Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ЭФКО"
Номер в ГРСИ РФ: | 67212-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ОАО «ЭФКО», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 67212-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ЭФКО" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 03-2015 |
Производитель / Заявитель
АО "Первая сбытовая компания", г.Белгород
Поверка
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
67212-17: Описание типа СИ | Скачать | 128.5 КБ | |
67212-17: Методика поверки | Скачать | 6.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ОАО «ЭФКО», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи тока и напряжения, многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS-485 для измерения активной и реактивной энергии;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) обеспечивает синхронизацию шкалы времени ИВК, сбор информации (результаты измерений, журнал событий), обработку данных и их архивирование, хранение информации в базе данных, доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭМ.
ИВК включает в себя: сервер коммуникационных, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени (УССВ); автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Каналы связи между измерительно-информационными точками учета и ИВК образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
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 ИВК АИИС КУЭ).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS-485 поступает через GSM модемы в ИВК, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных. 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 в формате XML 51070 и 80020.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В АИИС КУЭ синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.
ИВК, с периодом в 30 мин, выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с.
От ИВК синхронизируются внутренние часы счетчиков 1 раз в сутки при опросе по GSM связи. В случае расхождения часов счетчиков и ИВК более чем на ±1 с, производится
коррекция часов счетчиков.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
Программное обеспечение
Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» установлено на сервере.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
«АльфаЦЕНТР» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.07.03 |
Цифровой идентификатор ПО: | |
Программа - планировщик опроса и передачи данных Amrserver.exe |
434b3cd629aabee2c888321c997356b2 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Атгс.ехе |
fc 1 ec6f4a4af313 a00efb3af4b5e8602 |
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe |
0c5fc70674f0d1608352431e9dd3c85d |
Драйвер работы с БД Cdbora2.dll |
234b8084f22314cc2c22841cf6e42f40 |
Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll |
b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
ПО ИК АИИС КУЭ, не влияет на метрологические характеристики указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологические характеристики с указанием наименования присоединений.
В таблице 2 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики
Канал измерений |
Средство измерений |
КттКтнКсч = Красч. |
Наименование, измеряемой величины | |||||
№ ИК |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
1 |
ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ОРУ 35 кВ, 3сш, ВЛ 35 кВ Алексеевка- ЭФКО №1 | |||||||
ТТ |
КТтт=0,5 Ктт= 100/5 № 21256-07 |
А |
ТОЛ-35 |
798 |
7000 |
Ток первичный I | ||
В |
ТОЛ-35 |
788 | ||||||
С |
ТОЛ-35 |
787 | ||||||
ТН |
КТтн=0.5 Ктн=35000/ 100 № 19813-05 |
А |
НАМИ-35- УХЛ1 |
280 |
Напряжение первичное U | |||
В |
НАМИ-35- УХЛ1 |
280 | ||||||
С |
НАМИ-35- УХЛ1 |
280 | ||||||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1 Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05.04 |
0612080490 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
2 |
ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ОРУ 35 кВ, 1сш, КЛ 35 кВ Алексеевка-ЭФКО №2 | |||||||
ТТ |
КТтт=0.5 Ктт=300/5 № 17662-98 |
А |
ТФМ-35- II |
1703 |
7000 |
Ток первичный I | ||
В |
ТФМ-35- II |
1707 | ||||||
С |
ТФМ-35- II |
1706 | ||||||
ТН |
КТтн=0.5 Ктн=35000/ 100 № 19813-05 |
А |
НАМИ-35- УХЛ1 |
313 |
Напряжение первичное U | |||
В |
НАМИ-35- УХЛ1 |
313 | ||||||
С |
НАМИ-35- УХЛ1 |
313 | ||||||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1 Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
0612080398 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
3 |
ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ЗРУ 10 кВ, 1 СШ, яч.7, КЛ 10 кВ №10 | |||||||
ТТ |
KTtt=0,5S Ктт= 400/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ СЭЩ-10-21 |
11957-09 |
8000 |
Ток первичный I | ||
В |
ТОЛ СЭЩ-10-21 |
11950-09 | ||||||
С |
ТОЛ СЭЩ-10-21 |
11939-09 | ||||||
ТН |
КТтн=0.5 Ктн=10000/ 100 № 35955-07 |
А |
НОЛ-СЭЩ-10 У2 |
00830-09 |
Напряжение первичное U | |||
В |
НОЛ-СЭЩ-10 У2 |
00831-09 | ||||||
С |
НОЛ-СЭЩ-10 У2 |
00832-09 | ||||||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1 Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05.04 |
0612080405 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
4 |
ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ЗРУ 10 кВ, 3 СШ, яч.23, КЛ 10 кВ №15 | |||||||
ТТ |
KTtt=0,5S Ктт= 400/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ СЭЩ-10-21 |
12266-09 |
8000 |
Ток первичный I | ||
В |
ТОЛ СЭЩ-10-21 |
12267-09 | ||||||
С |
ТОЛ СЭЩ-10-21 |
12265-09 | ||||||
ТН |
КТтн=0.5 Ктн=10000/ 100 № 35955-07 |
А |
НОЛ-СЭЩ-10 У2 |
00713-09 |
Напряжение первичное U | |||
В |
НОЛ-СЭЩ-10 У2 |
00712-09 | ||||||
С |
НОЛ-СЭЩ-10 У2 |
00714-09 | ||||||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1 Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
0608090318 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
5 |
ЦРП-1 10 кВ, ЗРУ 10 кВ, 1 сш, яч. №5, КЛ 10 кВ №4 | |||||||
ТТ |
КТтт=0,5 Ктт= 300/5 № 22944-07 |
А |
ТПК-10 |
02197 |
6000 |
Ток первичный I | ||
В |
- |
- | ||||||
С |
ТПК-10 |
00379 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=10000/ 100 № 20186-05 |
А |
НАМИ-10-95 УХЛ-2 |
439 |
Напряжение первичное U | |||
В |
НАМИ-10-95 УХЛ-2 |
439 | ||||||
С |
НАМИ-10-95 УХЛ-2 |
439 | ||||||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1 Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
0612080517 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
6 |
ЦРП-1 10 кВ, ЗРУ 10 кВ, 3 сш, яч. №22, КЛ 10 кВ №11 | |||||||
ТТ |
КТтт=0,5 Ктт= 300/5 № 1261-08 |
А |
ТПОЛ-10-У3 |
9042 |
6000 |
Ток первичный I | ||
В |
- |
- | ||||||
С |
ТПОЛ-10-У3 |
9043 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=10000/ 100 № 16687-02 |
А |
НАМИТ-10-95 УХЛ-2 |
1278 |
Напряжение первичное U | |||
В |
НАМИТ-10-95 УХЛ-2 |
1278 | ||||||
С |
НАМИТ-10-95 УХЛ-2 |
1278 | ||||||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1 Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
0612080433 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
7 |
Пункт коммерческого учёта на опоре №9/2 ВЛ 10 кВ № 4 ПС 110/35/10кВ Алексеевка, Отпайка к КТП-10/0,4 кВ "Хранилище | |||||||
ТТ |
КТтт=0,5 Ктт= 20/5 № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-1-2У2 |
20156 |
400 |
Ток первичный I | ||
В |
- |
- | ||||||
С |
ТОЛ-10-1-2У2 |
20295 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=10000/ 100 № 23544-07 |
А |
ЗНОЛП-10У2 |
1007657 |
Напряжение первичное U | |||
В |
ЗНОЛП-10У2 |
1007658 | ||||||
С |
ЗНОЛП-10У2 |
1007582 | ||||||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1 Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
0609110481 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
8 |
ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ОРУ 35 кВ, 2сш, КЛ 35 кВ Алексеевка-ЭФКО №3 | |||||||
ТТ |
КТтт=0,5 Ктт= 200/5 №13158-04 |
А |
ТВЭ-35 |
171-173 |
1400 0 |
Ток первичный I | ||
В |
- |
- | ||||||
С |
ТВЭ -35 |
172-174 | ||||||
ТН |
КТтн=0,5 Ктн=35000/ 100 № 19813-05 |
А |
НАМИ-35- УХЛ1 |
292 |
Напряжение первичное U | |||
В |
НАМИ-35- УХЛ1 |
292 | ||||||
С |
НАМИ-35- УХЛ1 |
292 | ||||||
Счетчик |
KTc4=0,5S/1 Ксч=1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М |
0612080503 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
КТ - класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ и ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 5Wp, % | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos9 |
для диапазона 1(5) %< Ннм 20 % Wp1(5) %<Wp<Wp20 % |
для диапазона 20 %<1/1ном<100 % Wp20 % <Wp<WP100 % |
для диапазона 100%<1/1ном<120% Wp100 %<WP<Wpi20% |
8wp,% | |||||||
1,2 5,6,7,8 |
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 | ||||
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 5Wq,% | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cos9 (sin ф) |
для диапазона 1(5) %<Ином<20 % Wq1(5)%<Wq<WQ20% |
для диапазона 20 %<1/1ном<100 % WQ20%<WQ<WQ100% |
для диапазона 100%<1/1ном<120% WQ100/'o<WQ<WQ120% |
1,2 5,6,7,8 |
0,5 |
0,5 |
1 |
0,8 |
+5,7 |
+3,4 |
+2,9 |
0,5 |
+4,1 |
+2,7 |
+2,5 | ||||
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 5Wp, % | |||||||
№ ИК |
КТтт |
КТтн |
КТсч |
Значение cosф |
для диапазона 1(5) %<Ином<20 % Wpi(5) %<Wp<Wp20 % |
для диапазона 20 %<1/1ном<100 % Wp20 % <Wp<WP100 % |
для диапазона 100%<1/1ном<120% W P100 %<W P<W P120% |
3,4 |
0,5s |
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 | ||||
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 5Wq,% | |||||||
№ ИК |
КТТТ |
КТтн |
КТсч |
Значение cosф (sin ф) |
для диапазона 1(5) %<Ином<20 % WQ1(5)>/o<WQ<WQ20% |
для диапазона 20 %<1/1ном<100 % Wq20%<Wq<WQ100% |
для диапазона 100%<1/1ном<120% WQ100%<WQ<WQ120% |
3,4 |
0,5s |
0,5 |
1 |
0,8 |
+5,7 |
+3,4 |
+2,9 |
0,5 |
+4,1 |
+2,7 |
+2,5 |
I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального WP1(5) %(WQ1(5)) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 1(5) до 120 %
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;
- счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии по
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД.
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
Наименование параметров, влияющих величин |
Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала | ||
Счетчики |
тт |
ТН | |
Сила переменного тока, А |
отI2миндоI2 макс |
от11миндо 1,2 11ном |
- |
Напряжение переменного тока, В |
от 0,8 U2номдо 1,15 U2ном |
- |
от 0,9 U1 ном до 1,1 U1ном |
Наименование параметров, влияющих величин |
Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала | ||
Счетчики |
ТТ |
ТН | |
Коэффициент мощности (cos ф) |
0,5инд; 1,0; 0,8емк |
0,8инд; 1,0 |
0,8инд;1,0 |
Частота, Гц |
от 47,5 до 52,5 |
от 47,5 до 52,5 |
от 47,5 до 52,5 |
Температура окружающего воздуха по ЭД, °С |
от - 40 до + 60 |
от - 40 до + 55 |
от - 50 до + 45 |
Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл |
Не более 0,5 |
- |
- |
Мощность вторичной нагрузки ТТ (при COS92=0,8 инд) |
- |
от 0,25 S2номдо 1,0 S2ном |
- |
Мощность вторичной нагрузки ТН (при COS92=0,8 инд) |
- |
- |
от 0,25 S2ном до 1,0 S2ном |
Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ
Компоненты АИИС КУЭ: Трансформаторы тока Трансформаторы напряжения Счетчик электроэнергии ИБП APC Smart-URS 2200 VA Модем GSM и коммуникационное оборудование Сервер |
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: 4 000 000 4 400 000 140 000 35000 50000 50000 |
Трансформаторы тока Трансформаторы напряжения Счетчики электроэнергии Коммуникационное и модемное оборудование |
Срок службы, лет: 30 30 30 10 |
Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе не более 4 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи на уровне ИИК-ИВК, информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ;
- удалённый доступ;
- возможность съёма информации со счётчика автономным способом;
- визуальный контроль информации на счётчике.
Регистрация событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике (сервере);
- защищенность применяемых компонентов.
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- сервера.
Защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации в счетчиках не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.
В комплект поставки также входит:
- формуляр-паспорт ПСК.2015.03. АСКУЭ.31-ПФ;
- технорабочий проект ПСК.2015.03.АСКУЭ.31 -ТРП;
- руководства по эксплуатации на счётчики: ИЛГШ.411152.146 РЭ;
- паспорта на счётчики: 411152.146 ФО;
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО» Методика поверки.
Поверка
осуществляется по документу МП 67212-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 11 ноября 2016 г.
Таблица 5 - Основные средства поверки
Наименование эталонов, вспомогательных СИ |
Тип |
Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) | |
1. Термометр |
ТП 22 (рег № 2851-72) |
ЦД 1 °С в диапазоне от - 30 до + 50 °С | |
2. Барометр-анероид |
БАММ 1 (рег № 5738-76) |
Атм. давление от 80 до 106 кПа Отн. погрешность ± 5 % | |
3. Психрометр |
М-4М (рег № 10069-11) |
КТ 2,0 | |
4.Вольтамперфазометр |
ПАРМА ВАФ-Т (рег№33521-06_ |
КТ 0,5 Напряжение от 0 до 460 В Ток от 0 до 6 А Частота от 45 до 65 Гц Фазовый угол от - 180 до 180 град | |
5. Прибор сравнения |
КНТ-03 (рег № 24719-03) |
1,999 В^А; 19,99 ВА 199,9 ВА |
ПГ ±0,003 ВА ПГ ±0,03 ВА ПГ ±0,3 ВА |
6. Радиочасы |
МИР РЧ-0 (рег № 46656-11) |
ПГ ±1 мкс | |
7. Секундомер |
СОСпр-1 (рег № 11519-11) |
От 0 до 30 мин, ЦД 0,1 с |
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.146 РЭ.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ в виде оттиска поверительного клейма.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО». Свидетельство об аттестации методики измерений № 62/12-01.00272-2016 от 08.11.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.