Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП округа «Муром» «Водопровод и канализация» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля за потреблением электроэнергии и мощности в МУП округа «Муром» «Водопровод и канализация» по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации (ЦОИ) ОГЭ МУП «Водопровод и канализация», филиал «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», ОАО «Владимирэнергосбыт», ОАО «Владимирэнерго» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ выполнена на основе системы измерений, учёта и контроля энергоресурсов «Энергорессурсы» (Госреестр № 23890-02) и представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 1-13, 17, 18 АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (TH), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), состоящий из блока сбора данных (БСД), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) МУР-1001.2 RC8 Госреестр № 23890-02, технических средств приема-передачи данных, каналов связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ) с прикладным программным обеспечением (ПО) «Энергоресурсы», технические средства приёма-передачи данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 14-16 АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ) с прикладным программным обеспечением (ПО) «Энергоресурсы», технические средства приёма-передачи данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
АРМ ИВК представляет собой IBM PC совместимый компьютер настольного исполнения с соответствующим программным обеспечением и каналообразующей аппаратурой.
В качестве СБД используется сервер выполненный на основе IBM PC компьютера с установленным программным обеспечением (ПО «Энергоресурсы»).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- 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);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- передача результатов измерений в организации - участники рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы
Всего листов 9 электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
Для ИИК 1-13, 17, 18 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД, где производится сбор, хранение результатов измерений и далее через модемы GSM результаты измерений передаются на СБД АИИС КУЭ.
Для ИИК 14-16 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 и далее через модемы GSM, поступает на СБД АИИС КУЭ
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации по выделенному каналу сети «Интернет» в филиал «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», ОАО «Владимирэнергосбыт», ОАО «Владимирэнерго» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
В качестве резервного канала передачи данных используется телефонная сеть связи общего пользования (ТфСОП) с отдельным телефонным номером, организованная от СБД.
В состав ПО АИИС КУЭ входит: Windows (АРМ ИВК), системное ПО сервера -операционная система Windows, прикладное ПО - «Энергоресурсы», реализующее всю необходимую функциональность ИВК, система управления базой данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ с календарным временем производится с АРМ диспетчера через Интернет по системному времени АРМ.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Таблица 1
| № п/п | № ИИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | успд, Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 1 | ПС«Северная» ф 607 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктг = 400/5 Зав. №88102, Зав. № 36197 Гос-реестр № 1276-59 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 699 Госреестр № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0812091102 Госреестр № 36697-08 | УСПД МУР-1001.2 RC8; Зав. № 4689 Госреестр ____________________■ _________________№ 23890-02______________ | Активная Реактивная |
| 2 | 2 | ПС«Северная» ф 609 | ТПЛ-10 К л. т. 0,5 Ктг= 200/5 Зав. № 58837, Зав. №52742 Гос-реестр № 1276-59 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 699 Госреестр № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0812091318 Госреестр № 36697-08 | Активная реактивная |
| 3 | 3 | ПС«Северная» ф 611 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктг = 200/5 Зав. №46643, Зав. №46615 Гос-реестр № 1276-59 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 699 Г осреестр № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0812091179 Г осреестр № 36697-08 | Активная реактивная |
| 4 | 4 | ПС«Северная» ф 621 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктг= 400/5 Зав. № 38633, Зав. №38660, Гос-реестр № 1276-59 | НТМИ-10 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 334 Госреестр №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0812091339 Госреестр № 36697-08 | Активная реактивная |
| 5 | 5 | ПС«Северная» ф623 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктг = 200/5 Зав. №73512, Зав. № 73420 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 334 Госреестр №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0812091186 Госреестр № 36697-08 | Активная реактивная |
| 6 | 6 | ПС«Северная» ф625 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктг= 200/5 Зав. № 44049, Зав. № 46325 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-10 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 334 Госреестр №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0812091116 Госреестр № 36697-08 | Активная реактивная 1 |
| 7 | 7 | КТП-30 арт-скважина №2,3,4,10,11 | ТТИ-60 Кл. т. 0,5 Ктг = 600/5 Зав. № R4775, Зав. № R4786, Зав. № R4797 Госреестр №28139-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05.М Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №0612092804 Госреестр №36355-07 | УСПД МУР 1001.2 RC8; Зав. № 3998 Госреестр № 23890-02 | Активная реактивная |
| 8 | 8 | КТП-20, арт-скважина №5,6 | ТТИ-40 Кл. т. 0,5 Ктг = 400/5 Зав. №S28641, Зав. № S28642, Зав. № S28643 Госреестр №28139-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05.М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0612092762 Госреестр № 36355-07 | УСПД МУР 1001.2 RC8; Зав. № 3997 Госреестр № 23890-02 | Активная реактивная |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 9 | 9 | РП-6, артсква-жина №8 | тти-зо Кл. т. 0,5 Ктг = 200/5 Зав. № S26567 Зав. № S26568 Зав. № S26569 Гос реестр №28139-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05.М Кл. т. 0.5S/1.0 Зав. №0612092741 Госреестр № 36355-07 | УСПД МУР 1001.2 RC8; Зав. № 4288 Госреестр № 23890-02 | Активная реактивная |
| 10 | 10 | ТП-80, ввод №1 | ТТИ-100 Кл. т. 0,5 Ктг= 1500/5 Зав. № S30230 Зав. № S30232 Зав. № S30236 Госреестр №28139-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05.М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №0611090510 Госреестр № 36355-07 | УСПД МУР1001.2 RC8; Зав. № 3830 Гос реестр № 23890-02 | Активная реактивная |
| 11 | 11 | ТП-80, ввод №2 | ТТИ-100 Кл. т. 0,5 Ктг= 1500/5 Зав. № S30237 Зав. № S30390 Зав. № S30392 Госреестр №28139-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05.М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №0612091344 Госреестр № 36355-07 | Активная реактивная |
| 12 | 12 | ТП-97, КНС-2(1) | ТТИ-40 Кл. т. 0,5 Ктг = 400/5 Зав. №S28631 Зав. № S28632 Зав. № S28640 Госреестр №28139-07 | - | Меркурий 230 ART-03 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 07006364 Госреестр № 23345-07 | УСПД МУР1001.2 RC8; Зав. № 4601 Гос реестр №23890-02 | Активная реактивная |
| 13 | 13 | ТП-97, КНС-2(2) | ТТИ-40 Кл. т. 0,5 Ктг = 400/5 Зав. № S28645 Зав. № S28647 Зав. № S28650 Госреестр №28139-07 | - | Меркурий 230 ART-03 Кл. т. 0.5S/1.0 Зав. № 07004987 Госреестр № 23345-07 | Активная реактивная |
| 14 | 14 | НС-4, ТП-41 | ТТИ-30 Кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. №S26571 Зав. № S26576 Зав. № S26577 Госреестр №28139-07 | - | Меркурий 230 ART-03PQCSIGDN Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №07012244 Госреестр № 23345-07 | АРМ | Активная реактивная |
| 15 | 15 | НС-5, ТП-37 | ТТИ-30 Кл. т. 0,5 Ктг = 200/5 Зав. № S26554 Зав. № S26556 Зав. № S26560 Госреестр №28139-07 | - | Меркурий 230 ART-03 PQCS1GDN Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 07012260 Госреестр № 23345-07 | АРМ | Активная реактивная |
| 16 | 16 | НС-7, ТП-58 | ТТИ-30 Кл. т. 0,5 Ктг = 200/5 Зав. №S26581 Зав. № S26582 Зав. № S26583 Госреестр №28139-07 | - | Меркурий 230 ART-03 PQCSIGDN Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №07012237 Госреестр № 23345-07 | АРМ | Активная ! реактивная |
| 17 | 17 | ТП-125, НС-10 | ТТИ-30 Кл. т. 0,5 Ктг = 200/5 Зав. № S26561 Зав. № S26562 Зав. № S26563 Госреестр №28139-07 | - | Меркурий 230 ART-03 Кл. т. 0,5S/I,0 Зав. №07006401 Госреестр № 23345-07 | УСПД МУР1001.2 RC8; Зав. № 4005 Госреестр № 23890-02 | Активная реактивная |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 18 | 18 | ТП-120, НС-14 | ТТИ-30 Кл. т. 0,5 Ктг = 200/5 Зав. № S26566 Зав. № S26587 Зав. № S26588 Госреестр №28139-07 | - | Меркурий 230 ART-03 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №06212145 Госреестр № 23345-07 | УСПД МУР1001.2 RC8; Зав. № 4486 Госреестр № 23890-02 | Активная реактивная |
Таблица 2
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cosip | 81(2)%, 11(2)— I изм< 1з% | 85 %, I5 %- I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %- I изм< I 100 % | 8100%, Гоо %- I изм< I 120% |
| 1-6 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,28 | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| 7-18 ТТ-0,5; Сч-0,58 | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cosip | 81(2)%, I 2 %^ I изм< I 5 % | 85 %, I5 %- I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100% | 8100 %, 1100 %~ I изм< I 120% |
| 1-6 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,5 | 0,9 | - | ±7,1 | ±3,9 | ±2,9 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±1,9 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,5 | - | ±2,7 | ±1,6 | ±1,3 |
| 7-18 ТТ-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | - | ±7,5 | ±3,9 | ±2,8 |
| 0,8 | - | ±4,9 | ±2,7 | ±2,2 |
| 0,7 | - | ±4,2 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ :
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)-Uhom, ток (1 + 1,2)-1ном, cos(p=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20±5) <С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ :
• напряжение питающей сети (0,9...1,1) Uhom, ток (0,05... 1,2)-1ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °C;
- УСПД от плюс 5 до плюс 35 °C;
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АНИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05.М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• счетчик электроэнергии Меркурий 230 ART-03 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счечиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• У СПД (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 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 -не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП округа «Муром» «Водопровод и канализация». Методика поверки». МП-975/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в октябре 2010 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- ТЫ - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г
- Меркурий 230 - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- УСПД МУР-1001.2 - по методике поверки МП 4222-110-0321507-02, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2002 г.
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 4О...+5О°С, цена деления 1°С.
Межповерочный интервал - 4 года.
СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ
Измерения производятся в соответствии с документом «Методика измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП округа «Муром» «Водопровод и канализация».
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
