Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Эфко» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для эффективного автоматизированного коммерческого учета электроэнергии (мощности) в ОАО «Эфко», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее - внешние пользователи).
Описание
Функции АИИС КУЭ. АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной 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).
Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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. (Умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 и по GSM-каналу поступает на вход УСПД, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных при помощью соединения с применением транспортного протокола TCP/IP. ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренной электроэнергии, а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая внешним пользователям через Internet (основной канал связи) и GSM- модем (резервный канал связи), отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов 51070 и 80020 в формате XML.
Состав. АИИС состоит из 3 уровней
1-й уровень - уровень 6 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) содержит в своем составе:
• измерительные трансформаторы напряжения (TH) по ГОСТ 1983-2001 типа НАМИ-10, НТМИ-10, НАМИ-35,3HOJI-35, НОЛ-СЭЩ-Ю-У2 класса точности (КТ) 0,5;
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТПОЛ-ЮУЗ, ТОЛ-СЭЩ-Ю-УЗ, ТОЛ-35 КТ 0,5 и 05S;
• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
• многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии с цифровыми выходными интерфейсами RS485 (счетчики) для измерения активной и реактивной энергии типы ПСЧ-4ТМ.05М по ГОСТ Р 52323-2005 (активная энергия) и ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия).
2-й уровень- измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) содержит в своем составе:
• устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325-E1-512-M3-B4-G - проектно-компонуемый, модульный, IBM PC-совместимый промышленный компьютер.
• коммуникационное и модемное оборудование (преобразователь интерфейса RS-485/RS-232; линии связи с использованием терминалов сотовой связи GSM-модемы);
• устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключенное к УСПД по интерфейсу RS232, выполненное на основе GPS приемника 35HVS;
• цепи и устройства питания для УСПД и терминала сотовой связи;
3 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе: • компьютер В серверном исполнении (SR I500ALR\E5205\3*250GB RE\2G\DVDRW\BASICRAIL);
• технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации ОАО «Эфко»;
• автоматизированное рабочее место (АРМ);
• цепи и устройства питания сервера (источник бесперебойного питания);
• коммуникационное оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, GSM-модем);
• канал связи с провайдером;
• программные средства:
- ОС Windows Server 2003
- СУБД Oracle разработки Oracle Corporation
- ПО «Альфа Центр»
- ПО счетчика электрической энергии разработки ФГУП «Нижегородский завод им. М.В. Фрунзе» г. Нижний Новгород
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В АНИС КУЭ синхронизация времени производится от эталона, в качестве которого выступает GPS. В качестве приемника сигналов используется GPS35-HVS. .
У СПД, с периодом в 1 ч, выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с.
От УСПД синхронизируются внутренние часы счетчиков 1 раз в 30 мин. при опросе по интерфейсу RS485 и 1 раз в сутки при опросе по GSM-модемам. В случае, если расхождение времени счетчиков и УСПД составляет более ±1 с, производится коррекция времени счетчиков.
Системное время ИВК синхронизируется со временем УСПД при его опросе 1 раз в 30 мин. Допустимое рассогласование времени составляет ±1 с, при превышении которого производится коррекция времени.
В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах с точностью не хуже ±5 с.
Организация защиты от несанкционированного доступа. В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков, информационных цепей.
Технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3, которые содержат перечень измерительных каналов АИИС КУЭ указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик.
В таблице 4 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Таблица 1 - Перечень ИК АИИС и их состав
| Канал измерений | Средство измерений | Ктг/ Кеч | Наименование, измеряемой величины |
| № ИК, КОД НП АТС | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| АИИСКУЭ ОАО «ЭФКО» | | Система, автоматизированная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «ЭФКО» | 001 | | Энергия активная, WP Энергия реактивная WQ Календарное время |
|
| 1 | | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | | |
| ОРУ-35 кВ ПС «Алексеевка-районная» 110 ВЛ-35 кВ. ЭФКО-1 | ТТ | Kt=0,5S Ктт= 100/5 № 21256-07 | А | ТОЛ-35 | 5860 | 7000 | Ток первичный И |
| В | ТОЛ-35 | 6277 |
| С | ТОЛ-35 | 3055 |
| TH | Кт=0,5 <тн=35000/100 № 10068-06 | А | ЗНОЛ-35 | 953865 | Напряжение первичное U1 |
| В | ЗНОЛ-35 | 953840 | |
| С | ЗНОЛ-35 | 956949 | |
| Счетчик | Kt=0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 612080490 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| 2 | | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| ОРУ-35 кВ ПС «Алексеевка-районная» 110 ВЛ-35 кВ. ЭФКО-2 | ТТ | Kt=0,5S Ктт= 100/5 № 21256-07 | А | ТОЛ-35 | 3411 | 7000 | Ток первичный И |
| В | ТОЛ-35 | 3555 |
| с | ТОЛ-35 | 1011 |
| TH | Кт=0,5 <тн=35000/100 № 19813-05 | А | НАМИ-35 | 280 | Напряжение первичное U1 |
| В | НАМИ-35 | 280 | |
| с | НАМИ-35 | 280 | |
| Счетчик | Kt=0,5S Ксч=7000 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 612080398 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| 3 | | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| ЗРУ-ЮкВ ПС «Алексеевка-районная» 110 КЛ-10кВ№10 | ТТ | Kt=0,5S Ктт= 400/5 № 32139-06 | А | ТОЛ-СЭЩ-Ю-УЗ | 12266-09 | 8000 | Ток первичный И |
| В | ТОЛ-СЭЩ-Ю-УЗ | 12267-09 |
| с | ТОЛ-СЭЩ-Ю-УЗ | 12265-09 |
| TH | Кт=0,5 <тн=10000/100 № 35955-07 | А | НОЛ-СЭЩ-Ю-У2 | 00830-09 | Напряжение первичное U1 |
| В | НОЛ-СЭЩ-Ю-У2 | 00831-09 | |
| с | НОЛ-СЭЩ-Ю-У2 | 00832-09 | |
| Счетчик | Kt=0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 612080371 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| 4 | | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| ЗРУ-ЮкВ ПС «Алексеевка-районная» 110 КЛ-10кВ№15 | | Kt=0,5S Ктт= 400/5 №32139-06 | А | ТОЛ-СЭЩ-Ю-УЗ | 11957-09 | 8000 | Ток первичный И |
| В | ТОЛ-СЭЩ-Ю-УЗ | 11957-09 |
| с | ТОЛ-СЭЩ-Ю-УЗ | 11957-09 |
| TH | Кт=0,5 <тн=10000/100 № 35955-07 | А | НОЛ-СЭЩ-Ю-У2 | 00713-09 | Напряжение первичное U1 |
| В | НОЛ-СЭЩ-Ю-У2 | 00712-09 | |
| с | НОЛ-СЭЩ-Ю-У2 | 00714-09 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| | Счетчик | Kt=0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 612080468 | | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| 5 | | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| ЭРУ 10 кВ ЦРП-1 10 кВ КЛ 10кВ№4 | | Кт=0,5 Ктт= 300/5 № 1261-08 | А | ТПОЛ-Ю | | 6000 | Ток первичный И |
| В | - | |
| С | ТПОЛ-Ю | |
| TH | Кт=0,5 <тн=10000/100 №20186-05 | А | НАМИ-10 | | Напряжение первичное U1 |
| В | НАМИ-10 | | |
| С | НАМИ-10 | | |
| Счетчик | Kt=0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 612080517 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| 6 | | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| ЭРУ 10 кВ ЦРП-1 10 кВ КЛ 10кВ№11 | | Кт=0,5 Ктт= 300/5 № 1261-08 | А | ТПОЛ-Ю | | 6000 | Ток первичный И |
| В | - | |
| С | ТПОЛ-Ю | |
| TH | Кт=0,5 (тн=10000/100 № 20186-05 | А | НАМИ-10 | | Напряжение первичное U1 |
| В | НАМИ-Ю | | |
| С | НАМИ-Ю | | |
| Счетчик | Kt=0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 612080433 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, TH, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
как его неотъемлемая часть
Таблица 2- Технические характеристики АИИС
| Наименование характеристики | Значение характеристики | Примечания |
| 1 | 2 | 3 |
| Количество ИК коммерческого учета. | 6 | - |
| Номинальное напряжение на вводах | 35000/100 | ИК 1,2 |
| системы, В | 10000/100 | ИК 3,4, 5,6 |
| Номинальные значения первичных токов | 400/5 | ИК 3,4 |
| ТТ измерительных каналов, А | 300/5 | ИК 5,6 |
| 100/5 | ИК 1,2 |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ | 30 | ИК 1,2 |
| (при cosq>2=0,8 J, В-А | 10 | ИК 3-6 |
| Мощность нагрузки TH | 150 | ИК 1-4 |
| (при cowpz=0,8 инд), В-А | 200 | ИК 5,6 |
Таблица 3- Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) (5 wp /5 wq) электроэнергии (мощности) для реальных условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95______________________________________
| 8wp % |
| № ИК | КТтг | кт™ | КТсч | Значение cos ср | для диапазона 5%sI/In<20% | для диапазона 20%<;I/In<100% Wp20 % SWp<Wpi00 % | для диапазона 100%^ I/In<120% WPioo % =£WbS WPi2o % |
| 1-4 | 0,5s | 0,5 | 0,5s | 1,0 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±2,3 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±3,6 | ±3,0 | ±3,0 |
| 5,6 | 0,5 | 0,5 | 0,5s | 1,0 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,8 | ±3,6 | ±3,0 |
| 8 ,7. , WQ |
| № ИК | КТтг | КТта | КТсч | Значение cosq> (sin<p) | для диапазонов 5»/<cSl/In<20% Wo 5 % =SW0< Wq jo я | для диапазонов 20%<J/In<100% Wo 20 % Wo<Wq 100 % | для диапазонов 100%£l/In<120% Wo 100%^WoS Woi20% |
| 1-4 | 0,5s | 0,5 | 1,0 | 0,8(0,6) | ±4,4 | ±3,0 | ±2,9 |
| 0,5(0,87) | ±3,5 | ±2,6 | ±2,5 |
| 5,6 | 0,5 | 0,5 | 1,0 | 0,8(0,6) | +5,7 | +3,4 | +2,9 |
| 0,5(0,87) | +4,1 | +2,7 | +2,5 |
I/In - значение первичного тока в сети в % от номинального
WP5%(Wq5)-WP12o %(WQ120 %) - значения электроэнергии при I/In =5 -120%
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут ± 5
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС
соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
• трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;
• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;
• счётчики электроэнергии для измерения активной энергии ПСЧ-4ТМ.05М по ГОСТ Р
52323-2005 и ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД.
. УСПД RTU-325no ДЯИМ.466215.001РЭ
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС
| Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин | Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала |
| Компоненты ИК АИИС | Счетчики | ТТ | TH | УСПД |
| Сила переменного тока, А | А мвн — А макс | А МНИ ~ Аипы | — | |
| Напряжение переменного тока, В | 0,9(/2жж-1,1 (/2»м | — | 0,9С/1км-1,Ш1вм, | 85 - 264 |
| Коэффициент мощности (cos ч>) | 0,5 „-1,0-0,8 „ | 0,8 „-1,0 | 0,8 щщ-1,0 | - |
| Частота, Гц | 47,5-52,5 | 47,5 - 52,5 | 47,5 - 52,5 | - |
| Температура окружающего воздуха, °C -По ЭД - Реальные | Эт минус 40 до плюс 70 От 7 до 33 | От минус 50 до плюс 45 От 7 до 33 | Ут минус 50 до плюс 45 От 7 до 33 | От 0 до плюс 70 От 7 до 33 |
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл | Не более 0,5 | — | — | - |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ ПРИ COS<P2=0,8 „) | — | O^SSzbom ~ 1 sOSzhom | — | - |
| Мощность нагрузки TH (при СО8ф2=0,8 ш) | - | - | 0^55^-1,05^ | - |
Надежность применяемых в АИИС компонентов
Параметры надежности средств измерений АИИС: трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и УСПД__________________________________________________
| Компоненты АИИС: Трансформаторы тока Трансформаторы напряжения Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05М, УСПДЯТи-325 ИБП АРС SC Smart Power-URS 1000 VA Модем GSM Siemens TC-35i и коммуникационное и модемное оборудование Устройство синхронизации системного времени УССВ-35НУ8 Сервер | Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: 219000 219000 90000 100000 35000 50000 50000 20000 |
| Срок службы, лет: |
| Трансформаторы напряжения, тока; | 30 |
| Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05М | 30 |
| УСПДКТи-325 | 30 |
| Устройство синхронизации системного времени УССВ-35НУ8 | 24 |
| Коммуникационное и модемное оборудование | 10 |
Среднее время восстановления АИИС при отказе не более 4 ч.
Надежность системных решений:
• резервирование питания УСПД;
• резервирование каналов связи: на уровне ИИК-ИВК, ИВКЭ-ИВК; информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;
• мониторинг состояния АИИС;
• удалённый доступ;
• возможность съёма информации со счётчика автономным способом .
• визуальный контроль информации на счётчике
Регистрация событий:
• в журнале событий счётчика;
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике (сервере)
• в журнале УСПД:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
• электросчётчика;
• промежуточных клеммников вторичных цепей;
• УСПД;
• сервера;
Защита информации на программном уровне:
• результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
• установка пароля на счетчик;
• установка пароля на У СПД
• установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации
Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему (шифр ЭБЦ.425210.012П2)
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.
Поверка
Поверку производят в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Эфко». Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в 2009 г., входит в комплект документации на систему.
Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС
| Наименование эталонов, вспомогательных СИ | Тип | Основные требования к метрологическим характеристикам (MX) | Цель использования |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1.Термометр | ТП22 | ЦД 1 °C в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °C | Контроль температуры окружающей среды |
| 2. Барометр-анероид | БАММ1 | Атм. давление 80-106 кПа Отн. погрешность ± 5% | Контроль атмосферного давления |
| 3. Психрометр | М-4М | КТ 2,0 | Контроль относительной влажности |
| 4 Миллитесламетр | МПМ-2 | ПТ 7,5 % | Измерение напряженности магнитного поля |
| 5.Измеритель показателей качества электрической энергии | Ресурсам | КТ 0,2 (напряжение гармоник) | Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 1310997 |
| б.Вольтамперфазометр | ПАРМА ВАФ-Т | КТ 0,5 Напряжение 0-460 В Гок 0-6 А Частота 45-65 Гц Фазовый угол от минус 180 до 180 град. | Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током |
| 7. Прибор сравнения | КНТ-03 | 1,999 В А; 19,99 В А; 199,9 ВА | ПГ ±0,003 ВА ПГ ±0,03 В-А ПГ±0,3 В -А | Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ |
| 8. Радиочасы | МИРРЧ-01 | | Использование сигнала точного времени |
| 9. Секундомер | СОСпр-1 | 3-30 мин., ЦД 0,1 с | При определении погрешности хода системных часов |
| 10. Переносной компьютер ПК | | | Для непосредственного считывания информации со зчетчиков |
| 11. Оптический преобразователь | АЕ1 | | Преобразователь сигналов для считывания информации со счетчиков через оптический порт |
| 12 ПО Альфа Центр | | | Гестовые файлы, пусконаладочные, настроечные для диагностических работ по проверке функционирования счетчиков, УСПД, АИИС в делом. |
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми MX
Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 29252005 и (или) по ГОСТ 8.216-88.
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1.
Средства поверки УСПД RTU-325 по методике поверке ДЯИМ.466453.005 МП
Межповерочный интервал 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ Р52323-2005. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока
(классы точности 0,2 S и 0,5 S)
ГОСТ Р52425-2005. Статические счетчики ватт-часов реактивной энергии переменного тока
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 "Метрологическое обеспечение измерительных систем".
МИ 2439-97.ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура.
Принципы регламентации, определения и контроля.
Рабочий проект «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Эфко» шифр ЭБЦ.425210.012 П2
Заключение
Тип Системы автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Эфко», заводской номер 01, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.
