Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Симбирская энергосбытовая компания" "Новоульяновск"
Номер в ГРСИ РФ: | 63633-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Симбирская энергосбытовая компания", г.Ульяновск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Новоульяновск» (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 и передачи данных в утвержденных форматах в ОАО «АТС».
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 63633-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Симбирская энергосбытовая компания" "Новоульяновск" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 02 |
Производитель / Заявитель
ООО "Симбирская энергосбытовая компания", г.Ульяновск
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
63633-16: Описание типа СИ | Скачать | 111.9 КБ | |
63633-16: Методика поверки МП 4222-02-7325106267-2015 | Скачать | 774.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Новоульяновск» (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 и передачи данных в утвержденных форматах в ОАО «АТС».
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 (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).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень- измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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.02.2 (ГР №20175-01), СЭТ-4ТМ.03М.01 (ГР №36697-12) класса точности (КТ) 0,5S/1,0 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (4 точки измерения).
2-й уровень- измерительно-вычислительные комплексы (ИВК), включают в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» (ГР №45270-10), устройство синхронизации времени УСВ-2 (ГР №41681-10), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и 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 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.
Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Единой национальной электрической сети (ГР №45673-10) в виде xml-макета формата 80020 по ИК №17 (точка измерения № 24.1 АИИС КУЭ ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Новоульяновск») и ИК №18 (точка измерения №24.2 АИИС КУЭ ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Новоульяновск») системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/6 кВ «Кремёнки» (ГР № 42047-09).
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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ на уровне ИВК установлено программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
ПО «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
«Пирамида 2000»
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 |
6f557fS85b737261328cd77805bd1ba7 |
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 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
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».
На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов и напряжений, считанных со счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность) на уровне ИВК. Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем, опломбированием сервера и фиксацией изменений в журнале событий. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), 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
Номер измерительного канала |
Наименования присоединений |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности, ±(%) |
Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, ±(%) | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК |
УСВ | |||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
24.3 |
ЦРП-2 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 сш-6 кВ, яч.1 |
ТПК-10 Ктт =400/5 КТ 0,5 Зав. №00105 Зав. №00103 |
ЗНОЛ.06-6У3 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Зав . №21924 Зав. №22703 Зав.№48 |
СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/1,0 Зав . № 01071263 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» зав. №502 |
УСВ-2 №3027 |
А Р |
1,3 2,1 |
5,6 3,4 |
24.4 |
ЦРП-2 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 сш-6 кВ, яч.8 |
ТПК-10 Ктт =400/5 КТ 0,5 Зав. №00102 Зав. №00104 |
ЗНОЛ.06-6У3 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Зав.№826 Зав.№821 Зав.№837 |
СЭТ-4ТМ.02.2 КТ 0,5S/1,0 Зав . № 01070794 |
1,3 2,1 |
5,6 3,4 | |||
24.5 |
ЦРП-1 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, сш-6 кВ, яч.2 |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 Ктт =600/5 КТ 0,5 Зав. №15000-10 Зав. №15040-10 Зав. №15246-10 |
ЗНОЛ.06-6У3 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Зав . №1004487 Зав . №1004495 Зав . №1004475 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав . № 0804113501 |
1,3 2,1 |
5,6 3,4 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ЦРП-1 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, сш-6 кВ, яч.4 |
ТОЛ-СЭЩ-10-11 Ктт =600/5 КТ 0,5 Зав. №15351-10 ТОЛ-10-СЭЩ-21 Ктт =600/5 КТ 0,5 Зав. №10996 ТОЛ-СЭЩ-10-11 Ктт =600/5 КТ 0,5 Зав. №15136-10 Ктт =600/5 КТ 0,5 |
ЗНОЛ.06-6У3 Ктн=6000/100 КТ 0,5 Зав . №1004496 Зав . №1004491 Зав . №1004488 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Зав.№ 0807140303 |
ИВК «ИКМ-Пирамида» зав. №502 |
УСВ-2 №3027 |
А Р |
1,3 2,1 |
5,6 3,4 |
Примечания:
1. А-активная электрическая энергия, Р-реактивная электрическая энергия;
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) иНОМ, ток (1^ 1,2) 1НОМ, cos9 = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) иНОМ, ток (0,05^ 1,2) 1НОМ , cos9 от 0,5 инд до 0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 60 °С, для счетчиков от минус 40 °С до + 60 °С; для «ИКМ Пирамида» от + 10°С до +25°С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана при I = 0,05 1ном, cos ф = 0,5 нд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35С.
6. 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) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ) приведены в таблице №3.
Таблица 3- Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электроэнергии
Номер измерительного канала (ИК) |
Значение cos ф |
Предел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии ( при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), % | |||||||
2< 1раб <5 (%) |
5< 1раб <20 (%) |
20< 1раб <100 (%) |
100< 1раб <120 (%) | ||||||
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
24.3 24.6 |
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. |
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 te = 2 часа;
• счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.02.2
- среднее время наработки на отказ не менее 90 000 часов;
- среднее время восстановления работоспособности te = 2 часа;
• трансформатор тока (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 35 000 часов;
- среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
• 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 - 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 (ИК) и на комплектующие средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице №4.
Таблица 4- Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента системы |
Гос.реестр СИ |
Количество (шт.) |
1 |
2 |
3 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ 4ТМ.03М.01 , КТ 0,5S/1,0 |
ГР №36697-12 |
2 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ 4ТМ.02.2, КТ 0,5S/1,0 |
ГР №20175-01 |
2 |
Трансформатор тока ТПК-10 КТ 0,5 |
ГР № 22944-13 |
4 |
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 (модификации ТОЛ-СЭЩ-10-21, ТОЛ-10-СЭЩ-10-11), КТ 0,5 |
ГР №32139-06 |
1/5 |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06 |
ГР №03344-08 |
12 |
Устройство синхронизации времени УСВ-2 |
ГР №41681-10 |
1 |
Комплекс информационно-вычислительный ИКМ-Пирамида |
ГР №45270-10 |
1 |
Наименование документации | ||
Методика поверки МП 4222-02-7325106267-2015 |
1 | |
Программа испытаний ПИ 4222-02-7325106267-2015 |
1 | |
Формуляр ФО 4222-02-7325106267-2015 |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 4222-02-7325106267-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Новоульяновск». Методика поверки», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 25 декабря 2015 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. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ниижнегородский 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 «Ниижнегородский ЦСМ» в 2001г;
- 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, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1 Positioning System (GPS), ПГ±1 мкс;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерения напряжения в диапазоне (15-300) В, ПГ ±0,2 %; в диапазоне (15-150) мВ, ПГ ±2,0 %. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока в диапазоне (0,002-1,5) А, ПГ ±0,3 %; в диапазоне (0,25-7,5)А, ПГ ±0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ±0,02 Гц.
Сведения о методах измерений
Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Симбирская энергосбытовая компания» «Новоульяновск» приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Симбирская энергосбытовая компания». «Новоульяновск».
МВИ 4222-02-7325106267-2015. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №124//RA.RU 311290/2015 от 21 декабря 2015 г.
Нормативные документы
■ 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. (1ЕС 62053-23:2003, MOD).