Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ставролен» - II очередь (далее по тексту - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-1994, ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-1983, ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Метрологические и технические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя комплект технических средств Landis + 0угБ0С300, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) ПО «С300» (Версия 1.2) Landis + Gyr, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на второй уровень системы (ИВК) по основным проводным каналам связи и по резервным каналам связи сотового оператора GSM-стандарта.
На уровне ИВК выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные хранятся в сервере АИИС КУЭ. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Отчеты в формате XML могут быть сформированы как на ИВК и АРМ АИИС КУЭ ООО «Ставролен» - II очередь, так и на ИВК и АРМ ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 64984-16 (далее-рег.№)). Далее на ИВК или АРМ ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» отчеты формируются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, 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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается устройством синхронизации времени типа УСВ-2. УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Погрешность хода часов УСВ-2 не более ±10-5 с. УСВ-2 подключено к ИВК. Сличение часов ИВК осуществляется не реже, чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. ИВК во время сеанса связи со счетчиками сличает время в счетчиках электроэнергии. В программном обеспечении установлена настройка по умолчанию порога срабатывания синхронизации времени счетчиков от ИВК ±3 секунды. При обнаружении расхождения более 3 секунд внутреннего времени в счетчике электроэнергии от времени в ИВК «ИКМ-Пирамида» производится синхронизация времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК отражают: время (дата, часы, минуты. секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «Ставролен» - II очередь используется ПО «С300» (Версия не ниже 1.2) Landis + Gyr, в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные в таблице 1. ПО «С300» (Версия не ниже 1.2) Landis + Gyr 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 «С300» (Версия не ниже 1.2) Landis + Gyr.
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | Tracer.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | E0A18381CAC87713F96B7CFE21631A91 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | RTUProcessor400.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | FAB 18281440ADE6784DCC846EEDCD8AA |
| Идентификационное наименование модулей ПО | RTUProcessor.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | 72B6C87A763898DD8EA5FF176E65260E |
| Идентификационное наименование модулей ПО | MonitorCenter.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | 30BFCF28269AA5D0D6056FED2B586E68 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | DataReplicator. exe |
| Цифровой идентификатор ПО | 08B88D0CE04BB362DFB2C7BAE0472423 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | DataAnalyser. exe |
| Цифровой идентификатор ПО | F1368A8EB2AECB87C93B4B1EEB631E40 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | Container.exe |
| Цифровой идентификатор ПО | E61CD747C8FA9C5EA77018645EECEBD0 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | Aliens.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 2D83F45AE9A18D7EA2E5B3A986EB4959 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | Auth.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 0012596B71E943992B092A08EF34417F |
| Идентификационное наименование модулей ПО | DataCleaner.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 9EBDCAC7F46C71E8D8C2B6C590749753 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | DataProfiler.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | C6C14229716EFD63FD0F C0616409D160 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | DataProvider.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 0158B7B1791DD738D540C5D27A6B790A |
| Идентификационное наименование модулей ПО | EMFFLAG.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 879F12F774A4E1AC2C8565EECBD83288 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | Exchanger.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 595C 8DAED010D91EDFDEC3E649D6C590 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | IEC1107.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 77AA15336EA7C2FC3F1CE71E26AC7881 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | IECParser.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 88AA8CFBE9D6A85E89CEB9731898145B |
| Идентификационное наименование модулей ПО | LUCA.DLL |
| Цифровой идентификатор ПО | E7B292A914497B1124673DE91AC5430E |
| Идентификационное наименование модулей ПО | Mailer.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | B6B1B5FC3992C27CCE006D42A098ADDE |
| Идентификационное наименование модулей ПО | RepGen.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 20F75F2146553A2EAE1DE4709F6CF565 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | script.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 343741F1F9153DCF35F37DE317C72318 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | SCTM.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 9AAE28CDC61CD090D7CCCC846335E5BF |
| Идентификационное наименование модулей ПО | SerialChannel.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | C167771F5A08C45376590AC3F8ACB109 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | SLb.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 02A1216ED408C826C7B1338C2977B264 |
| Идентификационное наименование модулей ПО | TapiChannel.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 0E5675675325966C9FC06753A2539B2C |
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Метрологические характеристики измерительных каналов (далее-ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, е ме о Н | Наименование ИК | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | § | В О У | Основная погрешность, (±) % | Погрешность в рабочих условиях, (±) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | РТП ГПУ-1, КРУ-10 кВ, Ввод 1, яч.5 | ТЛО-10 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 (10000/V3)/(100/V3) КТ 0,2 Рег. № 47583-11 | СЭТ-4ТМ.03.06 КТ 0,2S /0,5 Рег. № 27524-04 | Комплект технических средств Landis + GуrDGС300 | УСВ-2, Рег.№ 41681-10 | активная реактивная | 1,1 1,6 | 2,8 4,4 |
| 2 | РТП ГПУ-1, КРУ-10 кВ, Ввод 2, яч.4 | ТЛО-10 1000/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 (10000/V3)/(100/V3) КТ 0,2 Рег. № 47583-11 | СЭТ-4ТМ.03.06 КТ 0,2S/ 0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | 1,1 1,6 | 2,8 4,4 |
| 3 | ПС 110/10кВ "ГПП-2", ЗРУ-10 кВ, I секция, ячейка 113 | ТОЛ-10-I 600/5 КТ 0,5S Рег. № 15128-07 | ЗНОЛП-10У2 (10000/V3)/(100/V3) КТ 0,5 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/ 0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | 1,2 1,9 | 3,1 5,4 |
| 4 | ПС 110/10кВ "ГПП-2", ЗРУ-10 кВ, IV секция, ячейка 402 | ТОЛ-10-I 600/5 КТ 0,5S Рег. № 15128-07 | ЗНОЛП-10У2 (10000/V3)/(100/V3) КТ 0,5 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/ 0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | 1,2 1,9 | 3,1 5,4 |
| 5 | КТП-4/6 10кВ, РУ-0,4кВ, яч.7 КЛ-0,4кВ ООО "БГПБС" | Т-0,66 У3 50/5 КТ 0,5S Рег. №22656-02 | - | Landis + Gyr Dialog серии ZMD и ZFD (мод. ZMD-405 СТ 44.0257.00) КТ 0,5S/1,0 Рег.№22422-02 | активная реактивная | 1,1 1,8 | 3.0 5.0 |
| 6 | КТП №60 10кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ В/ч 52380 | Т-0,66 У3 400/5 КТ 0,5S Рег. №22656-02 | - | Landis + Gyr Dialog серии ZMD и ZFD (мод. ZMD-405 СТ 44.0257.00) КТ 0,5S/1,0 Рег.№22422-02 | Комплект технических средств Landis + GугDGС300 | УСВ-2, Рег.№ 41681-10 | активная реактивная | 1,1 1,8 | 3.0 5.0 |
| 7 | ШР-2 0,4кВ Корпус МЦК РММ, 2гр., КЛ-0,4кВ ООО "Дизайн-Сервис" | Т-0,66 У3 20/5 КТ 0,5S Рег. №22656-02 | - | Landis + Gyr Dialog серии ZMD и ZFD (мод. ZMD-405 СТ 44.0257.00) КТ 0,5S/1,0 Рег.№22422-02 | активная реактивная | 1,1 1,8 | 3.0 5.0 |
| 8 | ШР-2 0,4кВ Корпус МЦК РММ,1гр., КЛ-0,4кВ ООО "Буденнов-ский КАМА-Центр" | Т-0,66 У3 50/5 КТ 0,5S Рег. №22656-02 | - | Landis + Gyr Dialog серии ZMD и ZFD (мод. ZMD-405 СТ 44.0257.00) КТ 0,5S/1,0 Рег.№22422-02 | активная реактивная | 1,1 1,8 | 3.0 5.0 |
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. Допускается замена измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков, УСВ-2 и ИВК «Комплект технических средств Landis + GуrDGС300» на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Ставролен» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
4. Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,01 Ьюм, cos ф = 0,8 инд , основная погрешность указана для I = Ином, cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10°С до +35°С.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| - ток, % от Гюм | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от Гюм | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj(sinj) | от 0,5 инд. до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | |
| ZMD-405 СТ 44.0257.00 | от -40 до +85 |
| СЭТ-4ТМ.03 | от -40 до +55 |
| СЭТ-4ТМ.03М | от -40 до +55 |
| - температура окружающей среды для ИВК, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для счетчика ZMD-405 СТ 44.0257.00 | 235000 |
| для счетчика СЭТ-4ТМ.03М | 165000 |
| для счетчика СЭТ-4ТМ.03 | 90000 |
| УСВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ИВК: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | |
| не более | 1 |
| Г лубина хранения информации | |
| Счетчики ZMD-405 СТ 44.0257.00: | |
| - хранение информации (расчетные данные) | |
| при отключенном питании, лет | 10 |
| - данные профиля нагрузки, лет | 1 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03 | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки | |
| в двух направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер АИИС КУЭ: | |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника 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 ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- ИВК;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована). Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ставролен» - II очередь типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 12 шт. |
| ТЛО-10 | 6 шт. |
| ТОЛ-10-I | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 шт. |
| ЗНОЛП-10У2 | 6 шт. |
| Счётчики электрической энергии электронные многофункциональные | Landis + Gyr Dialog серии ZMD и ZFD (мод. ZMD-405 СТ 44.0257.00) | 4 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03.06 | 2 шт. |
| СЭТ-4ТМ.03М | 2 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 шт. |
| Информационно-вычислительный комплекс | Комплект технических средств Landis + GуrDGС300 | 1 шт. |
| Основной сервер | Fujitsu Siemens RX300 | 1 шт. |
| Резервный сервер | Fujitsu Siemens RX300S7 | 1 шт. |
| АРМ (автоматизированное рабочее место) | - | 1 шт. |
| Методика поверки | МП 4222-34-7714348389-2017 | 1 экз. |
| Формуляр | ФО 4222-34-7714348389-2017 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-34-7714348389-2017 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта (АИИС КУЭ) ООО «Ставролен» -
II очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ»
18.08.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- 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»;
- счетчики Landis + Gyr Dialog серии ZMD и ZFD (мод. ZMD-405 СТ 44.0257.00) -в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные Landis + Gyr Dialog серии ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС;
- счетчики электрической энергии многофункциональныу СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05. 2012 г.- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- УСВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10) -в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрихкодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измереительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ставролен» - II очередь. МВИ 4222-34-7714348389-2017 аттестованной в соответствии с требованиями Приказа Минпромторга РФ от 15.12.2015 г № 4091 ФБУ «Самарский ЦСМ» 11.08.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ставролен» - II очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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. (ШС 62053-23:2003, MOD)
70175-18: Методика поверки МП 4222-34-7714348389-2017Скачать637.2 Кб