Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Кировской области (ГТП Восточная, Октябрьская, Омутнинск, Северная). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Кировской области (ГТП Восточная, Октябрьская, Омутнинск, Северная)

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 1178 п. 25 от 26.12.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 49304
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Кировской области (ГТП Восточная, Октябрьская, Омутнинск, Северная) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» 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, построенная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный серверы баз данных (СБД) ОАО «Оборонэнергосбыт», контроллеры SDM-TC65, автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ». АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.

В качестве ССД используется сервер HP ProLiant DL180G6, установленный в региональном отделении ОАО «Оборонэнергосбыт». В качестве СБД используются серверы SuperMicro 6026T - NTR+ (825 - 7). СБД установлены в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Оборонэнергосбыт».

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений в организации-участники оптового 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- передача журналов событий счетчиков.

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 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.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через контроллеры SDM-TC65 по сети Интернет поступает на ССД (в случае если отсутствует TCP-соединение с контроллерами, сервер устанавливает CSD-соединение с SDM TC65 и считывает данные. ССД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на СБД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Оборонэнергосбыт» (основной канал) либо по электронной почте путем отправки файла с данными, оформленными в соответствии с протоколом «Пирамида» (резервный канал). СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации всем заинтересованным субъектам (ОАО «АТС») в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Коррекция текущего значения времени и даты (далее времени) часов УСВ-2 происходит от GPS-приёмника. Погрешность формирования (хранения) шкалы времени при отсутствии коррекции по сигналам проверки времени в сутки не более ±1,0 с. Установка текущих значений времени и даты в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2.

Синхронизация времени или коррекция шкалы времени таймеров серверов происходит каждый час, коррекция текущих значений времени и даты серверов с текущими значениями времени и даты УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с текущими значениями времени и даты УСВ-2, т.е. серверы входят в режим подчинения устройствам точного времени и устанавливают текущие значения времени и даты с часов УСВ-2.

Сравнение текущих значений времени и даты счетчиков с текущим значением времени и даты ССД - при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.

Программное обеспечение

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

Наименование ПО

Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО)

Наименование файла

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПО «Пирамида 2000»

модуль, объединяющий драйвера счетчиков

BLD.dll

Версия 8

58a40087ad0713aaa6

668df27378eff7

MD5

драйвер кэширования ввода данных

cachect.dll

7737c987fb7603c985

3c9alll0f6009d

драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ

Re-

gEvSet4tm.dll

3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967

драйвера кэширования и опроса данных контроллеров

caches 1.dll

b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb

cacheS10.dll

6802cbdeda81 efea2b 17145ff22efOO

siconsl0.dll

4b0ea7c3e50a73099fc9908f c785cb45

sicons50.dll

8d26c4d519704b0bc

075e73fDlb72118

драйвер работы с СОМ-портом

comrs232.dll

bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf

драйвер работы с БД

dbd.dll

feO5715defeec25eO62 245268ea0916a

библиотеки доступа к серверу событий

ESCli-ent_ex.dll

27c46d43bllca3920c f2434381239d5d

filemap.dll

C8b9bb71f9faf20774

64df5bbd2fc8e

библиотека проверки прав пользователя при входе

plogin.dll

40cl0e827a64895c32

7e018dl2f75181

ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» по Кировской области (ГТП Восточная, Октябрьская, Омутнинск, Северная).

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» по Кировской области (ГТП Восточная, Октябрьская, Омутнинск, Северная) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.

Технические характеристики

Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

№ ИИК

Наименование объекта

Состав измерительно-информационных каналов

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС Восточная 110/10/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 13, ф. 10

ТЛК-10 кл.т. 0,5 Ктт .= 300/5 Зав.№ 1341 Зав.№ 1383 Г осреестр № 9143-06

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 Ктт.= 6000/100 Зав.№ 0312 Г осреестр № 16687-07 НАМИТ-10 кл.т. 0,5 Ктт.= 6000/100 Зав.№ 0094 Г осреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 12041093 Г осреестр № 27524-04

Сервер HP Proliant DL180G6 Зав. № CZJ20311M5 Г осреестр № 21906-11

активная реактивная

2

ПС Восточная 110/10/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 22, ф. 22

ТЛК-10 кл.т. 0,5 Ктт= 300/5 Зав.№ 7038 Зав.№ 7055

Г осреестр № 9143-06

НАМИТ-10 кл.т. 0,5 Ктт.= 6000/100 Зав.№ 0584 Г осреестр № 16687-07 НАМИТ-10 кл.т. 0,5 Ктт.= 6000/100 Зав.№ 0582 Г осреестр № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 03050931 Г осреестр № 27524-04

активная реактивная

3

ПС Октябрьская 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.1, ф. 1

ТПЛ-10с

кл.т. 0,5S Ктт= 400/5 Зав.№ 2221100000098 Зав.№ 2221100000093

Г осреестр № 29390-10

НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктт.= 6000/100 Зав.№ 331 Г осреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0110051070 Г осреестр № 27524-04

активная реактивная

4

ПС Октябрьская 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.8, ф. 8

ТЛМ-10

кл.т. 0,5 Ктт= 400/5 Зав.№ 0865

Зав.№ 58605 Г осреестр № 2473-05

НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктт.= 6000/100 Зав.№ 242 Г осреестр № 380-49

СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0108054061 Г осреестр № 27524-04

активная реактивная

5

КТП О-2409 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

ТТИ кл.т. 0,5 Ктт= 200/5 Зав.№ N12485 Зав.№ N12493 Зав.№ N12484 Г осреестр № 28139-07

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0606120077 Г осреестр № 36355-07

активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

6

КТП О-2410 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

ТТИ кл.т. 0,5 Ктт= 600/5 Зав.№ L22893 Зав.№ L22906 Зав.№ L22894 Г осреестр № 28139-07

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612113362 Г осреестр № 36355-07

Сервер HP Proliant DL180G6 Зав. № CZJ20311M5

Г осреестр № 21906-11

активная реактивная

7

ТП-478 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

ТТИ кл.т. 0,5 Ктт= 600/5 Зав.№ S12961 Зав.№ S12964 Зав.№ S12950 Г осреестр № 28139-07

-

ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0605120713 Г осреестр № 36355-07

активная реактивная

8

ТП-992 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

ТТИ кл.т. 0,5 Ктт= 600/5 Зав.№ L22897 Зав.№ L22886 Зав.№ L22902 Г осреестр № 28139-07

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0603120425 Г осреестр № 36355-07

активная реактивная

Таблица 3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

81(2)%, 11(2)- I изм< I 5 %

85 %, I5 %- I изм< I 20 %

820 %, I 20 %- I изм< I 100 %

8100 %, I100 %- I изм- I 120 %

1

2

3

4

5

6

1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

1,0

-

±2,2

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,7

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,9

0,7

-

±3,8

±2,4

±2,1

0,5

-

±5,7

±3,3

±2,7

5 - 8 (ТТ 0,5; Сч 0,5S)

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

Пределы допускаемой относител] трической энергии в

ьной погрешности ИИК при измерении реактивной элек-рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер ИИК

cosф

81(2)%, I1(2)- I изм< I 5 %

85 %, I5 %- I изм< I 20 %

820 %, I 20 %- I изм< I 100 %

8100 %, I100 %- I изм- I 120 %

1 - 4

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,9

-

±7,8

±4,3

±3,3

0,8

-

±5,2

±3,1

±2,5

0,7

-

±4,4

±2,7

±2,3

0,5

-

±3,5

±2,3

±2,1

5 - 8 (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

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1. Погрешность измерений 81(2)%Р и 81(2)%Q для cosф=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosф<1,0 нормируется от 12%..

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

• сила тока от 1ном до 1,2-Ihom, cosф=0,9 инд;

• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети 0,(>Uhom до 1,1-Uhom,

• сила тока от 0,05 Ihom до 1,2 1ном;

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005;

7. 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 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М, - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

• УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика 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 счетчиков 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);

• сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

Наименование

Тип

Кол.

Трансформатор тока

ТЛК-10

4

Трансформатор тока

ТПЛ-10с

2

Трансформатор тока

ТЛМ-10

2

Трансформатор тока

ТТИ

12

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03.01

4

Счётчик электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05М.04

2

Счётчик электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05М.16

2

Контроллер

SDM-TC65

6

Сервер регионального отделения ОАО «Оборонэнер-госбыт»

HP Proliant DL180G6

1

Устройство синхронизации системного времени

УСВ-2

2

Сервер портов RS-232

Moxa NPort 5410

2

GSM Модем

Teleofis RX100-R

2

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS 1000 RM

2

Сервер БД ОАО «Оборонэнергосбыт»

SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7)

2

GSM Модем

Cinterion MC35i

2

Коммутатор

3Com 2952-SFP Plus

2

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS 3000 RM

2

Методика поверки

МП 1452/446-2012

1

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС.737 Ф

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1452/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Кировской области (ГТП Восточная, Октябрьская, Омутнинск, Северная). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в августе 2012 года.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.21688;

- счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

- счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Кировской области (ГТП Восточная, Октябрьская). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0104/2012-01.00324-2011 от 05.09.2012 г.

Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Кировской области (ГТП Омутнинск). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0114/2012-01.00324-2011 от 10.09.2012 г.

Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Кировской области (ГТП Северная). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0115/2012-01.00324-2011 от 10.09.2012 г.

Нормативные документы

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

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание