![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО "ЭК" "СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО" в г. Севастополь](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО "ЭК" "СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО" в г. Севастополь")
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО "ЭК" "СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО" в г. Севастополь
- ЗАО "Энергометрология", г.Москва
-
Скачать
67085-17: Методика поверки МП 4222-16-7714348389-2017Скачать677.4 Кб
67085-17: Описание типа СИСкачать123.1 Кб
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь (далее-АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля электрической энергии и мощности, потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;
- периодический (1 раз 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;
- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее-ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные ZMD (модификации ZMD405CT44, ZMD405CR44) в ГР№53319-13 и ZMG (модификации ZMG405CR.4, ZMG310CR.4) в ГР № 54762-13 класса точности (КТ) 0,5S/1,0 и 1,0/2,0 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (11 точек измерения).
2-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (далее-ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-3 в ГР№ 64242-16, автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы 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, реактивной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем и передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 и GSM-модема передается на ИВК по запросу или в автоматическом режиме.
СБД АИИС КУЭ при помощи ПО «Пирамида 2000» осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Автоматизированное рабочее место АИИС КУЭ энергосбытовой компании (далее - АРМ АИИС КУЭ) подключен к ИВК АИИС КУЭ ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь. Отчеты в формате XML сформированые на ИВК АИИС КУЭ ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь передаются на АРМ АИИС КУЭ посредством электронной почты. Далее на АРМ АИИС КУЭ отчеты XML подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по выделенному каналу связи сети Ethernet в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени, выполненного на базе GPS-приемника типа УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования.
СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормируемые метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Часы ИВК АИИС КУЭ синхронизированы со временем УСВ-3, корректировка часов ИВК АИИС КУЭ выполняется при расхождении времени часов ИВК и УСВ-3 на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов ИВК происходит при каждом опросе, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов ИВК на чем ±2 с выполняется их корректировка.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки. Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера 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 используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» (Версия 30.01/2014/С-50).
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014 - средний.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Технические характеристики
должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее - ИК), представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
| ИКр е S о н | Наименование ИК | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | В О У | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС-9 (35/6 кВ) 1СШ 35кВ ВЛ 35 кВ ПС-9 - Некрасовка | ТОЛ-СВЭЛ-35 III 300/5 КТ 0,5S | ЗНОМ-35-65 35000/100 КТ 0,5 | ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 | УСВ-3 | Активная Реактивная |
| 2 | ПС-10 (110/10 кВ) ОРУ-110 кВ 1СШ ВЛ 110 кВ ПС-10-Заря | ТОЛ-110 III 400/5 КТ 0,5S | НАМИ-110 УХЛ1 110000/100 КТ 0,2 | ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 | ||
| 3 | ПС-10 (110/10 кВ) РУ-10 кВ 1СШ яч.11 КВЛ 10 кВ ПС-10 л.11 - РП Форос | ТПЛ-10 200/5 КТ 0,5 | НАМИ-10 10000/100 КТ 0,5 | ZMD405CR44 КТ 0,5S/1,0 | ||
| 4 | ПС-10 (110/10 кВ) РУ-10 кВ 2СШ яч.14 КВЛ 10 кВ ПС-10 л.14 - РП Форос | ТПЛ-10 300/5 КТ 0,5 | НАМИ-10 У 2 10000/100 КТ 0,2 | ZMD405CR44 КТ 0,5S/1,0 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | ПС 110/35/10 кВ Мекензиевы Горы, 1Сш 35 кВ ВЛ 35 кВ Мекензиевы Горы -Танковое с отпайкой на ПС-8 | ТОЛ-СВЭЛ-35 III 400/5 КТ 0,5S | ЗНОМ-35-65 35000/100 КТ 0,5 | ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 | УСВ-3 | Активная Реактивная |
| 6 | СП-1 (10/0,4 кВ) РУ-10 кВ ВЛ 10 кВ Сирень л.12 - СП-1 | ТПЛ-СВЭЛ-10 150/5 КТ 0,5S | НТМИ-10-66У3 10000/100 КТ 0,5 | ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 | ||
| 7 | ТП-229 (10/0,4 кВ), РУ-10 кВ, ВЛ 10 кВ ТП-229 - ТП-8193 с отпайкой на ТП-8468 | ТПЛУ-10У2.1 200/5 КТ 0,5S | НТМК-10 10000/100 КТ 0,5 | ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 | ||
| 8 | КТП-639 (10/0,4 кВ), ввод РУ-0,4 кВ | ТОП-0,66 200/5 КТ 0,5S | - | ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 | ||
| 9 | КТП-639 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, яч. 3 КЛ 0,4 кВ КТП-639 -Церковь | - | - | ZMG310CR.4 КТ 1,0/2,0 | ||
| 10 | ПС-8 (35/6 кВ) 1Сш 35 кВ ВЛ 35 кВ Мекензиевы Г оры -Танковое с отпайкой на ПС-8 | ТФЗМ 40,5 400/5 КТ 0,5S | ЗНОМ-35-65 35000/100 КТ 0,5 | ZMD405CT44 КТ 0,5S/1,0 | ||
| 11 | ТП-171 (10/0,4 кВ) РУ-10 кВ, яч.2, КЛ 10 кВ ТП-171 - ТП-172 | ТПЛ-10 75/5 КТ 0,5S | НТМИ-1-10-У3 10000/100 КТ 0,5 | ZMG405CR.4 КТ 0,5S/1,0 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ином ток (0,01-1,2) !ном, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк.; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 70°С, для сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах расположения счетчиков от минус 10 до плюс 35 °С.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях_
| Номер измерительного канала | е к К ^ Ш и F О ей О н СП | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), % | |||||||
| I1(2) %£ 1 изм< 1 5 % | §5 %, 35 %£ 1 изм< 1 20 % | §20 %, 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | §100 %, 3^100 %£ 1 изм£ 1 120 % | ||||||
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1,5-7,10,11 | 0,5 | ±5,6 | ±3,6 | ±3,2 | ±2,7 | ±2,4 | ±2,5 | ±2,4 | ±1,5 |
| 0,8 | ±3,1 | ±5,1 | ±1,9 | ±3,5 | ±1,5 | ±3,0 | ±1,5 | ±2,1 | |
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1,5-7,10,11 | 1 | ±2,1 | не норм | ±1,3 | не норм | ±1,1 | не норм | ±1,6 | не норм |
| 2 | 0,5 | ±5,5 | ±3,5 | ±3,0 | 2,7 | ±2,2 | ±2,5 | ±2,2 | ±2,5 |
| 0,8 | ±3,0 | ±5,0 | ±1,7 | ±3,4 | ±1,3 | ±2,9 | ±1,3 | ±2,9 | |
| 1 | ±2,1 | не норм | ±1,2 | ±3,4 | ±1,0 | не норм | ±1,5 | не норм | |
| 3 | 0,5 | - | - | ±5,8 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,2 | ±2,9 | ±3,1 |
| 0,8 | - | - | ±3,3 | ±5,5 | ±2,2 | ±4,0 | ±2,0 | ±3,7 | |
| 1 | - | - | ±2,2 | не норм | ±1,6 | не норм | ±1,9 | не норм | |
| 4 | 0,5 | - | - | ±5,7 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,2 | ±2,7 | ±3,1 |
| 0,8 | - | - | ±3,2 | ±5,4 | ±2,1 | ±3,9 | ±1,8 | ±3,6 | |
| 1 | - | - | ±2,1 | не норм | ±1,5 | не норм | ±1,8 | не норм | |
| 8 | 0,5 | - | - | ±5,7 | ±4,7 | ±3,3 | ±4,5 | ±2,6 | ±4,4 |
| 0,8 | - | - | ±3,3 | ±4,9 | ±2,2 | ±4,7 | ±2,0 | ±4,7 | |
| 1 | - | - | ±2,0 | не норм | ±1,4 | не норм | ±1,2 | не норм | |
| 9 | 0,5 | ±5,4 | ±3,3 | ±3,0 | ±2,6 | ±2,0 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,4 |
| 0,8 | ±2,9 | ±4,9 | ±1,7 | ±3,4 | ±1,3 | ±2,8 | ±1,3 | ±2,8 | |
| 1 | ±1,9 | не норм | ±1,1 | не норм | ±0,9 | не норм | ±1,4 | не норм |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Цном; ток (0,01-1,2) !ном, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк; температура окружающей среды (23±2) °С приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии_
| Номер измерительного канала | <и К X ©■ и F О ей О X СП | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии, % | |||||||
| 51(2)%, Ii(2) %£ I изм< I 5 % | 55 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 520 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 5ю0 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||||||
| А | Р | А | Р | А | Р | А | Р | ||
| 1,5-7,10,11 | 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±3,1 | ±1,9 | ±2,3 | ±1,5 | ±2,3 | ±1,5 |
| 0,8 | ±3,0 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,8 | ±1,3 | ±2,1 | ±1,3 | ±2,1 | |
| 1 | ±2,1 | не норм | ±1,2 | не норм | ±1,0 | не норм | ±1,0 | не норм | |
| 2 | 0,5 | ±5,4 | ±2,9 | ±2,9 | 1,8 | ±2,0 | ±1,4 | ±2,0 | ±1,4 |
| 0,8 | ±3,0 | ±4,5 | ±1,6 | ±2,6 | ±1,2 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,9 | |
| 1 | ±2,0 | не норм | ±1,1 | ±3,4 | ±0,9 | не норм | ±0,9 | не норм | |
| 3 | 0,5 | - | - | ±5,5 | ±2,7 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,5 |
| 0,8 | - | - | ±2,9 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,6 | ±1,3 | ±2,1 | |
| 1 | - | - | ±1,8 | не норм | ±1,2 | не норм | ±1,0 | не норм | |
| 4 | 0,5 | - | - | ±5,4 | ±2,7 | ±2,8 | ±1,7 | ±2,0 | ±1,4 |
| 0,8 | - | - | ±2,9 | ±4,5 | ±1,5 | ±2,4 | ±1,2 | ±1,9 | |
| 1 | - | - | ±1,8 | не норм | ±1,1 | не норм | ±0,9 | не норм | |
| 8 | 0,5 | ±5,4 | ±2,9 | ±2,8 | ±1,7 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,9 | ±1,3 |
| 0,8 | ±2,9 | ±4,5 | ±1,6 | ±2,6 | ±1,1 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,8 | |
| 1 | ±2,0 | не норм | ±1,0 | не норм | ±0,8 | не норм | ±0,8 | не норм | |
| 9 | 0,5 | - | - | не норм | не норм | ±1,1 | ±2,2 | ±1,1 | ±2,2 |
| 0,8 | - | - | не норм | не норм | ±1,1 | ±2,2 | ±1,1 | ±2,2 | |
| 1 | - | - | ±1,7 | не норм | ±1,1 | не норм | ±1,1 | не норм | |
Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчик электрической энергии многофункциональный ZDM, ZMG
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 22 0000 ч, трансформатор тока (напряжения)
-среднее время наработки на отказ не менее 40-105 часов, сервер
-среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 часов,
-среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.
Надежность системных решений:
-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий: журнал событий счетчика:
- параметрирования;
- воздействия внешнего магнитного поля;
- вскрытие счетчика;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике; журнал сервера:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывов электропитания;
- потери и восстановления связи со счётчиками;
- программных и аппаратных перезапусков;
- корректировки времени в счетчике и сервере;
- изменения ПО.
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- сервера ИВК;
защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование компонента системы | Регистрационный номер в Информационном фонде | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии ZMD | 53319-13 | 9 шт. |
| Счетчики электрической энергии ZMG | 54762-13 | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии ZMG | 1 шт. | |
| Трансформатор тока ТОЛ-110 III, КТ 0,5S | 64539-16 | 3 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока ТОЛ-СВЭЛ-35 III, КТ 0,5S | 51517-12 | 6 шт. |
| Трансформатор тока ТОП-0,66, КТ 0,5S | 57218-14 | 3 шт. |
| Трансформатор тока ТПЛ-10, КТ 0,5 | 1276-59 | 4 шт. |
| Трансформатор тока ТПЛ-10, КТ 0,5S | 2 шт. | |
| Трансформатор тока ТПЛ-СВЭЛ-10, КТ 0,5S | 44701-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока ТПЛУ-10 У2.1, КТ 0,5S | 41376-09 | 2 шт. |
| Трансформатор тока ТФЗМ 40,5, КТ 0,5S | 49580-12 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИ-110, УХЛ1, КТ 0,2 | 24218-13 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИ-10, КТ 0,5 | 57274-14 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИ-10 У2, КТ 0,2 | 57274-14 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65, КТ 0,5 | 912-70 | 9 шт. |
| Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3, КТ 0,5 | 831-69 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения НТМК-10, КТ 0,5 | 355-49 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения НТМИ-1-10-У3, КТ 0,5 | 59761-15 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени УСВ-3 | 64242-16 | 1 шт. |
| Основной сервер: HP ProLiant DL180 G6 | - | 1 шт. |
| АРМ (автоматизированное рабочее место) | - | 5 шт. |
| Документация | ||
| Методика поверки МП 4222-16-7714348389-2017 | 1 экз. | |
| Формуляр ФО 4222-16-7714348389-2017 | 1 экз. | |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-16-7714348389-2017. «Система автома-тизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь. Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 18.01.2017 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчик электрической энергии трехфазный ZMD 400 трансформаторного включения Серия Е 650. Инструкция пользователя. Методика поверки. D000030110c-E650-MP-UA;
- счетчик электрической энергии трехфазный ZMG 300 прямого включения Серия Е550. Инструкция Пользователя. Методика поверки. D7102000377c-E550-MP-UA;
- счетчик электрической энергии трехфазный ZMG400 трансформаторного включения Серия Е550. Инструкция пользователя. Методика поверки. D000029783c-E550-MP-UA;
- устройство синхронизации времени УСВ-3 по документу «Инструкция. Устройства синхрони-зации времени УСВ-3». Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Информационном фонде 27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Информационном фонде 33750-12. Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но
обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь. Свидетельство об аттестации №167 /RA.RU. 311290/2015/2017 от 10 января 2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ФИЛИАЛА ПАО «ЭК» «СЕВАСТОПОЛЬЭНЕРГО» в г. Севастополь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)