Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ О. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ О

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 25 измерительных каналов (ИК), указанных в таблице 2.1 (25 точек измерений). АИИС КУЭ реализуется в филиале ОАО «НЭСК», на энергообъектах территориально расположенных в г. Славянск-на-Кубани Краснодарского края и его окрестностях.

ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), счётчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и класса точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические средства каналов передачи данных.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительные комплексы энергообъектов (ИВКЭ), созданные на базе контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 (Госреестр СИ РФ № 28822-05, зав. № 05362, 05901), выполняющих функцию устройств сбора и передачи данных (УСПД), источников бесперебойного питания и технических средств приёма-передачи данных, установленных на ПС 110/35/10 кВ «Центральная» и ПС 110/35/10 кВ «Славянская».

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани» и ЦСОД ОАО «НЭСК».

ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани» включает в себя сервер сбора данных (СД), сервер базы данных (БД), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1039), источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) персонала, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», технические средства приёма-передачи данных.

ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», технические средства приёма-передачи данных.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика 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 ИК № 1-16 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД: для ИК № 1-5 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 05362), для ИК № 6-16 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 05901), 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 по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее, по запросу ИВК, УСПД передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).

Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе подключенных по интерфейсу RS-232 устройств синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр СИ РФ № 28716-05, зав. № 1039) к серверу СД ИВК АИИС КУЭ и УСВ-2 (Госреестр СИ РФ № 41681-09, зав. № 2251, 2261) к УСПД уровня ИВКЭ. Время встроенных часов УСВ синхронизировано с единым календарным временем, которое передается на УСВ со спутников глобальной системы позиционирования - GPS, сличение ежесекундное, предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC от 0. 0,5 с.

УСВ, установленное на уровне ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», осуществляет автоматическую коррекцию времени встроенных часов сервера

СД, сервера БД и АРМ персонала. Сличение времени встроенных часов сервера СД, сервера БД и АРМ персонала со временем встроенных часов УСВ, выполняется не реже одного раз в 60 мин, погрешность синхронизации ±0,1 с. Корректировка времени встроенных часов сервера СД осуществляется автоматически независимо от наличия и величины рассогласования единого календарного времени и времени встроенных часов сервера СД. Сервер СД осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков. Сличение времени встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов сервера СД, выполняется 1 раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов УСПД ИВКЭ осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов сервера СД и счетчика более ± 2 с.

УСВ, установленные на уровне ИВКЭ АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», осуществляет автоматическую коррекцию времени встроенных часов УСПД. Сличение времени встроенных часов УСПД со временем встроенных часов УСВ ежеминутно, погрешность синхронизации ± 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени встроенных часов счётчиков. Сличение времени встроенных часов счётчиков со временем встроенных часов УСПД, выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов счётчика осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов УСПД и счётчика более ± 2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

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

Метрологические значимые модули ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО АИИС КУЭ.

Наименование программных модулей ПО

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентифика ционный номер) ПО

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

не ниже 3

e55712d0blb219065

d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

не ниже 3

bl959ff70belebl7c8

3f7b0f6d4al32f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

не ниже 3

d79874dl0fc2bl56a0

fdc27elca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

не ниже 3

52e28d7b608799bb3c

cea41b548d2c83

MD5

1

2

3

4

5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

не ниже 3

6f557f885b7372613

28cd77805bdlba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

не ниже 3

48e73a9283dle6649

4521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

не ниже 3

c391d64271acf4055

bb2a4d3felf8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

не ниже 3

ecf532935cala3fd32

15049aflfd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

не ниже 3

530d9b0126f7cdc23

ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

не ниже 3

1ea5429b261fb0e28

84f5b356aldle75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие 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».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.2 нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует уровню «высокий».

Состав измерительно-информационных комплексов и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 - Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ_

Измерительные

каналы

Состав измерительно-информационных комплексов

К

а

е

м

о

К

Наименование объекта учёта, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации,

№ Г осреестра СИ

Обозначение,

тип

Заводской

номер

ч

с

«

н

т

j

Наименование

измеряемой

величины

1

2

3

4

5

6

7

-

ПС 110/35/10 кВ «Центральная», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «Ц-3»

н

н

КТ = 0,5 Ктт = 100/5 № 2473-69

А

ТЛМ-10-1 У3

№ 4507

2000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

В

-

-

С

ТЛМ-10-1 У3

№ 4508

Е

а

о

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69

А

В

С

НТМИ-10-66

№ 795

Счётчик

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

№ 0803103635

(N

ПС 110/35/10 кВ «Центральная», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «Ц-7»

Н

н

КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 2473-69

А

ТЛМ-10-2 У3

№ 3011

4000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

В

-

-

С

ТЛМ-10-2 У3

№ 3914

Е

а

о

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69

А

В

С

НТМИ-10-66

№ 795

Счётчик

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

№ 0804101404

ПС 110/35/10 кВ «Центральная», КРУН-10 кВ Т-1, фидер

«Ц-9»

Н

н

КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 2473-69

А

ТЛМ-10-2 У3

№ 3004

4000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

В

-

-

С

ТЛМ-10-2 У3

№ 3917

Е

а

о

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69

А

В

С

НТМИ-10-66

№ 795

Счётчик

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

№ 0803102666

8

7

6

5

4

-

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «С-5»

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВТ-1, фидер «С-3»

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «С-1»

ПС 110/35/10 кВ «Центральная», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «Ц-13»

ПС 110/35/10 кВ «Центральная», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «Ц-11»

Ы

Счётчик

ТН

ТТ

Счётчик

ТН

ТТ

Счётчик

ТН

ТТ

Счётчик

ТН

ТТ

Счётчик

ТН

ТТ

1сш

1сш

1сш

1сш

1сш

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87

КТ = 0,5 Ктт = 150/5 № 2363-68

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87

КТ = 0,5 Ктт = 300/5 № 1276-59

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87

КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 1276-59

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69

КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 2473-69

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69

КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 2473-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

о ся >

О

СЯ

>

СЭТ-4ТМ.03М.01

О СЯ >

О

СЯ

>

СЭТ-4ТМ.03.01

О СЯ >

О

СЯ

>

СЭТ-4ТМ.03М.01

О СЯ >

О

СЯ

>

СЭТ-4ТМ.03.01

О СЯ >

О

СЯ

>

-р^

НАМИ-10 У2

ТПЛМ-10

1

ТПЛМ-10

НАМИ-10 У2

01-If III

1

01-If III

НАМИ-10 У2

01-If III

1

01-If III

НТМИ-10-66

ТЛМ-10-1

1

ТЛМ-10-2 УЗ

НТМИ-10-66

ТЛМ-10-2 УЗ

1

ТЛМ-10-2 УЗ

№0803102606

№ 7589

№ 14977

1

№ 14578

№0804101957

№ 7589

№669

1

№ 15348

№0120071905

№ 7589

№ 9367

1

№ 45085

№0804101894

№795

№ 0108

1

№ 9330

№0110054021

№795

№ 9381

1

№ 1903

ил

3000

6000

4000

4000

о\

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

\1

Продолжение таблицы 2.1

13

12

11

10

9

-

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-2, фидер «С-2»

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВТ-1, фидер «С-13»

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «С-11»

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВТ-1, фидер «С-9»

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-1, фидер «С-7»

Ы

Счётчик

ТН

ТТ

Счётчик

ТН

ТТ

Счётчик

ТН

ТТ

Счётчик

ТН

ТТ

Счётчик

ТН

ТТ

2сш

1сш

1сш

1сш

1сш

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

КТ = 0,5 Ктн = 10000:л/3/100:л/3 №46738-11

КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 32139-06

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87

КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 1276-59

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87

КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 1276-59

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87

КТ = 0,5 Ктт = 150/5 № 1856-63

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 11094-87

КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 1276-59

СЭТ-4ТМ.03М.01

О

СЯ

>

О

СЯ

>

СЭТ-4ТМ.03М.01

О СЯ >

О

СЯ

>

СЭТ-4ТМ.03М.01

О СЯ >

О

СЯ

>

СЭТ-4ТМ.03М.01

О СЯ >

О

СЯ

>

СЭТ-4ТМ.03М.01

О СЯ >

О

СЯ

>

-р^

ЗНОЛП.4-Ю У2

ЗНОЛП.4-Ю У2

ЗНОЛП.4-Ю У2

ТОЛ-СЭЩ-Ю-11 У2

1

ТОЛ-СЭЩ-Ю-11 У2

НАМИ-10 У2

01-ITLLI

1

01-ITLLI

НАМИ-10 У2

01-ITLLI

1

01-ITLLI

НАМИ-10 У2

ТВЛМ-10

1

ТВЛМ-10

НАМИ-10 У2

01-ITLLI

1

01-ITLLI

№ 0804130882

№4001684

№4001685

№4001686

№09730-11

1

№09756-11

№ 0803103565

№ 7589

№ 4020

1

№ 8868

№ 0804101839

№ 7589

№ 16924

1

№ 17280

о

00

о

о

00

00

о

№ 7589

№ 78375

1

№ 78381

№ 0803102634

№ 7589

№ 45074

1

№ 33351

ил

4000

4000

4000

3000

4000

о\

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

\1

Продолжение таблицы 2.1

я

чз

о

й

о

и

*

<т>

X

X

<т>

н

рэ

04

и

X

с

Е

ю

ю

Счётчик

Счётчик

Счётчик

Счётчик

Счётчик

ТТ

ТТ

ТТ

18

ПС 110/10 кВ «ПТФ» КРУН-10 кВ Т-1, фидер «ПФ-7»

ТН

ТТ

1сш

17

ПС 110/10 кВ «ПТФ» КРУН-10 кВТ-1, фидер «ПФ-5»

ТН

ТТ

1сш

16

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-2, фидер «С-8»

ТН

2сш

15

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-2, фидер «С-6»

ТН

2сш

14

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-2, фидер «С-4»

ТН

2сш

н

33

н

а

н

а

ю

я

я

н

II

i?

II

о

о

00

ил

X

JO

U)

О

ю

II

ил

н—

о

-рь.

1

Os

о

о

о

Ю

-рь.

о

о

Я

Ч

II

Ъ.

я

Н

II

о

Ъ.

т

я

н

II

о

Ui

in

я

ч

II

о

(уз

я

н

II

о

Ui

(УЭ

я

U)

ю

3

II

я

н

н—

II

U)

U)

ю

о

JO

1

о

о

'l/l

Os

'^1

i?    ^

-    11 7

W    U) 11

40    о о

Os    <-*

i?    ^

2

-    11    7

W    ы    "

40    о    о

<Ь    5 ^

а\    <-Л

^ я

- " 7

0\ О

40 Гй

IO

IO

о «

£ 4

о II

о Я

£ н

о II

о

о

OJ

о Я

£ н

о II

я

о

л

я

о

я

о

Л

-р^

Os

о

OJ . .

00

' U) U1

-р^

Os

о

OJ . .

00 ^__Р

' U) U1

OJ

On

On

40

^1

I

О

00

U)

Os

Os

ю

0

1

о

00

U)

Os

Os

Ю

0

1

о

00

н

II

'i/I

Ю -Р^

—J KJ

Os О

о

л

Os

Os

Ю

0

1

о

00

о

о

о

о

о

о

о

о

U)

о

о

U)

О СЯ >

О СЯ >

О СЯ >

О СЯ >

О СЯ >

О СЯ >

о со >

о со >

СЯ

СЯ

0 ч

1

ч

2

о

OJ

0 U

ч

1

ч

2

о

OJ

0 U

ч

1

ч

2

о

OJ

0

и

ч

1

н

2

о

U)

0

ч

1

-рь.

ч

я

ч

Я

ч

о

OJ

0\

On

о\

<У\

о

00

о

о

00

о

00

о

00

о

U)

о

ю

о

00

'ил

о

о

L/1

U)

о

ю

о

W

я

W

я

ю

U)

ю

о

ю

Os

ю

ОN

ю

ил

со

о

о>

ч

о

и

К

о

н

о

D3

-рь.

L/1

4000

4000

6000

6000

4000

ОN

К

о

н

23

22

21

20

19

-

КТП-523/1 (от ВЛ-6 кВ ф.523 ПС 35/6 кВ "X - 52")

ЗТП 10/0,4 кВ «Ц7-09п» (от ВЛ-10 кВ «НС-6» с ПС 35/10/6 кВ «НС-12»)

ТП 10/0,4 кВ «ЦЗ-04» (от ВЛ-10 кВ «Ц-5» с ПС 110/35/10 кВ «Центральная»)

ГКТП 10/0,4 кВ «ПФ-9-1030п»

(от ВЛ-10 кВ «ПФ-9» с ПС 110/10 кВ «ПТФ»)

ПС 220/110/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ, фидер «Сг-5»

Ы

Счётчик

ТН

тт

Счётчик

ТН

ТТ

Счётчик

ТН

ТТ

Счётчик

ТН

ТТ

Счётчик

ТН

ТТ

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

1

КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 15174-06

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

КТ = 0,5

Ктн = юооол/з/юол/з

№ 3344-08

КТ = 0,5 Ктт = 75/5 № 2363-68

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

КТ = 0,5

Ктн = юооол/з/юол/з

№ 25927-03

КТ = 0,5 Ктг= 100/5 № 9143-01

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69

КТ = 0,5 Ктт = 50/5 № 2363-68

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

КТ = 0,5 Ктн = 10000/100 № 831-69

КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 1276-59

СЭТ-4ТМ.03М.09

О СЯ >

О

СЯ

>

СЭТ-4ТМ.03.01

О

СЯ

>

О

СЯ

>

СЭТ-4ТМ.03.01

О

СЯ

>

О

СЯ

>

СЭТ-4ТМ.03М.01

О СЯ >

О

СЯ

>

СЭТ-4ТМ.03.01

О СЯ >

О

СЯ

>

-р^

1

Т0п-0,66 УЗ

Т0п-0,66 УЗ

Т0п-0,66 УЗ

ЗНОЛ.06-10УЗ

ЗНОЛ.06-10УЗ

ЗШЛ.06-10УЗ

ТПЛМ-10

1

ТПЛМ-10

ЗНИОЛ-Ю УЗ

ЗНИОЛ-Ю УЗ

ЗНИОЛ-Ю УЗ

ТЛК 10-5 УЗ

1

ТЛК 10-5 УЗ

НТМИ-10-66 УЗ

ТПЛМ-10

1

ТПЛМ-10

НТМИ-10-66 УЗ

ТПЛ-10

1

ТПЛ-10

№ 0805130399

1

№ 9056680

№ 9057126

№ 9056719

№ 0108071872

№ 8711

№ 8661

№ 8660

№02019

1

№ 03764

№0110052098

№ 0247

№ 0076

№ 0246

№ 06749

1

№ 06745

№0811120125

№230

№ 70753

1

№ 05763

№0111050012

№ ТСКА

№ 69573

1

№ 0878

ил

40

1500

2000

1000

4000

о\

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ Календарное время

\1

Продолжение таблицы 2.1

1

2

3

4

5

6

7

<N

КТП-523/2 (от ВЛ-6 кВ ф.523 ПС 35/6 кВ "Х - 52")

н

н

КТ = 0,5S Ктт = 200/5 № 29482-07

А

Т-0,66 У3

№ 09117719

о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

В

Т-0,66 У3

№ 09117720

С

Т-0,66 У3

№ 09117721

Е

-

А

В

С

-

-

Счётчик

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.09

№ 0101072782

in

<N

КТП-523/958 (от ВЛ-6 кВ ф.523 ПС 35/6 кВ "Х - 52")

Н

н

КТ = 0,5 Ктт = 200/5 № 15174-06

А

ТОП-0,66 У3

№ 9055268

о

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

В

ТОП-0,66 У3

№ 9056365

С

ТОП-0,66 У3

№ 9056337

Е

-

А

В

С

-

-

Счётчик

КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.09

№ 0110061064

Примечания:

1.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 или ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 или ГОСТ Р 52425-2005 режиме измерения реактивной электроэнергии;

2.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счётчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечаний) утверждённых типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.1;

3.    Допускается замена устройств сбора и передачи данных (УСПД) и устройств синхронизации времени (УСВ) на однотипные утверждённого типа.

Таблица 2.2 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Границы относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии при индуктивной нагрузке для доверительной вероятности P=0,95

основной (±5), %

в рабочих условиях (±5), %

№ ИК

Диапазон тока

,0

II

&

s

o

c

cos j = 0,866/ sin j = 0,5

cos j = 0,8/ sin j = 0,6

cos j = 0,5/ sin j = 0,866

,0

il

&

s

o

c

cos j = 0,866/ sin j = 0,5

cos j = 0,8/ sin j = 0,6

cos j = 0,5/ sin j = 0,866

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0,05 ^1 1 ^ < 0,1 J«1

1,8

2,5

2,9

5,5

3,0

3,7

4,1

6,6

-

5,6

4,6

2,7

-

7,9

6,9

5,3

1 - 3, 5, 7 - 16, 18, 20

0,1 Ie1 I I1 < 0,2 !н!

1,6

2,2

2,5

4,6

2,9

3,5

3,8

5,9

-

4,7

3,8

2,4

-

7,2

6,5

5,1

н1

I

<

II

VI

н1

I

,2

0

1,2

1,5

1,7

3,0

2,6

3,1

3,3

4,7

-

3,1

2,6

1,8

-

6,3

5,8

4,9

Iн1 I I1 I 1,2 Iн1

1,0

1,2

1,3

2,3

2,6

3,0

3,2

4,3

-

2,4

2,1

1,5

-

6,0

5,6

4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

4, 6, 17, 19, 21, 22

0,05 1н1 < 11 < 0,1 1н1

1,8

2,5

2,9

5,5

3,0

3,7

4,1

6,6

-

5,7

4,7

2,9

-

8,5

7,4

5,8

0,1 1н1 < I1 < 0,2 1н1

1,6

2,2

2,5

4,6

2,9

3,5

3,8

5,9

-

4,8

3,9

2,4

-

6,8

6,0

4,8

0,2 1н1 < 11 < 1н1

1,2

1,5

1,7

3,0

2,6

3,1

3,3

4,7

-

3,2

2,6

1,8

-

5,1

4,7

4,1

1н1 < I1 < 1,2 1н1

1,0

1,2

1,3

2,3

2,6

3,0

3,2

4,3

-

2,4

2,1

1,5

-

4,4

4,2

3,9

23

0,05 1н1 < ^ < 0,1 3^н1

1,7

2,4

2,8

5,4

2,9

3,6

4,0

6,5

-

5,5

4,4

2,7

-

7,8

6,9

5,3

0,1 1н1 < ^ < 0,2 1н1

1,5

2,0

2,3

4,4

2,8

3,4

3,7

5,7

-

4,5

3,6

2,2

-

7,1

6,4

5,1

0,2 1н1 < I1 < 1н1

1,0

1,3

1,5

2,7

2,6

3,0

3.2

4,6

-

2,8

2,4

1,6

-

6,2

5,7

4,8

1н1 < ^ < 1,2 3^н1

0,8

1,0

1,1

1,9

2,5

2,9

3,1

4,1

-

2,1

1,8

1,3

-

5,9

5,5

4,7

24

0,01 In1 < I1 < 0,02 Iнl

2,0

-

-

-

3,1

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

0,02 IH1 < I1 < 0,05 Iнl

1,8

2,3

2,6

4,7

3,0

3,6

3,9

6,0

-

5,7

4,7

3,2

-

12,3

10,7

8,3

0,05 Iнl < I1 < 0,1 Iнl

1,0

1,4

1,6

2,8

2,6

3,0

3,3

4,6

-

3,3

2,8

1,9

-

7,1

6,4

5,4

0,1 Ь1 < I1 < 0,2 Iнl

0,9

1,2

1,3

2,4

2,5

3,0

3,2

4,4

-

2,8

2,3

1,6

-

5,5

5,1

4,5

н1

I

<

II

VI

н1

I

,2

0

0,8

1,0

1,1

1,9

2,5

2,9

3,1

4,1

-

2,1

1,8

1,4

-

4,6

4,3

4,0

Iн1 < Il < 1,2 Iн1

0,8

1,0

1,1

1,9

2,5

2,9

3,1

4,1

-

2,1

1,8

1,3

-

4,2

4,0

3,9

25

0,05 Iн1 < I1 < 0,1 Iн1

1,7

2,4

2,8

5,4

2,9

3,6

4,0

6,5

-

5,6

4,5

2,8

-

8,4

7,4

5,8

0,1 Iel < Il < 0,2 Iн1

1,5

2,0

2,3

4,4

2,8

3,4

3,7

5,7

-

4,6

3,7

2,3

-

6,6

5,9

4,8

0,

2

I

1

I

II < I 1

1,0

1,3

1,5

2,7

2,6

3,0

3,2

4,6

-

2,9

2,4

1,6

-

5,0

4,6

4,1

Iн1 < I1 < 1,2 Iн1

0,8

1,0

1,1

1,9

2,5

2,9

3,1

4,1

-

2,1

1,8

1,3

-

4,2

4,0

3,9

Примечания:

-    параметры сети для ИК № 24: диапазон напряжения - от 0,9-ином до 1,1-ином; диапазон силы тока - от 0,01 •Ihom до 1,2^Ihom; диапазон коэффициента мощности 0,5инд. < cos9 < 1, диапазон частоты - от 49,6 до 50,4 Гц;

-    допускаемая температура окружающего воздуха: для измерительных ТТ и ТН в зависимости от вида климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150-69; счетчиков электрической энергии - от -40 до +60 °С; контроллеров сетевых индустриальных - от -10 до +50 °С; устройств синхронизации времени - от -10 до +50 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более

- 0,5 мТл.

Надёжность применяемых измерительных компонентов в АИИС КУЭ:

-    в качестве показателей надёжности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 90000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч.;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 70000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 2 ч.;

-    УСВ - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 35000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 2 ч;

-    ИВК - коэффициент готовности не менее КГ = 0,99 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 1 ч.

Оценка надёжности АИИС КУЭ в целом, не менее:

-    КГ_АИИС кУЭ = 0,999 - коэффициент готовности;

-    ТО_АИИС КУЭ = 3149,86 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надёжность системных решений:

-    применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

-    стойкость к электромагнитным воздействиям;

-    ремонтопригодность;

-    программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

-    функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

-    резервирование электропитания оборудования системы;

-    в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

1.    параметрирования;

2.    пропадания напряжения;

3.    коррекция времени.

-    в журнале событий сервера фиксируются факты:

1.    даты начала регистрации измерений;

2.    перерывы электропитания;

3.    программные и аппаратные перезапуски;

4.    установка и корректировка времени;

5.    нарушение защиты сервера;

6.    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

-    мониторинг состояния АИИС КУЭ:

1.    возможность съема информации со счетчика автономным способом;

2.    возможность получения параметров удаленным способом;

3.    визуальный контроль информации на счетчике.

Защищённость применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

1.    электросчётчиков;

2.    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

3.    испытательных коробок;

4.    УСПД;

5.    сервера.

-    наличие защиты результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи) на программном уровне;

-    наличие защиты на программном уровне при параметрировании счетчиков, УСПД и сервера:

1.    установка пароля на счётчик;

2.    установка пароля на УСПД;

3.    установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации (профиля):

-    электросчётчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 сут.;

-    контроллер сетевой индустриальный - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут.;

-    сервер - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани»).

Комплектность

Полная комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани») определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани») представлена в таблице 3.

Наименование

Количество

1

2

Измерительный трансформатор тока ТЛМ-10

14 шт.

Измерительный трансформатор тока ТПЛ-10

12 шт.

Измерительный трансформатор тока ТПЛМ-10

6 шт.

Измерительный трансформатор тока ТВЛМ-10

2 шт.

Измерительный трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10

8 шт.

Измерительный трансформатор тока ТЛК 10-5

2 шт.

Измерительный трансформатор тока ТОП-0,66

6 шт.

Измерительный трансформатор тока Т-0,66

3 шт.

Измерительный трансформатор напряжения НТМИ-10-66

4 шт.

Измерительный трансформатор напряжения НАМИ-10

1 шт.

Измерительный трансформатор напряжения ЗНОЛП.4-10

3 шт.

Измерительный трансформатор напряжения ЗНИОЛ-10

3 шт.

Измерительный трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10

3 шт.

Счётчик электроэнергии многофункциональный типа СЭТ-4ТМ.03М

17 шт.

Счётчик электроэнергии многофункциональный типа СЭТ-4ТМ.03

8 шт.

Коробка испытательная ЛИМГ

25 шт.

Разветвитель интерфейса RS-485 ПР-3

20 шт.

Шкаф учета

3 шт.

Шкаф учета в составе: преобразователь интерфейса MOXA TCC-1001 - 2 шт., GSM модем Siemens MC35i в комплекте с блоком питания Siemens LOGO! Power - 2 шт, источник бесперебойного питания Smart -UPS SUA750I, термостат KTO, термостат KTS, тепловентилятор HGL 04601.0-00, фильтрующий вентилятор SK, светильник KLO.

5 комплектов

Шкаф учета в составе: GSM-модем СИКОН ТС65 - 2 шт., источник бесперебойного питания, компактный вентилятор (опционально), нагревательный элемент (опционально).

3 комплекта

Шкаф УСПД в составе: контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, устройство синхронизации времени УСВ-2, GSM-модем СИКОН ТС65 - 2 шт, источник бесперебойного питания.

2 комплекта

Шкаф ИВК в составе: сервер сбора данных HP ProLiant DL380G5, сервер базы данных HP ProLiant DL380, коммутатор Ethernet HP ProCurve Switch 2626, 16-портовый асинхронный сервер RS-232 в Ethernet Moxa Nport 5610, 1-портовый асинхронный сервер интерфейсов RS-232/422/485 Moxa NPort IA 5150i-T, межсетевой экран Cisco PIX 506E, GSM-модем CINTERION - 4 шт., блок питания LOGO! Power 6EP1322-1SH02 - 3 шт., модем ZyXEL U-336E plus в комплекте с блоком питания, устройство синхронизации времени УСВ-1, источник бесперебойного питания APC Smart-UPS 2200, консоль с клавиатурой HP TFT7600.

1 комплект

Сервер, оснащенный ОС Microsoft Windows 2003 Server, система управления базами данных (СУБД) Microsoft Windows SQL 2003 Server, (ПО) «Пирамида 2000»

1 комплект

АРМ персонала, оснащенный ОС Windows XP Pro, (ПО) «Пирамида 2000»

1 комплект

1

2

Переносный компьютер, оснащенный ОС Windows XP Pro, ПО для работы со счётчиками СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», с оптическим преобразователем для работы со счётчиками системы

1 комплект

Паспорт-Формуляр ЕКМН.466453.022-22 ПФ

1 экземпляр

Руководство пользователя ЕКМН.466453.022-22 ИЗ

1 экземпляр

Инструкция по эксплуатации КТС ЕКМН.466453.022-22 ИЭ

1 экземпляр

Методика поверки 132-СП-АС-МП

1 экземпляр

Поверка

осуществляется по документу 132-СП-АС-МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 01 ноября 2013 г.

Средства поверки измерительных компонентов:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;

-    счётчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счётчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    контроллеров сетевых индустриальных типа СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 году;

-    устройства синхронизации времени типа УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15 декабря 2004 г.;

-    устройств синхронизации времени типа УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 31 августа 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04), принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

-    переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр «CENTER» (Госреестр СИ РФ № 22129-04): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе 132-СП-АС «Модернизация АИИС КУЭ филиала ОАО «НЭСК-электросети» «Славянскэлектросеть». Рабочая/проектная документация. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани»)

1.    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

2.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

3.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

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

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

6.    ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счётчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

7.    ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счётчики реактивной энергии».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание