Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МегаФон» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «МегаФон», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ОАО «МегаФон».
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Уровень ИК, включающий измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ-03М и ЦЭ6850М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер сбора данных (далее -СД) и сервер базы данных (далее - БД), СОЕВ на базе GPS - приемника, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО).
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 уровень ИВК АИИС КУЭ, где выполняется обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Также, на уровне ИВК осуществляется хранение, накопление и передача информации в организации-участники оптового рынка электро-
Лист № 2
Всего листов 10 энергии с помощью электронной почты по выделенному каналу связи и с помощью сотовой связи стандарта GSM/GPRS.
Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера», версия 6.4 функционирует на нескольких уровнях:
• программное обеспечение счетчика;
• программное обеспечение АРМ;
• программное обеспечение сервера СД и БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИВК и счетчики. СОЕВ включает в себя GPS - приемник, установленный на уровне ИВК. Время сервера синхронизировано со временем GPS - приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сервер АИИС КУЭ осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков с временем сервера каждые 30 мин, при расхождении времени счетчиков с временем сервера на ±3 с выполняется корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПК «Энергосфера» | 6.4 | | - |
| CRQ-интерфейс | CRQonDB.exe | 6.4 | 1ffba56d1c45c6 c96d445f79aeae d68f | MD5 |
| Алармер | AlarmSvc.exe | 6.4 | 5ee9e43043aa2 5aa3439b9fcdc 0eb86d | MD5 |
| Анализатор 485 | Spy485.exe | 6.4 | 792fc10e74dfc2 f1fd7b8f495496 0c96 | MD5 |
| АРМ Энергосфера | ControlAge.exe | 6.4 | 481cbaafc6884e 42ef125e346d8 ebabc | MD5 |
| Архив | Archive.exe | 6.4 | 0d8d84386c574 dc1e99906da60 ef355a | MD5 |
| Импорт из Excel | Dts.exe | 6.4 | 74a349a5101dd dd64a8aab4dfe b60b88 | MD5 |
| Инсталлятор | Install.exe | 6.4 | d80a7b739e6c7 38bc57fd1d4ac 42483e | MD5 |
| Консоль администратора | Adcenter.exe | 6.4 | 701557ecf47c2 7d8416a1fcfedf a13ae | MD5 |
| Локальный АРМ | ControlAge.exe | 6.4 | 42622787a0c97 59032422c613b de8068 | MD5 |
| Менеджер программ | SmartRun.exe | 6.4 | 109d78b66ce47 a697207035d46 ab9987 | MD5 |
| Редактор расчетных схем | AdmTool.exe | 6.4 | 94f572617eada b4f7fc8d4feb71 b7fa2 | MD5 |
| Ручной ввод | HandInput.exe | 6.4 | ab6cf0fb6b01aa 43efde930d3e2 6779e | MD5 |
| Сервер опроса | PSO.exe | 6.4 | 38b24819c3a5d 05078b4ab7aaa d0e723 | MD5 |
| Т оннелепроклад-чик | TunnelEcom.exe | 6.4 | 3027cf475f050 07ff43c79c0538 05399 | MD5 |
| Центр импор-та/экспорта | expimp.exe | 6.4 | adcbfb6041e20 59fb0f4b44c9fc 880ca | MD5 |
| Электроколлектор | ECollect.exe | 6.4 | fd3ae9a9180d9 9d472127ff61c 992e31 | MD5 |
ПТК «ЭКОМ», включающее в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера» внесен в Госреестре №19542-05.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4
Таблица 2 - Состав измерительных каналов
| Ц/Ц q\f | Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительных каналов | УСПД | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 1 | 1 | РП-2 10/0,4 кВ "Фрегат", РУ 10 кВ, яч. 3 | ТЛМ-10 Г осреестр № 2473-05 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 00331 Зав. № 00329 Зав. № 00334 | НАМИТ-10-2 Г осреестр № 18178-99 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 0085 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Госреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812090696 | - | активная, реактивная |
| 2 | 2 | РП-2 10/0,4 кВ "Фрегат", РУ 10 кВ, яч. 27 | ТЛМ-10 Г осреестр № 2473-05 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 00425 Зав. № 00310 Зав. № 00309 | НАМИТ-10-2 Г осреестр № 18178-99 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 0441 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Госреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812091142 | активная, реактивная |
| 3 | 3 | РП-2 10/0,4 кВ "Фрегат", РУ 0,4 кВ, яч. 5, ф. 9 | Т-0,66 Г осреестр № 22656-07 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 069514 Зав. № 069513 Зав. № 069515 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Госреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812090772 | активная, реактивная |
| 4 | 4 | РП-2 10/0,4 кВ "Фрегат", РУ 0,4 кВ, яч. 13, ф. 22 | Т-0,66 Г осреестр № 22656-07 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 084493 Зав. № 080717 Зав. № 069747 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Госреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812093617 | активная, реактивная |
| 5 | 5 | ПС 110/6 кВ "Салют", ЗРУ 6 кВ, яч. 47 | ТПОЛ-10 Г осреестр № 1261-08 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 13599 - Зав. № 14298 | НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3018 | ЦЭ6850М Госреестр № 20176-06 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 89861264 | активная, реактивная |
Окончание таблицы 2
| Ц/Ц q\f | Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительных каналов | УСПД | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 6 | 6 | ПС 110/6 кВ "Салют", ЗРУ 6 кВ, яч. 6 | ТПОЛ-10 Г осреестр № 1261-08 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 12890 Зав. № 14090 | НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3941 | ЦЭ6850М Госреестр № 20176-06 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 89861290 | - | активная, реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)___________
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтён_________ной активной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:________
| Номер ИК | | Основная погрешность ИК, ±% | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% |
| диапазон тока | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1, 2 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,2 | 2,8 | 3,2 | 5,6 |
| 0,2Ih1 < I1 < Ih1 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 1,9 | 2,1 | 3,2 |
| 1н1 < I1 < 1,2Ih1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,5 | 1,7 | 1,8 | 2,6 |
| 3, 4 | 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 1,8 | 2,4 | 2,8 | 5,4 | 2,1 | 2,7 | 3,1 | 5,5 |
| 0,2Ih1 < I1 < Ih1 | 1,0 | 1,3 | 1,5 | 2,7 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 3,0 |
| 1н1 < I1 < 1,2Ih1 | 0,8 | 1,0 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,6 | 1,6 | 2,3 |
| 5, 6 | 0,02Ih1 < I1 < 0,05Ih1 | 1,9 | 2,4 | 2,7 | 4,9 | 2,2 | 2,7 | 3,0 | 5,0 |
| 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,1 | 1,6 | 1,9 | 2,1 | 3,4 |
| 0,2Ih1 < I1 < Ih1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,5 | 1,7 | 1,8 | 2,6 |
| 1н1 < I1 < 1,2Ih1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,5 | 1,7 | 1,8 | 2,6 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтённой реактивной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:
| Номер ИК | | Основная погрешность ИК, ±% | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% |
| диапазон тока | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2 | 0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi | 5,7 | 4,6 | 2,7 | 6,3 | 5,3 | 3,7 |
| 0,2Ihi < Ii < Ihi | 3,2 | 2,6 | 1,8 | 4,1 | 3,7 | 3,1 |
| Ihi < Ii < 1,2Ihi | 2,5 | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 | 3,0 |
| 3, 4 | 0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi | 5,6 | 4,5 | 2,7 | 6,2 | 5,2 | 3,7 |
| 0,2Ihi < Ii < Ihi | 2,9 | 2,4 | 1,6 | 3,9 | 3,5 | 3,0 |
| Ihi < Ii < 1,2Ihi | 2,1 | 1,8 | 1,4 | 3,4 | 3,2 | 2,9 |
| 5, 6 | 0,02Ihi < Ii < 0,05Ihi | 5,1 | 4,1 | 2,5 | 5,8 | 4,9 | 3,6 |
| 0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi | 3,4 | 2,8 | 1,9 | 4,3 | 3,8 | 3,2 |
| 0,2Ihi < Ii < Ihi | 2,5 | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 | 3,0 |
| Ihi < Ii < 1,2Ihi | 2,5 | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 | 3,0 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 + 1,02) Uhom; диапазон силы тока
Лист № 7
Всего листов 10 (1 + 1,2) 1ном, коэффициент мощности cos9 (sino) = 0,87 (0,5) инд.; ); частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 + 1,1) ином; диапазон силы первичного тока (0,05 (0,02) + 1,2) 1ном1; коэффициент мощности cos9 (sm9) - 0,5 + 1,0 (0,5 + 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от - 40 °С до + 50 °С.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 (0,02) + 1,2)1н2; коэффициент мощности cos9 (sino) - 0,5 + 1,0 (0,5 + 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от + 15 °С до + 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от + 10 °С до + 35 °С.
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «МегаФон» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;
ТО_ИК (АИИС) = 8136 ч - среднее время наработки на отказ.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчетчик ЦЭ6850М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 106100 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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;
- Сервер АИИС - 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МегаФон» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 Комплектность АИИС КУЭ ОАО «МегаФон»
| Наименование | Количество |
| Измерительные трансформаторы тока ТЛМ-10; Т-0,66; ТПОЛ-10 | 16 шт. |
| Измерительные трансформаторы напряжения НАМИТ-10-2; НТМИ-6-66 | 4 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ-03М; ЦЭ6850М | 6 шт. |
| Сервер СД и БД | 1 шт. |
Окончание таблицы 5
| Наименование | Количество |
| ПК «Энергосфера» | 1 шт. |
| Автоматизированные рабочие места персонала (АРМы) | 3 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 1 шт. |
| Формуляр | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МегаФон». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения един
ства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения един
ства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 года;
- Счетчики типа ЦЭ6850М - в соответствии с документом «Счетчики электричсе-
кой энергии ЦЭ6850. Методика поверки ИНЕС.411152.034 Д1», утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 15 декабря 2002 г.;
- Комплексы программно-технические измерительные ЭКОМ - в соответствии с
методикой «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ. Методика поверки», утвержденной ВНИИМС в ноябре 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис
темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счет
чиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МегаФон».
Лист № 10
Всего листов 10
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
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».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МегаФон».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
