Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" (Новоульяновск-2)

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» (Новоульяновск-2) (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения информации, формирования отчётных документов, передачи данных в утвержденных форматах в ОАО «АТС» и другие заинтересованные организации.

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 (3 0 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 (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.02 класса точности (КТ) 0,5S/1,0 (модификация СЭТ-4ТМ.02.2, (ГР №20175-01), СЭТ-4ТМ.03М класса точности (КТ) 0,5S/1,0 (модификация СЭТ-4ТМ.03М.01, (ГР №36697-12) , ПСЧ-4ТМ.05М класса точности (КТ) 0,5S/1,0 (модификация ПСЧ-4ТМ.05М.12, (ГР №36355-07), ПСЧ-4ТМ.05МК класса точности (КТ) 0,5S/1,0 (модификация ПСЧ-4ТМ.05МК.04, (ГР №46634-11) по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (7 точек измерения).

2-й уровень -измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервер «ИКМ-Пирамида» (ГР №45270-10), устройство синхронизации времени УСВ-2 (ГР №41681-10), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, специализированное программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS-на сервер ИВК «ИКМ-Пирамида», где производится обработка измерительной информации (перевод в именованные величины с учётом постоянной счётчика, умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение результатов измерений, оформление отчётных документов, а также передача информации всем заинтересованным субъектам в рамках согласованного регламента. При отказе основного канала сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» переключается на резервный, организованный по технологии CSD стандарта GSM.

Сформированные XML-отчеты передаются заинтересованным организациям и участникам Оптового рынка электроэнергии (мощности) по выделенному каналу доступа в сеть Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее-СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) установленного на уровне ИВК и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Сравнение показаний часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-2 происходит 1 раз в час. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного ГЛОНАСС/GPS-приёмника к шкале координированного времени UTC ±10 мкс. Синхронизация часов сервера и УСВ-2 осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) в сутки, не более ±3 с. Сличение показаний часов счетчиков и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении с часами сервера на величину более чем ±1 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

2000».

Программное обеспечение «Пирамида 2000» аттестовано ФГУП «ВНИИМС». Свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года.

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «Пирамида 2000» приведены в таблице 1.

Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «Пирамида2000»_

Идентификационные данные (признаки)

Значения

Наименование ПО

«Пирамида 2000»

1. Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

2. Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

3. Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

4. Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

5. Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

6.Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

7. Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

8. Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

9.Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

10.Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014 -высокий.

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

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 АИИС КУЭ

о

г

о

н

ь

л

е

та ила ра 8 £ м « и р е м о

Я

Наименования

присоединений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Пределы допускаемой основной относительной погрешности, ±(%)

Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, ±(%)

ТТ

ТН

Счетчик

§

В

о

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1.1

РП-6 кВ насосной, РУ-6 кВ, 1 сш-6 кВ, яч. 9

ТПЛМ-10 КТ 0,5, 200/5 Зав. №18324 Зав. №18323

НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. №289

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав. №0807140234

2

0

%

а

з

й

д

и

м

а

р

к

П

-

1

7

2

о

3

№.

а

СП

(N

С

А

Р

1,3

2,1

5,6

3,4

1.2

РП-6 кВ насосной, РУ-6 кВ, 2 сш-6 кВ, яч. 4

ТПЛМ-10

КТ 0,5, 200/5 Зав. №66208 Зав. №16333

НТМИ-6 КТ 0,5 6000/100 Зав. №289

ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Зав. №0623122869

1,3

2,1

5 , 6 3,4

1.3

ТП-41(п), РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

ТШ-20

КТ 0,5, 1000/5 Зав. №932139 Зав. № б/н Зав. №51381

-

СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/1,0 Зав. №12031048

1,1

1,8

5 , 4 3,3

1.4

ТП-41(п), РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-2

ТШ-20 КТ 0,5, 1000/5 Зав. №35161 Зав. №26742 Зав. №26568

-

СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/1,0 Зав. №03050260

1,1

1,8

5 , 4 3,3

1.5

ТП-

1767(п), РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

Т-0,66 КТ 0,5, 400/5 Зав.№07080606 Зав.№07080605 Зав.№07080607

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Зав. №1101160672

1,1

1,8

5 , 4 3,3

1.6

ТП-

1767(п), РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-2

Т-0,66 КТ 0,5, 400/5 Зав.№02022651 Зав.№02022652 Зав№02022653

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 КТ 0,5S/1,0 Зав. №1101160463

1,1

1,8

5 , 4 3,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1.7

ЦРП-1, РУ-0,4 кВ, сш-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ООО "Исток"

ТТИ-А КТ 0,5, 400/5 Зав. №Y4152 Зав. №Y4465 Зав. №Y4467

-

СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/1,0 Зав. №07050311

»а

д

и

м

а

р2

и0

5

и ^

Ка

Из

ВКИ

7

2

0

3

№.

ей

з

2

С

У

1,1

1,8

5 , 4 3,3

Примечания

1.    А-активная электрическая энергия, Р-реактивная электрическая энергия;

В качестве характеристик относительной погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности равной 0,95, для нормальных условий эксплуатации при 1=0,1 1ном, cos9=0,8 инд.; для рабочих условий эксплуатации при 1=0,05 1ном, cos9=0,5 инд при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 15 до 35 °С.

2.    Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uhom, ток (1-,2) 1нОм, cosj = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20±5) °С.

3.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9-1,1) Uhom , ток (0,05-1,2) 1НОМ , cosj от 0,5 инд до 0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 60 °С; для сервера «ИКМ Пирамида» от 10 до 25 °С.

4.    Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока трансформатора тока) приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации_

Номер измерительного канала

&

s

o

c

и

К

е

а

н

СП

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока трансформатора тока), ±(%)

2< Траб <5

5< Траб <20

20< Траб <100

100< Траб <120

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1.1-1.2

0,5

-

-

5,6

3,4

3,1

2,6

2,4

2,5

0,8

-

-

3,0

5,0

1,8

3,3

1,5

2,9

1

-

-

1,9

Не норм.

1,3

Не норм.

1,6

Не норм.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1.3-1.7

0,5

-

-

5,4

3,3

2,8

2,5

2,0

2,4

0,8

-

-

2,9

4,9

1,6

3,2

1,2

2,8

1

-

-

1,8

Не норм

1,1

Не норм

0,9

Не норм

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М.01

-    среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;

-    среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.02.2

-    среднее время наработки на отказ не менее 90 000 часов;

-    среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК.04

-    среднее время наработки на отказ не менее 165 000 часов;

-    среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М

-    среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;

-    среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; трансформаторы тока и трансформаторы напряжения

-    среднее время наработки на отказ не менее 400 000 часов,

-    среднее время восстановления работоспособности не более 168 часов; устройство синхронизации времени УСВ-2

-среднее время наработки на отказ не менее 3 5 000 часов;

-    среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа; сервер ИВК «ИКМ-Пирамида»

-    среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 часов,

-    среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии (мощности) 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 ИВК «ИКМ-Пирамида»:

-    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 «ИКМ-Пирамида»; защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.02.2, ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05МК -каждый массив профиля при времени интегрирования 30 мин составляет 113 суток ;

-    сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы, на комплектующие средства измерений и приведена в таблице 4.

Таблица 4- Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента системы

Номер в гос.реестре средств измерений

Количество

(шт.)

1

2

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ 4ТМ.03М (модификация СЭТ 4ТМ.03М.01) ,

КТ 0,5S/1,0

36697-12

1

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ 4ТМ.02 (модификация СЭТ 4ТМ.02.2) , КТ 0,5S/1,0

20175-01

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК (модификация ПСЧ-4ТМ.05МК.04), КТ 0,5S/1,0

46634-11

2

Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М (модификация ПСЧ-4ТМ.05М.12 ), КТ 0,5S/1,0

36355-07

1

Трансформатор тока ТТИ, (модификация ТТИ-А), КТ 0,5

28139-07

3

Трансформатор тока ТПЛМ-10, КТ 0,5

2363-68

4

Трансформатор тока ТШ (модификация ТШ-20), КТ 0,5

1407-60

6

Трансформатор тока Т-0,66, КТ 0,5

24541-03

6

Трансформатор напряжения НТМИ-6, КТ 0,5

831-53

1

Устройство синхронизации времени УСВ-2

41681-10

1

Комплекс информационно-вычислительный ИКМ-Пирамида

45270-10

1

1

2

3

Наименование документации

Методика поверки МП 4222-04-7325106267-2016

1

Программа испытаний ПИ 4222-04-7325106267-2016

1

Формуляр ФО 4222-04-7325106267-2016

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-04-7325106267-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» (Новоульяновск-2). Методика поверки», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 08.04.2016 г.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.

-    счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижнегородский ЦСМ» 04 мая 2011 г.

-    счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02 в соответствии с методикой поверки «Счётчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. Методика поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижнегородский ЦСМ» в 2001 г.

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижнегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижнегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 г.

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» в соответствии с документом «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида. Методика поверки ВЛСТ.230.00.000, утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.

-    устройство синхронизации времени УСВ-2 в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ.237.00.001 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12 мая 2010 г.

-    радиочасы МИР РЧ-01, ГР № 27008-04.

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12.

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ)

ООО «Симбирская энергосбытовая компания» (Новоульяновск-2) приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» (Новоульяновск-2).

МВИ 4222-04-7325106267-2016. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №127/RA.RU 311290/2015/2016 от

04 апреля 2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» (Новоульяновск-2)

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 реактивной 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. (ГЕС 62053-23:2003, MOD).

Развернуть полное описание