64182-16

ЗНОЛ-ЭК-15

кл.т 0,2

Ктн =

(13800/√3)/(100/√3)

Рег. № 47583-11

3.13

Рыбинская ГЭС,

ЗРУ 13,8 кВ 4Г

ТШЛ-20-1

кл.т 0,2S

Ктт = 4000/5

Рег. № 64182-16

UGE 17.5

кл.т 0,2

Ктн =

(13800/√3)/(100/√3)

Рег. № 55007-13

3.14

Рыбинская ГЭС,

ЗРУ 13,8 кВ 5Г

ТПЛ-20

кл.т 0,2S

Ктт = 4000/5

Рег. № 47958-11

ЗНОЛ-ЭК-15

кл.т 0,2

Ктн =

(13800/√3)/(100/√3)

Рег. № 47583-11

3.15

Рыбинская ГЭС,

ЗРУ 13,8 кВ 6Г

ТШЛ-20-1

кл.т 0,2S

Ктт = 4000/5

Рег. № 21255-08

ЗНОЛ-ЭК-15

кл.т 0,2

Ктн =

(13800/√3)/(100/√3)

Рег. № 47583-11

Продолжение таблицы 2

123

456

Рыбинская ГЭС,

3.6ВЛ 110 кВ

Щербаковская 2

НКФ-110-II-У1

кл.т 0,5

Ктн =

(110000/√3)/(100/√3)A1802RAL-

Рег. № 76883-19 P4G-DW-4

НКФ-110-57 У1 кл.т 0,2S/0,5

кл.т 0,5Рег. № 31857-11

Ктн =

(110000/√3)/(100/√3)

Рег. № 14205-94

A1802RAL-

P4G-DW-4

кл.т 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

A1802RAL-

P4G-DW-4

кл.т 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

A1802RAL-

P4G-DW-4

кл.т 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

A1802RAL-

P4G-DW-4

кл.т 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

A1802RAL-

P4G-DW-4

кл.т 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

A1802RAL-

P4G-DW-4

кл.т 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Лист № 6

Всего листов 10

1.1, 1.2, 1.4, 1.5

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5;

ТН 0,2)

1.40, 3.5, 3.6

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,5;

ТН 0,5)

1.3, 3.1, 3.12, 3.13

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2;

ТН 0,2)

1.1, 1.2, 1.4, 1.5

(Счетчик 0,5; ТТ 0,5;

ТН 0,2)

1.40, 3.5, 3.6

(Счетчик 0,5; ТТ 0,5;

ТН 0,5)

Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК

Границы интервала допускаемой относительной погрешности

ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих

Номер ИКcosφ

условиях эксплуатации





1(2)%



5 %



20 %



100 %



1(2)%



изм

5 %



изм

20 %



изм

100%

100 %



изм



120%

1.14, 1.15, 3.2 - 3.4, 3.10,

3.11, 3.14, 3.15

(Счетчик 0,2S;

ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0 ±0,9

0,9 ±1,0

0,8 ±1,1

0,5 ±1,8

1,0-

0,9-

0,8-

0,5-

1,0-

0,9-

0,8-

0,5-

1,0-

0,9-

0,8-

0,5-

4 5 6

±0,5 ±0,4 ±0,4

±0,6 ±0,5 ±0,5

±0,8 ±0,6 ±0,6

±1,3 ±1,0 ±1,0

±1,7 ±0,9 ±0,7

±2,2 ±1,2 ±0,9

±2,8 ±1,5 ±1,0

±5,3 ±2,7 ±1,9

±1,8 ±1,0 ±0,8

±2,3 ±1,3 ±1,2

±2,8 ±1,6 ±0,6

±5,4 ±2,9 ±2,2

±0,9 ±0,5 ±0,4

±1,0 ±0,6 ±0,5

±1,2 ±0,7 ±0,6

±2,0±1,2±1,0

Границы интервала допускаемой относительной погрешности

ИК при измерении реактивной электрической энергии в

Номер ИКcosφ

рабочих условиях эксплуатации





1(2)%



5 %



20 %



100 %



1(2)%



изм

5 %



изм

20 %



изм

100%

100 %



изм



120%

456

1.14, 1.15, 3.2 - 3.4, 3.10,

3.11, 3.14, 3.15

(Счетчик 0,5; ТТ 0,2S;

ТН 0,2)

0,8±1,8

±1,2±1,0±1,0

0,5±1,3

±0,9±0,8±0,8

0,8-

±4,4±2,5±1,9

0,5-

±2,7±1,7±1,5

0,8-

±4,5±2,6±2,1

0,5-

±2,7±1,8±1,6

1.3, 3.1, 3.12, 3.13

(Счетчик 0,5; ТТ 0,2;

ТН 0,2)

0,8-

±1,9±1,2±1,0

0,5-

±1,4±0,9±0,8

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Δ), с5

Лист № 7

Всего листов 10

Продолжение таблицы 3

Примечания:

1 Погрешность измерений электрической энергии



1(2)%P



1(2)%Q

для

cos



=1,0 нормируется от I

, погрешность измерений



1(2)%P



1(2)%Q

для cos



<1,0

нормируется от I

2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и

средней мощности (получасовой).

3 Вкачествехарактеристикотносительнойпогрешностиизмерений

электроэнергии и средней мощности указаны границы интервала, соответствующее

доверительной вероятности, равной 0,95.

4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД,

УССВ-2нааналогичныеутвержденныхтиповсметрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что

Предприятие-собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в

таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом

вустановленномсобственникомпорядкесвнесениемизмененийв

эксплуатационные документы. Техническийакт хранится совместнос

эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

5 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице

2, - активная, реактивная.

Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 4.

от 99 до 101

от 1 до 120

0,87

от 49,85 до 50,15

Таблица 4 – Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

от +21 до +25

от 90 до 110

от 1 до 120

0,5

от 49,6 до 50,4

Нормальные условия применения:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

температура окружающей среды, °C

- для счетчиков активной и реактивной энергии

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности, не менее

- частота, Гц

диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:

- для ТТ и ТН

- для счетчиков

- УСПД

- УССВ-2

от -40 до +50

от +10 до +30

от -10 до +60

от -10 до +55

Лист № 8

Всего листов 10

120000

74500

40000

300

3,5

100000

Продолжение таблицы 4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики электроэнергии Альфа А1800:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УССВ-2:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСПД RTU-325:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

ИВК:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Глубина хранения информации

счетчики электроэнергии Альфа А1800:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

УСПД RTU-325:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,

лет, не менее

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,

лет, не менее

Надежность системных решений:



резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;



резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться в организации-участники ОРЭМ по электронной почте.

Регистрация событий:



в журнале событий счетчика и УСПД:



параметрирования;



пропадания напряжения;



коррекции шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:



механическая защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:



счетчика;



промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;



испытательной коробки;



УСПД;



сервера БД.

Защита информации на программном уровне:



результатовизмерений(припередаче,возможностьиспользования

электронной цифровой подписи);



установка пароля на счетчик;



установка пароля на УСПД;



установка пароля на сервер.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Лист № 9

Всего листов 10

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Наименование

Обозначение

A1802RAL-P4G-DW-4

Таблица 5 – Комплектность средства измерений

Количество,

шт

ТФЗМ 220Б-III У1

ТЛШ-15

ТПОЛ20

SAS 245

ТФЗМ 110Б-I ХЛ1

ТПЛ-20

ТШЛ-20-1

VCU-245

ЗНОЛ-ЭК-15М2

TEMP 245

НКФ-110-II-У1

НКФ-110-57 У1

UGE 17.5

ЗНОЛ-ЭК-15

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока шинные

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока проходные

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения емкостные

Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения емкостные

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии трехфазные

многофункциональные

Сервер БД

Устройства сбора и передачи данных

Устройства синхронизации системного времени

ПО

Методика поверки

Паспорт – формуляр

HP ProLiant DL20 Gen9

RTU-325

УССВ-2

ПО «АльфаЦЕНТР»

РТ-МП-3935-500-2016

БЕКВ.422231.091.ПФ

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с

использованиемсистемыавтоматизированнойинформационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Каскад

Верхневолжских ГЭС».

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения

Изготовитель

Закрытоеакционерноеобщество«РЕГИОНАЛЬНАЯИНЖЕНЕРНО-

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭНЕРГОКОМПАНИЯ - СОЮЗ»

(ЗАО «РИТЭК-СОЮЗ»)

ИНН 2309005375

Адрес (юридический): 350033, г. Краснодар, Ставропольская, 2

Адрес: 350080, г. Краснодар, Демуса, 50

Телефон (Факс): +7 (861) 260-48-00/ 260-48-14