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 % .в а з й д и м а р к П - 1 | 7 2 о 3 №. .в а СП (N -В 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 ^ .в Ка Из ВКИ | 7 2 0 3 №. .в ей з 2 -В 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 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).
63954-16: Методика поверки МП 4222-04-7325106267-2016Скачать733.3 Кб