Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГлавЭнергоСбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения 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 уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2 уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки, включающий в себя устройства сбора и передачи данных RTU-325L (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УССВ.
3 уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных и ПО.
4 уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «ГлавЭнергоСбыт», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов в ИВК ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино» и передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов в ИВК АИИС КУЭ ООО «ГлавЭнергоСбыт» через канал Internet.
На верхнем - четвертом уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. ИВК АИИС КУЭ ООО «ГлавЭнергоСбыт», с периодичностью раз в сутки или по запросу получает от ИВК ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино» и УСПД (за исключением точек измерения ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино») данные коммерческого учета для каждого канала учета за сутки. Данные содержат информацию о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий устройств сбора и передачи данных и счетчиков электроэнергии) на соответствующих компонентах АИИС КУЭ. ИВК АИИС КУЭ ООО «ГлавЭнергоСбыт» с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Хабаровское РДУ, филиал ОАО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ и всем заинтересованным субъектам.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков и сервера БД синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков и сервера БД проводится при расхождении часов счетчика или сервера БД и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «ГлавЭнергоСбыт» используется ПО «Альфа-Центр» версии 12.01, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Альфа-Центр» 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 «Альфа-Центр».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Наименование программного обеспечения | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПО «Альфа Центр» | ac_metrology.dll | 12.01 | 3e736b7f380863f44cc8e6f 7bd211c54 | MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр», в состав которых входит ПО «Альфа Центр», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10. ПО «Альфа Центр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр».
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| № п/п | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | По-грешнос ть в рабочих услови- |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ях9 % |
| ЗАО "Дальтрансуголь" |
| 1 | ПС 35/10 кВ «Терминал» Ввод Т1 35 кВ ИК №1 | TPU 70.51 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 1VLT5107000663; Зав. № 1VLT5107000664; Зав. № 1VLT5107000661 | TJP7.1 Кл. т. 0,5 35000^3/100^3 Зав. № 1VLT5207 000255; Зав. № 1VLT5207 000258; Зав. № 1VLT5207 000256 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802124752 | RTU-325L Зав. № 007345 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,7 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 2 | ПС 35/10 кВ «Терминал» Ввод Т2 35 кВ ИК №2 | TPU 70.51 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 1VLT5107000658; Зав. № 1VLT5107000659; Зав. № 1VLT5107000660 | TJP7.1 Кл. т. 0,5 35000^3/100^3 Зав. № 1VLT5207 000257; Зав. № 1VLT5207 000254; Зав. № 1VLT5207 000253; | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803120460 | RTU-325L Зав. № 007345 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,7 |
| 3 | ПС 35/10 кВ «Терминал» ТСН-1 35/0,4 кВ ИК №3 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 054358; Зав. № 054344; Зав. № 054357 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803136388 | RTU-325L Зав. № 007345 | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,6 |
| 4 | ПС 35/10 кВ «Терминал» ТСН-2 35/0,4 кВ ИК №4 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 054347; Зав. № 054343; Зав. № 054341 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803136318 | RTU-325L Зав. № 007345 | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,6 |
| ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино» |
| 5 | ПС Ванино, ВЛ35 кВ "Терминал №2" (Т-16Ф), яч.12 ИК №5 | GIF-40.5 Кл. т. 0,2S 300/5 Зав. № 30419859; Зав. № 30419860; Зав. № 30419861 | ЗНОЛ-35 III УХЛ 1 Кл. т. 0,5 35000^3/100^3 Зав. № 31; Зав. № 48; Зав. № 26 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01156643 | RTU-325L Зав. № 004437 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,7 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино», 1 с.ш. 35 кВ яч №11, Т-17ф ИК №6 | GIF-40.5 Кл. т. 0,2S 300/5 Зав. № 30419862; Зав. № 30419863; Зав. № 30419864 | ЗНОЛ-35 III УХЛ 1 Кл. т. 0,5 35000^3/100^3 Зав. № 39; Зав. № 55; Зав. № 371 | A1802RALQ-P4GB-DW4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01156696 | RTU-325L Зав. № 004437 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,7 |
| ООО "Читауголь" |
| 7 | ПС 110/35/6кВ «Вторая» ф. 35 кВ №5 «Разрез» ИК №7 | ТФЗМ-35М Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 107; Зав. № 99 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000^3/100^3 Зав. № 762322; Зав. № 772; Зав. № 1001375 | A1805RLQ-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01258695 | RTU-325L Зав. № 007345 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 8 | КРН-6 кВ ИК №8 | ТОЛ-10 ХЛ3 Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № 4560; Зав. № 4561 | НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3354 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803130563 | RTU-325L Зав. № 007345 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,7 |
| ОАО "Разрез Ха | ранорский" |
| 9 | ПС 110/35/6 кВ «Центральная» Ввод Т1 110 кВ ИК №9 | ТФЗМ-110 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 33809; Зав. № 33813; Зав. № 33812 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000^3/100^3 Зав. № 1485383; Зав. № 1492421; Зав. № 1492447 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802124752 | RTU-325L Зав. № 007345 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,7 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 10 | ПС 110/35/6 кВ «Центральная» Ввод Т2 110 кВ ИК №10 | ТФЗМ-110 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 34827; Зав. № 34829; Зав. № 34824 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000^3/100^3 Зав. № 1492433; Зав. № 1492440; Зав. № 1492443 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0822126643 | RTU-325L Зав. № 007345 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,7 |
| 11 | ПС 110/35/6 кВ «Центральная» СМВ-110 кВ ИК №11 | ТФЗМ-110 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 38084; Зав. № 38092; Зав. № 38335 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000V3/100V3 Зав. № 1485383; Зав. № 1492421; Зав. № 1492447; Зав. № 1492433; Зав. № 1492440; Зав. № 1492443 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803130556 | RTU-325L Зав. № 007345 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота -(50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 до + 50 °С; счетчиков - от + 18 до + 25 °С; УСПД - от + 10 до + 30 °С; ИВК - от + 10 до + 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) -0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «ГлавЭнергоСбыт» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, сред
нее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГлавЭнергоСбыт» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | TPU 70.51 | 25578-08 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 51516-12 | 6 |
| Трансформатор тока | GIF-40.5 | 30368-05 | 6 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-35М | 3689-73 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 ХЛ3 | 6009-77 | 2 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110 | 2793-71 | 9 |
| Трансформатор напряжения | TJP7.1 | 25432-08 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-35 III УХЛ 1 | 21257-06 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 У3 | 2611-70 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 14205-94 | 6 |
| Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 6 |
| Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 36697-12 | 2 |
| Счётчик электрической энергии | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 31857-06 | 1 |
| Счётчик электрической энергии | A1802RALQ-P4GB-DW4 | 31857-06 | 1 |
| Счётчик электрической энергии | A1805RLQ-P4GB-DW-4 | 31857-11 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325L | 37288-08 | 2 |
| Программное обеспечение | «Альфа-Центр» | - | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 53847-13«Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГлавЭнергоСбыт». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2013 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-11 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/\3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
• СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
• Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 "Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки";
• УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ООО «ГлавЭнергоСбыт», аттестованной ФГУП "ВНИИ метрологической службы", аттестат об аккредитации № 01.00225-2008 от 25.09.2008 г., 119361, Москва, ул. Озерная, 46.
Нормативные документы
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 Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
