Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "Алексинэнергосбыт", 49280-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Алексинэнергосбыт» (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-ый    уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206 соответственно, в режиме измерений активной электроэнергии; по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035 соответственно 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-ой    уровень - устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С70 (далее -УСПД) и каналообразующая аппаратура.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№ 324) ЦСОИ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», сервер сбора данных ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (№1420) ЦСОИ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», УСВ-2 (№2102) ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (ИК) № 19 - 31, 41, 42 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД СИКОН С70, 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.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для ИК № 1 - 11, 15 - 18 и 32 - 39 цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в сервер сбора данных ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ Филиала ОАО «ТГК-4» «Тульская региональная генерация», принадлежащей филиалу ОАО «Квадра» - «Центральная генерация». Перечень точек измерений, сбор данных с которых производится согласно договору об информационном обмене, указан в таблице 3. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени на основе УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующих собственные встроенные часы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ. Погрешность синхронизации не более ±0,5 с для УСВ-1 и не более ±0,35 с для УСВ-2.

Для ИК № 19 - 31, 41, 42 время часов ИВК «ИКМ-Пирамида», установленного в ЦСОИ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», синхронизировано с временем часов УСВ-1 (Зав. №1420), синхронизация осуществляется не реже чем один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении. Время часов УСПД синхронизировано с временем часов ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение времени часов сервера сбора данных и УСПД осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени часов счетчиков с УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени часов счетчиков осуществляется при расхождении с временем часов УСПД ±2 с.

Для ИК № 1 - 11, 15 - 18 и 32 - 39 время часов сервера сбора данных, установленного в ЦСОИ ООО «Алексинэнергосбыт», синхронизировано с временем часов УСВ-2 (Зав. №2102), синхронизация осуществляется не реже чем один раз в час, вне зависимости от наличия расхождении. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера сбора данных производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени часов счетчиков осуществляется при расхождении с временем часов сервера ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

В АИИС КУЭ ООО «Алексинэнергосбыт» используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» (по МИ 3286-2010).

Таблица 2 — Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Состав измерительного канала

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Номер

точки

изме

рений

Основная погрешность, %

ИВК

(ИВ

КЭ)

Счетчик

ТТ

ТН

Наименование точки измерений

Метрологические характеристики ИК

Погрешность в рабочих условиях, %

ТП-16

HP

Proli

ant

ML35

0R04

P

актив

ная

реак

тивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

7

ТП №16

АОМЗ ГРУ-10 кВ Ф. №6

ТПЛ-10 50/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 5880 Зав. № 6023

НТМК-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 37

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/05 Зав. № 0806112257

ТП-19

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806112254

ТП №19

АОМЗ ГРУ-10 кВ Ф. №2

ТПЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 8646 Зав. № 6821

НТМИ-10-

66

10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 657

актив

ная

реак

тивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

8

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806111971

ТП №19

АОМЗ ГРУ-10 кВ Ф. №4

ТПЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 3144 Зав. № 4664

НТМИ-10-

66

10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 657

актив

ная

реак

тивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

9

HP

Proli

ant

ML35

0R04

P

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806113139

ТП №19

АОМЗ ГРУ-10 кВ Ф. №7

ТПЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 3740 Зав. № 1726

НТМИ-10-

66

10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 2751

актив

ная

реак

тивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

10

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806113016

ТП №19

АОМЗ ГРУ-10 кВ Ф. №8

ТПЛ-10

100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 62850 Зав. № 64209

НТМИ-10-

66

10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 2751

актив

ная

реак

тивная

±1,1

±2,6

±3,2

±5,3

11

-7А

ТП

ТПЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 3473 Зав. № 30585

актив

ная

реак

тивная

ТП №7А

АХК ГРУ-10 кВ Ф. №1

±1,1

±2,6

Метрологические характеристики ИК

Состав измерительного канала

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Номер

точки

изме

рений

Наименование точки измерений

Погрешность в рабочих условиях, %

Основная погрешность, %

ИВК

(ИВ

КЭ)

Счетчик

ТТ

ТН

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806113026

HP

Proli

ant

ML35

0R04

P

ТП №7А

АХК ГРУ-10 кВ Ф. №4

ТПЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 7367 Зав. № 31698

актив

ная

реак

тивная

НТМК-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 185

±1,1

±3,2

16

±2,6

±5,3

ТП-20А

ПС 110/10 кВ №183 «Пушкинская»

НТМИ-10-

66

10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071312

СИ-

КОН

С70

Зав.

№

05930

актив

ная

реак

тивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

Метрологические характеристики ИК

Состав измерительного канала

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Номер

точки

изме

рений

Наименование точки измерений

Погрешность в рабочих условиях, %

Основная по-грешность, %

ИВК

(ИВ-

КЭ)

Счетчик

ТТ

ТН

ТЛМ-10-1

400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 28 Зав. № 26211000000 24 Зав. № 26211000000 31

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071330

НТМИ-10-

66

10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

актив

ная

реак

тивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

20

ТЛМ-10-1 200/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 01 Зав. № 26211000000 07 Зав. № 26211000000 10

СИ-

КОН

С70

Зав.

№

05930

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №4

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071419

актив

ная

реак

тивная

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

±1,0

±2,5

±3,3

±6,1

21

ПС 183 «Пушкинская»

ТЛМ-10-1 200/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000

02 Зав. № 26211000000 06 Зав. № 26211000000 09

НТМИ-10-

актив

ная

реак

тивная

±1,2

±2,8

66

10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071231

Метрологические характеристики ИК

Состав измерительного канала

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Номер

точки

изме

рений

Наименование точки измерений

Погрешность в рабочих условиях, %

Основная по-грешность, %

ИВК

(ИВ-

КЭ)

Счетчик

ТТ

ТН

ТЛМ-10-1

400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 22 Зав. № 26211000000 25 Зав. № 26211000000 29

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №6

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071337

актив

ная

реак

тивная

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

±1,0

±2,5

±3,3

±6,1

23

ТЛМ-10-1 400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 27 Зав. № 26211000000 33 Зав. № 26211000000 26

СИ-

КОН

С70

Зав.

№

05930

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №7

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071442

НТМИ-10-

66

10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

актив

ная

реак

тивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

24

ПС 183 «Пушкинская»

ТЛМ-10-1 200/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,5

03 Зав. №

26211000000

04 Зав. №

26211000000

11

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071313

Метрологические характеристики ИК

Состав измерительного канала

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Номер

точки

изме

рений

Наименование точки измерений

Погрешность в рабочих условиях, %

Основная по-грешность, %

ИВК

(ИВ

КЭ)

Счетчик

ТТ

ТН

ТЛМ-10-1

150/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 19 Зав. № 26211000000 21 Зав. № 26211000000 14

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №9

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071372

НТМИ-10-

66

10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

актив

ная

реак

тивная

±1,2

±2,8

±3,4

±6,2

26

ТЛМ-10-1 150/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000

15 Зав. №

26211000000

16 Зав. №

26211000000

18

СИ-

КОН

С70

Зав.

№

05930

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №10

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071449

актив

ная

реак

тивная

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

±1,0

±2,5

±3,3

±6,1

27

ТЛМ-10-1 400/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 30 Зав. № 26211000000 32 Зав. № 26211000000 23

ПС 183 «Пушкинская»

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071351

НТМИ-10-

66

10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 3036

актив

ная

реак

тивная

±1,2

±3,4

Метрологические характеристики ИК

Состав измерительного канала

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Номер

точки

изме

рений

Наименование точки измерений

Погрешность в рабочих условиях, %

Основная по-грешность, %

ИВК

(ИВ-

КЭ)

Счетчик

ТТ

ТН

ТЛМ-10-1

300/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 26292100000

41 Зав. №

26211000000

42 Зав. №

26211000000

36

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №12

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071446

актив

ная

реак

тивная

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

±1,0

±2,5

±3,3

±6,1

29

ТЛМ-10-1 150/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 13 Зав. № 26211000000 17 Зав. № 26211000000 20

СИ-

КОН

С70

Зав.

№

05930

ПС 183 «Пушкинская»

ГРУ-10 кВ Ф. №14

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071947

актив

ная

реак

тивная

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

±1,0

±2,5

±3,3

±6,1

30

ПС 183 «Пушкинская»

ТЛМ-10-1 300/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 26211000000 35 Зав. № 26211000000 38 Зав. № 26211000000 40

НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 4112

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т.

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,5

0,5S/1,0 Зав. № 0108071333

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.    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,95 ^ 1,05) Ином; ток (1,0 ^ 1,2) 1ном; cosj = 0,9инд.;

-    температура окружающей среды: (20±5) °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение - (0,9 ^ 1,1) Ином, ток - (0,01 ^ 1,2) 1ном; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 ^ 1,0 (0,87 ^ 0,5);

6.    Допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 70°С; счетчиков

-    от минус 40 °С до + 60 °С; УСПД - от минус 10 °С до + 50 °С; ИВК - от плюс 10 °С до + 25 °С;

7.    Погрешность в рабочих условиях указана тока 0,02-1ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °С;

8.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035.

9.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником оборудования порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

10.    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.

Таблица 3 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-4» «Тульская региональная генерация», результаты измерений по которым получают в рамках соглашения об информационном обмене._

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, сред

нее время восстановления работоспособности 168 часов;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

-    УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 часа;

-    УСВ-1 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

-    УСВ-2 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника 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 - 3 года;

-    Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Алексинэнергосбыт» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 49280-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Алексин-энергосбыт». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 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 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

-    СЭТ-4ТМ.03- по методике поверки - ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ;

-    СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

-    Устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1»;

-    УСВ-1 - по документу ИВК «Усройства синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП»;

-    УСВ-2 - по документу ИВК «Усройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001МП».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учёта электроэнергии и мощности ООО «Алексинэнер-госбыт». Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «Алексинэнергосбыт»

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S»

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии»

ГОСТ Р 52425-2005

ГОСТ 22261-94

ГОСТ Р 8.596-2002

Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.