Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГлавЭнергоСбыт". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГлавЭнергоСбыт"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 598 п. 40 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 «ГлавЭнергоСбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2 уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки, включающий в себя устройства сбора и передачи данных RTU-325L (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УССВ.

3 уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных и ПО.

4 уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «ГлавЭнергоСбыт», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

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 входы УСПД, 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, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов в ИВК ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино» и передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов в ИВК АИИС КУЭ ООО «ГлавЭнергоСбыт» через канал Internet.

На верхнем - четвертом уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. ИВК АИИС КУЭ ООО «ГлавЭнергоСбыт», с периодичностью раз в сутки или по запросу получает от ИВК ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино» и УСПД (за исключением точек измерения ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино») данные коммерческого учета для каждого канала учета за сутки. Данные содержат информацию о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий устройств сбора и передачи данных и счетчиков электроэнергии) на соответствующих компонентах АИИС КУЭ. ИВК АИИС КУЭ ООО «ГлавЭнергоСбыт» с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Хабаровское РДУ, филиал ОАО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ и всем заинтересованным субъектам.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков и сервера БД синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков и сервера БД проводится при расхождении часов счетчика или сервера БД и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «ГлавЭнергоСбыт» используется ПО «Альфа-Центр» версии 12.01, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Альфа-Центр» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Альфа-Центр».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Наименование программного обеспечения

Наименование файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

3

4

5

6

ПО «Альфа Центр»

ac_metrology.dll

12.01

3e736b7f380863f44cc8e6f

7bd211c54

MD5

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр», в состав которых входит ПО «Альфа Центр», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10. ПО «Альфа Центр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр».

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

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

№ п/п

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

По-грешнос ть в рабочих услови-

1

2

3

4

5

6

7

8

ях9 %

ЗАО "Дальтрансуголь"

1

ПС 35/10 кВ «Терминал» Ввод Т1 35 кВ

ИК №1

TPU 70.51

Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 1VLT5107000663;

Зав. № 1VLT5107000664; Зав. № 1VLT5107000661

TJP7.1

Кл. т. 0,5 35000^3/100^3 Зав. № 1VLT5207 000255; Зав. № 1VLT5207 000258; Зав. № 1VLT5207 000256

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802124752

RTU-325L Зав. № 007345

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2

ПС 35/10 кВ «Терминал» Ввод Т2 35 кВ ИК №2

TPU 70.51

Кл. т. 0,5 400/5

Зав. № 1VLT5107000658;

Зав. № 1VLT5107000659;

Зав. №

1VLT5107000660

TJP7.1

Кл. т. 0,5 35000^3/100^3

Зав. № 1VLT5207

000257;

Зав. № 1VLT5207

000254;

Зав. № 1VLT5207

000253;

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803120460

RTU-325L Зав. № 007345

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

3

ПС 35/10 кВ «Терминал» ТСН-1 35/0,4 кВ

ИК №3

Т-0,66

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 054358; Зав. № 054344; Зав. № 054357

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803136388

RTU-325L Зав. № 007345

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,6

4

ПС 35/10 кВ «Терминал» ТСН-2 35/0,4 кВ ИК №4

Т-0,66

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 054347; Зав. № 054343; Зав. № 054341

-

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803136318

RTU-325L Зав. № 007345

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,6

ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино»

5

ПС Ванино, ВЛ35 кВ "Терминал №2" (Т-16Ф), яч.12

ИК №5

GIF-40.5

Кл. т. 0,2S 300/5 Зав. № 30419859; Зав. № 30419860; Зав. № 30419861

ЗНОЛ-35 III УХЛ 1

Кл. т. 0,5 35000^3/100^3

Зав. № 31;

Зав. № 48;

Зав. № 26

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 01156643

RTU-325L Зав. № 004437

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино», 1 с.ш. 35 кВ яч №11, Т-17ф ИК №6

GIF-40.5

Кл. т. 0,2S 300/5 Зав. № 30419862; Зав. № 30419863; Зав. № 30419864

ЗНОЛ-35 III УХЛ 1

Кл. т. 0,5 35000^3/100^3

Зав. № 39;

Зав. № 55;

Зав. № 371

A1802RALQ-P4GB-DW4

Кл. т. 0,2S/0,5

Зав. № 01156696

RTU-325L Зав. № 004437

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,7

ООО "Читауголь"

7

ПС 110/35/6кВ «Вторая» ф. 35 кВ №5 «Разрез» ИК №7

ТФЗМ-35М

Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 107; Зав. № 99

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5 35000^3/100^3 Зав. № 762322; Зав. № 772; Зав. № 1001375

A1805RLQ-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01258695

RTU-325L Зав. № 007345

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

8

КРН-6 кВ ИК №8

ТОЛ-10 ХЛ3

Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № 4560; Зав. № 4561

НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 3354

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803130563

RTU-325L Зав. № 007345

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

ОАО "Разрез Ха

ранорский"

9

ПС 110/35/6 кВ «Центральная» Ввод Т1 110 кВ ИК №9

ТФЗМ-110 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 33809; Зав. № 33813; Зав. № 33812

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000^3/100^3 Зав. № 1485383; Зав. № 1492421; Зав. № 1492447

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802124752

RTU-325L Зав. № 007345

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110/35/6 кВ «Центральная» Ввод Т2 110 кВ ИК №10

ТФЗМ-110

Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 34827; Зав. № 34829; Зав. № 34824

НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000^3/100^3 Зав. № 1492433; Зав. № 1492440; Зав. № 1492443

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0822126643

RTU-325L Зав. № 007345

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

11

ПС 110/35/6 кВ «Центральная» СМВ-110 кВ ИК №11

ТФЗМ-110

Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 38084; Зав. № 38092; Зав. № 38335

НКФ-110-57 У1

Кл. т. 0,5 110000V3/100V3 Зав. № 1485383; Зав. № 1492421; Зав. № 1492447; Зав. № 1492433; Зав. № 1492440; Зав. № 1492443

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803130556

RTU-325L Зав. № 007345

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

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

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота -(50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 до + 50 °С; счетчиков - от + 18 до + 25 °С; УСПД - от + 10 до + 30 °С; ИВК - от + 10 до + 30 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) -0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °C;

- для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «ГлавЭнергоСбыт» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, сред

нее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка 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;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (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;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

- Сервер БД - 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 учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГлавЭнергоСбыт» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

TPU 70.51

25578-08

6

Трансформатор тока

Т-0,66

51516-12

6

Трансформатор тока

GIF-40.5

30368-05

6

Трансформатор тока

ТФЗМ-35М

3689-73

2

Трансформатор тока

ТОЛ-10 ХЛ3

6009-77

2

Трансформатор тока

ТФЗМ-110

2793-71

9

Трансформатор напряжения

TJP7.1

25432-08

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-35 III УХЛ 1

21257-06

6

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

912-70

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66 У3

2611-70

1

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57 У1

14205-94

6

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

6

Счётчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М.08

36697-12

2

Счётчик электрической энергии

A1802RALQ-P4GB-DW-4

31857-06

1

Счётчик электрической энергии

A1802RALQ-P4GB-DW4

31857-06

1

Счётчик электрической энергии

A1805RLQ-P4GB-DW-4

31857-11

1

Устройство сбора и передачи данных

RTU-325L

37288-08

2

Программное обеспечение

«Альфа-Центр»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 53847-13«Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГлавЭнергоСбыт». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2013 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-11 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/\3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

• СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

• Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 "Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки";

• УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ООО «ГлавЭнергоСбыт», аттестованной ФГУП "ВНИИ метрологической службы", аттестат об аккредитации № 01.00225-2008 от 25.09.2008 г., 119361, Москва, ул. Озерная, 46.

Нормативные документы

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

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

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

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). 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 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Развернуть полное описание