Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Ставролен» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) Fujitsu Siemens RX300 (основной) и Fujitsu Siemens RX300 (резервный), устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (УССВ), локальновычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «С300» Landis + Gyr, 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 токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. 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 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача измерительной информации.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет 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), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-2, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Часы ИВК синхронизированы со временем УСВ-2, корректировка часов ИВК выполняется при расхождении времени часов ИВК и УСВ-2 на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов ИВК происходит 1 раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера на ±3 с выполняется их корректировка.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «С300» Landis + Gyr (версия не ниже 1.2). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -«высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки 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 | 30BF CF28269AA5D0D6056FED2B586E68 |
| 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 | C6C14229716EFD63FD0FC0616409D160 |
| 1 | 2 |
| 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 | 595C8DAED010D91EDFDEC3E649D6C590 |
| 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 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, <и м о к | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УССВ / Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 330 кВ Прикумск, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Прикумск -ГПП (ВЛ-110 кВ Л-212) | TGN145N 750/1, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | УСВ-2, рег.№ 41681-10 / Fujitsu Siemens RX300S7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | ПС 330 кВ Прикумск, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Прикумск -ГПП (ВЛ-110 кВ Л-213) | TGN145N 750/1, КТ 0,2S Рег. № 30489-09 | НКФ-110-83 У1 НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 Рег. № 14205-94 | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | УСВ-2, рег. № 41681-10 / Fujitsu Siemens RX300S7 |
| 3 | ПС 330 кВ Прикумск, ОРУ 110 кВ, ОМВ 110 кВ | ТФНД-110М-11 1500/1, КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110-83 У1 НКФ-110-57 У1 110000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 Рег. № 14205-94 | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 4 | РП-10 ФГУП СКВК "Буденновский горводоканал" РУ-10кВ I СШ яч.1а | ТПЛ-10 У3 50/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛ.06-10 У3 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 5 | РП-10 ФГУП СКВК "Буденновский горводоканал" РУ-10кВ II СШ яч.16 | ТПЛ-10 У3 50/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛ.06-10 У3 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 6 | ПС 110кВ " Почтовый ящик-17/9" (ЯП-17/9), РУ-10кВ, яч.№6, КЛ-10кВ фид.262 | ТЛМ-10-2 У3 100/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-00 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 7 | ПС ГПП 1 СШ | ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 8 | ПС ГПП 2 СШ | ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 9 | ПС ГПП 3 СШ | ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 10 | ПС ГПП 4 СШ | ТПШЛ-10 3000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 | НТМИ-10-66 У3 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | УСВ-2. рег. № 41681-10 / Fujitsu Siemens RX300S7 |
| 11 | КТП-4/6 10кВ, РУ-0,4кВ, яч.7 КЛ-0,4кВ ООО "БГПБС" | Т-0,66У3 50/5, КТ 0,5S Рег. № 29482-07 | - | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 12 | ТП №63 10кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ ГК "Строитель" | Т-0,66У3 100/5, КТ 0,5S Рег. № 29482-07 | - | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 13 | КТП-4/6 10кВ, РУ-0,4кВ, яч.5 КЛ-0,4кВ ГК " Кристалл" | Т-0,66У3 100/5, КТ 0,5S Рег. № 29482-07 | - | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 14 | КТП №60 10кВ, РУ-0,4кВ ввод 0,4кВ В/ч 52380 | Т-0,66У3 400/5, КТ 0,5S Рег. № 22656-02 | - | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 15 | ТП-101 10кВ РУ-0,4кВ яч.7 КЛ-0,4кВ Ф-7 ООО " Агат" | Т-0,66У3 100/5, КТ 0,5S Рег. № 22656-02 | - | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 16 | ШР-2 0,4кВ Корпус МЦК РММ, 2гр., КЛ-0,4кВ ООО "Дизайн-Сервис" | Т-0,66У3 50/5, КТ 0,5S Рег. № 29482-07 | - | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 17 | ШР-2 0,4кВ Корпус МЦК РММ,1гр., КЛ-0,4кВ ООО "Буденновский КАМА-Центр" | Т-0,66У3 50/5, КТ 0,5S Рег. № 22656-02 | - | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 18 | ТП-34 10кВ РУ-0,4кВ ШР-1 0,4кВ КЛ-0,4кВ ООО "Фирма Энерготекс" | Т-0,66У3 100/5, КТ 0,5S Рег. № 22656-02 | - | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 19 | ТП-34 10кВ, РУ-0,4кВ, яч.№3 , ШУ-1 КЛ-0,4кВ ООО "Автолэнд" | Т-0,66У3 50/5, КТ 0,5S Рег. № 22656-02 | - | ZMD405CT44.0257.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 22422-02 | УСВ-2, рег. № 41681-10 / Fujitsu Siemens RX300S7 |
| 20 | ПС 110кВ 'ТПП-2", ЗРУ-10 кВ, I с.ш., яч. 113 | ТОЛ-10-I 600/5, КТ 0,5S Рег. № 15128-07 | ЗНОЛП-10У2 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 21 | ПС 110кВ 'ТПП-2", ЗРУ-10 кВ, IV с.ш., яч. 402 | ТОЛ-10-I 600/5, КТ 0,5S Рег. № 15128-07 | ЗНОЛП-10У2 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 22 | ПС 110/10кВ 'ТПП-2", ЗРУ-10 кВ, I секция, ячейка 112 | ТОЛ-10-I 200/5, КТ 0,5S Рег. № 15128-07 | ЗНОЛП-10У2 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 | BINOM339iU3.57I3.5 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 |
| 23 | ПС 110/10кВ 'ТПП-2", ЗРУ-10 кВ, IV секция, ячейка 403 | ТОЛ-10-I 200/5, КТ 0,5S Рег. № 15128-07 | ЗНОЛП-10У2 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 | BINOM339iU3.57I3.5 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 |
| 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 таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ 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 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности ±5, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±5, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1, 2 | Активная | 1,0 | 1,8 |
| Реактивная | 1,6 | 3,2 |
| 3-10 | Активная | 1,3 | 3,2 |
| Реактивная | 2,0 | 5,2 |
| 11-19 | Активная | 1,1 | 2,1 |
| Реактивная | 1,8 | 3,6 |
| 20-23 | Активная | 1,2 | 1,7 |
| Реактивная | 1,8 | 2,7 |
Продолжение таблицы 3_
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cos9=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 23 |
| Нормальные условия | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,8 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - частота, Гц | 50 |
| Условия эксплуатации | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj (sinj) | от 0,5 инд. до 1 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | |
| СЭТ-4ТМ.03М | от -40 до +60 |
| BINOM334iU3 | от -25 до +45 |
| ZMD-405 СТ 44.0257.00 | от -40 до +85 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С | от +10 до + 30 |
| - атмосферное давление, кПа | от 80,0 до 106,7 |
| - относительная влажность, %, не более | 98 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| СЭТ-4ТМ.03М | 165000 |
| BINOM334iU3 | 150000 |
| ZMD-405 СТ 44.0257.00 | 235000 |
| УСВ-2 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| СЭТ-4ТМ.03М | |
| -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 | |
| мин, сут | 114 |
| BINOM334iU3 | |
| -первого (коммерческого) профиля при 30-ти минутном | |
| интервале усреднения, сут | 340 |
| Счетчики ZMD-405 СТ 44.0257.00: | |
| - при отключенном питании (расчетные данные), лет | 10 |
| - при отключенном питании (данные профиля нагрузки), лет | 1 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±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 ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | TGN145N | 6 |
| Т-0,66У3 | 27 |
| Продолжение таблицы 5 |
| 1 | 2 | 3 |
| | ТЛМ-10-2 У3 | 2 |
| ТОЛ-10-I | 12 |
| ТПЛ-10 У3 | 4 |
| ТПШЛ-10 | 8 |
| ТФНД-110М-11 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-10 У3 | 6 |
| ЗНОЛП-10У2 | 6 |
| НКФ-110-57 У1 | 3 |
| НКФ-110-83 У1 НКФ-110-57 У1 | 6 |
| НТМИ-10-66 У3 | 5 |
| Счетчик электрической энергии | BINOM339iU3.57I3.5 | 2 |
| ZMD405CT44.0257.00 | 19 |
| СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| Основной сервер | Fujitsu Siemens RX300 | 1 |
| Резервный сервер | Fujitsu Siemens RX300S7 | 1 |
| Документация |
| Методика поверки | МП 26.51.43/02/20 | 1 |
| Формуляр | ФО 26.51.43/02/20 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43/02/20 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Ставролен». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 31.01.2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. № 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Ставролен». МВИ 26.51.43/02/20, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
78116-20: Методика поверки МП 26.51.43/02/20Скачать9.5 Мб