УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «24» февраля 2021 г. № 161
Лист № 1
Регистрационный № 80909-21Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии филиала Костромская ГРЭС АО «Интер РАО –
Электрогенерация»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии филиала Костромская ГРЭС АО «Интер РАО – Электрогенерация» (далее –
АИИСКУЭ)предназначенадляизмеренийприращенийактивнойиреактивной
электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени,
сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в
себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы
тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии
(далее – счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи
данных;
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) – центр сбора и
обработки информации Костромской ГРЭС АО «Интер РАО – Электрогенерация» (далее –
ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и
работающего под управлением программного обеспечения «АльфаЦЕНТР». ЦСОИ включает в
себя сервер сбора данных (ССД), серверы баз данных (СБД), устройство синхронизации
частотыивремениМетрономверсии300,каналообразующуюаппаратуруи
автоматизированные рабочие места.
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют
измерительные каналы (ИК).
Первичныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям
измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронного счетчика
электрическойэнергии. В счетчикемгновенныезначенияаналоговыхсигналов
преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и
напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной,
реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная
информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от
средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для
интервалов времени 30 минут;
средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая
мощность.
Лист № 2
Всего листов 11
ЦСОИ осуществляет:
один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов
измерений;
хранение результатов измерений в базе данных;
коррекцию времени в счетчиках;
периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов
измерений электрической энергии;
автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии
объектов измерений;
хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы
каналов связи, восстановления питания;
перемножениерезультатовизмерений,хранящихсявбазеданных,на
коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
формирование отчетных документов;
ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений,
осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации
(коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции),
пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
сбор и хранение журналов событий счетчиков;
ведение журнала событий ИВК;
аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения
параметров и любого изменения данных;
самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматизированный обмен (передачу и получение) результатами
измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка
электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а
также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между
информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями
ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в
установленном регламентами ОРЭМ формате, заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
посредством интерфейса RS-485, ВОЛС и преобразователя интерфейса RS-485 в
Ethernet (основной и резервный канал) для передачи данных от счетчиков до ИВК;
посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи
данных с сервера баз данных на АРМ;
посредством канала связи Ethernet для передачи данных от уровня ИВК во
внешние системы (основной канал);
посредством канала связи Ethernet для передачи данных от уровня ИВК во
внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого
времени (СОЕВ), включающая в себя часы ССД ЦСОИ и счетчиков. ССД ЦСОИ получает
шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от у
с
тр
о
й
с
тв
а
с
инхр
о
ни
зац
ии ч
ас
т
о
т
ы
и
вр
е
м
е
ни
Метроном версии 300 (УССВ). Синхронизация часов сервера ССД ЦСОИ с УССВ
происходит при расхождении времени более чем на ±1 с. При каждом опросе счетчиков
сервер ЦСОИ определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов
счетчиков превышает по ±2 с (параметр настраиваемый), то формирует команду
синхронизации. Журналы событий счетчиков и сервера ЦСОИ отображают факты коррекции
Лист № 3
Всего листов 11
времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины
коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от
непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки метрологически значимой
части ПО приведены в таблице 1.
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование программного
обеспечения
ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер)
программного обеспечения
не ниже 12.1
Цифровой идентификатор программного
обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Таблица 1 – Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
ТТ
ТН
Счетчик
УССВ, ИВК
ТШЛ-20-1
Кл.т. 0,2S
Ктт = 12000/5
Рег.№ 21255-08
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
Метроном версии 300, Рег. №74018-19
ЦСОИ
ТШЛ-20-1
Кл.т. 0,2S
Ктт = 12000/5
Рег.№ 21255-08
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
ТШЛ-20-1
Кл.т. 0,2S
Ктт = 12000/5
Рег.№ 21255-03
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
ТШЛ-20-1
Кл.т. 0,2S
Ктт = 12000/5
Рег.№ 21255-08
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
Таблица 2 – Состав ИК
№Наименование
ИК ИК
12
3
5
6
1Генератор 1
2Генератор 2
3Генератор 3
4Генератор 4
4
UGE
Кл.т. 0,2
Ктн =
20000/
3:100/
3
Рег. № 55007-13
UGE
Кл.т. 0,2
Ктн =
20000/
3:100/
3
Рег. № 25475-11
UGE
Кл.т. 0,2
Ктн =
20000/
3:100/
3
Рег. № 55007-13
UGE
Кл.т. 0,2
Ктн =
20000/
3:100/
3
Рег. № 25475-11
Лист № 4
Всего листов 11
ТШЛ-20-1
Кл.т. 0,2S
Ктт = 12000/5
Рег.№ 21255-03
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
5Генератор 5
UGE
Кл.т. 0,2
Ктн =
20000/
3:100/
3
Рег. № 25475-11
Метроном версии 300, Рег. №74018-19
ЦСОИ
Продолжение таблицы 2
12
6Генератор 6
3
ТШЛ-20-1
Кл.т. 0,2S
Ктт = 12000/5
Рег.№ 21255-08
56
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
7Генератор 7
ТШЛ-20-1
Кл.т. 0,2S
Ктт = 12000/5
Рег.№ 21255-08
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
8Генератор 8
ТШЛ-20-1
Кл.т. 0,2S
Ктт = 12000/5
Рег.№ 21255-08
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
9Генератор 9А
ТШВ 24
Кл.т. 0,2
Ктт = 24000/5
Рег.№ 6380-77
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
10Генератор 9Б
ТШВ 24
Кл.т. 0,2
Ктт = 24000/5
Рег.№ 6380-77
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
11 ВЛ 500 кВ
Костромская
ГРЭС -
Загорская
ГАЭС
ТФЗМ 500Б
Кл.т. 0,2S
Ктт = 2000/1
Рег.№ 26546-08
4
TJC 6.X-G
Кл.т. 0,2
Ктн =
20000/
3:100/
3
Рег. № 66885-17
TJC 6.X-G
Кл.т. 0,2
Ктн =
20000/
3:100/
3
Рег. № 66885-17
TJC 6.X-G
Кл.т. 0,2
Ктн =
20000/
3:100/
3
Рег. № 66885-17
ЗНОМ-24-69У1
Кл.т. 0,5
Ктн =
24000/
3:100/
3
Рег. № 8961-82
ЗНОМ-24-69У1
Кл.т. 0,5
Ктн =
24000/
3:100/
3
Рег. № 8961-82
НКФ-М
Кл.т. 0,2
Ктн =
500000/
3:100/
3
Рег. № 26454-08
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
ТФЗМ 500Б
Кл.т. 0,2S
Ктт = 2000/1
Рег.№ 26546-08
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
12 ВЛ 500 кВ
Костромская
ГРЭС -
Костромская
АЭС
13 ВЛ-500 кВ
Костромская
ГРЭС - Луч
ТГФ-500II*
Кл.т. 0,2S
Ктт = 2000/1
Рег.№ 35872-12
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
14 ВЛ-500 кВ
Костромская
ГРЭС -
ТФЗМ 500Б
Кл.т. 0,2S
Ктт = 2000/1
НКФ-М
Кл.т. 0,2
Ктн =
500000/
3:100/
3
Рег. № 26454-08
НКФ-М
Кл.т. 0,2
Ктн =
500000/
3:100/
3
Рег. № 26454-08
НКФ-М
Кл.т. 0,2
Ктн =
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Лист № 5
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
12
Владимирская
3
Рег.№ 26546-08
4
500000/
3:100/
3
Рег. № 26454-08
56
Рег. № 31857-11
Лист № 6
Всего листов 11
15
ВЛ-220 кВ
Костромская
ГРЭС -
Мотордеталь-I
цепь
ТВ-ЭК
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег.№ 39966-10
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
Метроном версии 300, Рег. №74018-19
ЦСОИ
16
ВЛ-220 кВ
Костромская
ГРЭС -
Мотордеталь-II
цепь
ТВ-ЭК
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег.№ 39966-10
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
17
ВЛ-220 кВ
Костромская
ГРЭС -
Кострома-2
ТВ-ЭК
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег.№ 39966-10
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
18
ВЛ-220 кВ
Костромская
ГРЭС -
Ярославская
ТВ-ЭК
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег.№ 39966-10
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
19
ВЛ-220 кВ
Костромская
ГРЭС -
Иваново-I цепь
SB 0,8
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег.№ 20951-08
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 2
1
2
3
56
4
НКФ-220-58 У1
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 14626-95
НКФ-220
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 26453-04
НКФ-220-58 У1
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 14626-95
НКФ-220
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 26453-04
НКФ-220-58 У1
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 14626-95
НКФ-220
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 26453-04
НКФ-220-58 У1
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 14626-95
НКФ-220
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 26453-04
НКФ-220-58 У1
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 14626-95
НКФ-220
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 26453-04
Лист № 7
Всего листов 11
20
ВЛ-220 кВ
Костромская
ГРЭС -
Иваново-II
цепь
SB 0,8
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег.№ 20951-08
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
Метроном версии 300, Рег. №74018-19
ЦСОИ
21
ВЛ-220 кВ
Костромская
ГРЭС- Вичуга-
I цепь
SB 0,8
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег.№ 20951-08
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
22
ВЛ-220 кВ
Костромская
ГРЭС -
Вичуга-II цепь
SB 0,8
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/1
Рег.№ 20951-08
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
23
ОШСВ
ТВ-ЭК
Кл.т. 0,2S
Ктт = 2000/1
Рег.№ 39966-10
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
24
ВЛ-500 кВ
Костромская
ГРЭС –
Нижегородская
ТФЗМ 500Б
Кл.т. 0,2S
Ктт = 2000/1
Рег.№ 26546-08
A1801RALXQ-
P4GB1-DW-4
Кл.т. 0,1S/0,2
Рег. № 31857-11
Продолжение таблицы 2
1
2
3
56
4
НКФ-220-58 У1
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 14626-95
НКФ-220
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 26453-04
НКФ-220-58 У1
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 14626-95
НКФ-220
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 26453-04
НКФ-220-58 У1
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 14626-95
НКФ-220
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 26453-04
НКФ-220-58 У1
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 14626-95
НКФ-220
Кл.т. 0,5
Ктн =
220000/
3:100/
3
Рег. № 26453-04
НКФ-М
Кл.т. 0,2
Ктн =
500000/
3:100/
3
Рег. № 26454-08
Лист № 8
Всего листов 11
Продолжение таблицы 2
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 таблицах 3 и 4
метрологических характеристик.
2. Допускается замена устройства синхронизации времени 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
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
ИК №
cos
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
1,20,80,9
0,71,10,6
0,71,20,5
0,6-0,4
2,31,31,6
1,41,91,0
1,32,30,9
1,1-0,7
0,60,90,6
0,80,60,8
0,90,50,9
-0,4-
0,91,40,8
1,30,91,2
1,60,81,4
-0,7-
1 – 8, 11 0,50 1,8 1,1
– 14, 24
0
,
80 1
,
1 1
,
5
0,87 1,0 1,8
1,000,8-
9, 100,50--
0,80--
0,87--
1,00--
15 - 230,50
1,81,2
0,801,21,6
0,871,11,9
1,001,0-
1,31,01,0
0,91,20,8
0,81,30,7
0,8-0,7
0,81,00,8
0,90,80,9
1,10,71,1
-0,7-
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК №cos
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
W
A
%δ
W
P
%
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
W
A
%δ
W
P
%
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
W
A
% δ
W
P
%
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
W
A
% δ
W
P
%
1,41,31,21,0
1,80,91,40,8
2,00,81,60,7
-0,7-0,6
-2,31,41,6
-1,52,01,1
-1,42,31,0
-1,1-0,8
1,11,01,1
1,20,81,2
1,30,71,3
-0,6-
1,01,50,9
1,41,01,3
1,70,91,5
-0,8-
1 – 8, 0,50 1,8
11 –
0
,
80 1
,
2
14, 24
0,87 1,1
1,00 0,9
9, 100,50-
0,80-
0,87-
1,00-
15 - 230,50
1,9
0,801,3
0,871,2
1,001,0
1,31,41,11,1
1,71,01,30,9
2,01,01,40,9
-0,8-0,8
0,91,10,9
1,00,91,0
1,10,91,1
-0,8-
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Лист № 9
Всего листов 11
от (2)5 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25
Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
ток, % от I
ном
напряжение, % от U
ном
коэффициент мощности cos
температура окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
-
для сервера ЦСОИ
от (2)5 до 120
от 90 до 110
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от -40 до +40
от 0 до +40
от +15 до +25
Период измерений активной и реактивной средней мощности и
приращений электрической энергии, минут
30
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
Значение
24
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
ток, % от I
ном
напряжение, % от U
ном
коэффициент мощности cos
температура окружающего воздуха для счетчиков,
С:
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам
Формирование базы данных с указанием времени измерений и
времени поступления результатов
30
Автоматическое
Автоматическое
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
100
Сервер ИВК:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
источника
системами
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи между уровнями ИВК и внешними
субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
счётчика, с фиксированием событий:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
ИВК, с фиксированием событий:
даты начала регистрации измерений;
перерывы электропитания;
программные и аппаратные перезапуски;
установка и корректировка времени;
переход на летнее/зимнее время;
Лист № 10
Всего листов 11
нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и
соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера;
защита информации на программном уровне:
результатов измерений при передаче информации (возможность
использования цифровой подписи);
установка пароля на счетчик;
установка пароля на ЦСОИ.
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныйлистформуляраРЭМ.0999-АИИС.КОГРЭС.ФО«Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
филиала Костромская ГРЭС АО «Интер РАО – Электрогенерация». Формуляр».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Наименование
Обозначение
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
SB 0,8
ТВ-ЭК
Кол.,
шт.
12
15
ТГФ-500II*3
ТФЗМ 500Б12
ТШВ 246
ТШЛ-20-124
TJC 6.X-G9
UGE15
ЗНОМ-24-69У16
НКФ-2203
НКФ-220-58 У13
НКФ-М6
A1801RALXQ-P4GB1-DW-424
Метроном версии 3001
DL380Gen10 4110
2
РЭМ.0999-1
АИИС.КОГРЭС.ФО
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики
Устройство синхронизации времени
ЦСОИ
Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета
электроэнергии филиала Костромская ГРЭС АО
«Интер РАО – Электрогенерация». Формуляр
ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии филиала Костромская ГРЭС
АО «Интер РАО – Электрогенерация». Методика
поверки
МП-261-RA.RU.310556-20201
Лист № 11
Всего листов 11
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической
энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии филиала Костромская ГРЭС АО «Интер РАО –
Электрогенерация». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП
«ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации по аттестации методик (методов) измерений и
метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияк
автоматизированнойинформационно-измерительной коммерческого
системе
учета
электроэнергии филиала Костромская ГРЭС АО «Интер РАО – Электрогенерация»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
