Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша" филиал в г.Советск. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша" филиал в г.Советск

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 598 п. 44 от 18.06.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша», филиал в г. Советск (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы, далее измерительные каналы (ИК), АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий 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 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе (УСПД) СИКОН С70 (Госре-естр № 28822-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер Филиала ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша» в г. Советске (далее - сервер), установленный в центре сбора и обработки данных (ЦСОИ) Филиала ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша» в г. Советске, автоматизированное рабочее место (АРМ), УССВ УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раза 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 измерительных каналах;

- 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 заинтересованные организации;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

Лист № 2

Всего листов 9

- 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).

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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.

УСПД СИКОН С70 один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивает счетчики, также в нем осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчиках коэффициенты трансформации выбраны равные единице, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.

Сервер с периодичностью один раз в сутки опрашивает контроллер СИКОН С70 и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности, в автоматическом режиме один раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.

АРМ, установленный в отделе главного энергетика (ОГЭ) Филиала ООО «ЭсСиЭй Хай-джин Продактс Раша», в г. Советске, считывает данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени УСВ-2, УСПД, сервера и счетчиков. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав УСВ-2 входит GPS-приемник, что обеспечивает ход часов УСВ-2 не более ±0,35 с/сут.

Сравнение показаний часов УСВ-2 и сервера осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-2 и сервера осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-2 и сервера.

Сравнение показаний часов УСПД и сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД и сервера осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера на величину более чем ± 1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 1 с.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша», филиал в г. Советск используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами

Лист № 3

Всего листов 9 доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в ИВК АИИС КУЭ

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспече

ния

1

2

3

4

5

6

ПО «Пи

рамида 2000»

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219 065d63da949114 dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/ мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb1 7c83f7b0f6d4a13

2f

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b1 56a0fdc27e1ca48 0ac

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

Metrology.dll

3

52e28d7b608799 bb3ccea41b548d 2c83

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372 61328cd77805bd 1ba7

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e6 6494521f63d00b 0d9f

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4 055bb2a4d3fe1f8 f48

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3f d3215049af1fd9 79f

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cd c23ecd814c4eb7 ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0 e2884f5b356a1d 1e75

Лист № 4

Всего листов 9

ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел 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.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ООО «ЭсСиЭй Хайджин Про-дактс Раша», филиал в г. Советск от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Составы 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша», филиал в г. Советск приведены в таблице 2.

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша», филиал в г. Советск приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша», филиал в г. Советск

№ ИИК

Наименование

ИИК

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

ИВКЭ (УСПД)

1

2

3

4

5

6

1

ЩГРЭС КРУН-6кВ Т-658

ТОЛ-СЭЩ-10-11 1500/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 34453-08 Зав. № 34454-08 Зав. № 34455-08 Госреестр №32139-11

ЗНОЛП-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 2977 Зав. № 2941 Зав. № 3015

Госреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810126822 Госреестр № 36697-08

СИКОН С70 Зав.№ 06574 INTEL DLP320GLEU 7 STORM

2

ЩГРЭС КРУН-6кВ Т-660

ТОЛ-СЭЩ-10-11 1500/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 34274-08 Зав. № 34664-08 Зав. № 34665-08 Госреестр №32139-11

ЗНОЛП-6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3591 Зав. № 3593 Зав. № 3584

Госреестр № 23544-07

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810127119 Госреестр № 36697-08

СИКОН С70 Зав.№ 06574 INTEL DLP320GLEU 7 STORM

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

3

ЩГРЭС Т-1

ТВГ-220 400/5

Кл. т. 0,2S Зав. № 2023-12 Зав. № 2188-12 Зав. № 2114-12 Зав. № 2189-12 Зав. № 2113-12 Зав. № 2187-12

Госреестр № 39246-08

НКФ-220-58 220000/100

Кл. т. 0,5 Зав. № 36470 Зав. № 36403 Зав. № 37114 Зав. № 26405 Зав. № 26625 Зав. № 844796

Госреестр № 14626-06

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810126035 Госреестр № 36697-08

СИКОН С70 Зав.№ 06574 INTEL DLP320GLEU 7 STORM

4

ЩГРЭС Т-2

ТВГ-220 400/5

Кл. т. 0,2S Зав. № 2192-12 Зав. № 2364-12 Зав. № 2190-12 Зав. № 2365-12 Зав. № 2191-12 Зав. № 2363-12

Госреестр № 39246-08

НКФ-220-58 220000/100

Кл. т. 0,5 Зав. № 36470 Зав. № 36403 Зав. № 37114 Зав. № 26405 Зав. № 26625 Зав. № 844796

Госреестр № 14626-06

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810126957

Госреестр № 36697-08

СИКОН С70 Зав.№ 06574 INTEL DLP320GLEU 7 STORM

Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ

ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продакте Раша», филиал в г. Советск_________________

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерение активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ)

31(2)%, I1(2)< I изм< I 5 %

35 %, I5 %^I изм<1 20 %

320 %, I20 %^1изм<1100%

3100 %, I100 %^1изм<1120%

1

2

3

4

5

6

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

±1,0

1, 2

0,9

±2,4

±1,4

±1,2

±1,2

0,8

±2,9

±1,7

±1,4

±1,4

(Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,7

±3,6

±2,0

±1,6

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

±2,3

1,0

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

3, 4

0,9

±1,4

±1,0

±1,0

±1,0

0,8

±1,5

±1,2

±1,1

±1,1

(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,7

±1,7

±1,3

±1,2

±1,2

0,5

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

5

6

Номер ИК

cosф

Пределы допускаемой относительной пог АИИС КУЭ (измерение реактивной электрич рабочих условиях эксплуатации АИИ

эешности ИК еской энергии в [С КУЭ)

81(2)%,

I1(2)< I изм< I 5 %

85 %, I5 %—I изм<1 20 %

820 %, I20 %—1изм<1100%

8100 %, I100 %—1изм<1120%

1, 2 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,9

±8,1

±3,8

±2,7

±2,7

0,8

±5,8

±2,7

±2,0

±2,0

0,7

±4,8

±2,3

±1,7

±1,7

0,5

±3,9

±1,9

±1,4

±1,4

3, 4

(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,9

±5,7

±2,5

±1,9

±1,9

0,8

±4,4

±1,9

±1,5

±1,5

0,7

±3,8

±1,7

±1,4

±1,3

0,5

±3,2

±1,5

±1,2

±1,2

Примечания:

1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%Q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosф<1,0 нормируется от 12%,..

2. Характеристики относительной погрешности ИК 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 5 до 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;

• сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИК №№ 1-4;

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 55 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;.

- для УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида» и сервера от плюс 15 до плюс 30°С.

6. Таблице 3 погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5°С до 40°С;

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

8. 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.

9. Виды измеряемой электроэнергии для ИИК №№ 1-4 - активная, реактивная.

Лист № 7

Всего листов 9 Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

• УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов

• ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

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

Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часа;

• для УСПД Тв < 2 часа;

• для ИВК «ИКМ-Пирамида» Тв < 1 час;

• для УСВ-2 < 2 часа;

• для компьютера АРМ 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, УСПД, 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.

Наличие фиксации в журнале событий в УСПД следующих событий:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• УСПД (функция автоматизирована);

• ИВК «ИКМ-Пирамида» (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчики электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств 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 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол-во, шт

1

2

3

1 Измерительные трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10-11

6

2 Измерительные трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-6

6

3 Измерительные трансформаторы тока

ТВГ-220

12

4 Измерительные трансформаторы напряжения

НКФ-220-58

6

5 Счетчики электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

4

6 Промконтроллер

Сикон С70

1

7 Промконтроллер

Сикон ТС65

1

8 Терминал (сотовый модем) комплект

Siemens

2

9 Сервер

INTEL DLP320GLEU7 STORM

1

10 АРМ диспетчера

стационарный ПК

1

11 Мобильный АРМ

Dell inspirion

1

12 Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

13 Операционная система

Windows Svr Std 2008 R2

1

14 Специализированное ПО

«Пирамида 2000»

1

15 Методика поверки

МП 1591/551-2013

1

16 Паспорт - формуляр

АУПВ.10-00220.288.13

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1591/551-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша», филиал в г. Советск. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 03 июня 2013 года.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

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

- для УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- для УСВ-1 - по документу «ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённому ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 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 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша», филиал в г. Советск. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №37-01.00203-2013 от 26.04.2013.

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.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание