Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (потребитель ОАО «ЛОЭСК» - ПС 335 «Икея-Кудрово» 110/10 кВ) (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 ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) ОАО «АТС» 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 выполненная 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 трёх уровней:
1-ый уровень - 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 2882205), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно -вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ООО «РКС-Энерго»», УССВ УСВ-1, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- периодический (1 раз 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 ИИК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
- 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);
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 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством проводных линий связи поступает в УСПД СИКОН С70. УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики и осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1), хранение измерительной информации и журналов событий, передачу результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.
Сервер ООО «РКС-энерго» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивает УСПД и считывает с него 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. Далее сервер ООО «РКС-энерго» 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 всем заинтересованным субъектам (ОАО «АТС») в рамках согласованного регламента.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, УСПД, сервера. В качестве УССВ используется устройство УСВ-1, к которому подключен GPS-приемник. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени системы GPS-приемника один раз в сутки.
Сравнение показаний часов сервера ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ООО «РКС-Энерго»» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов УСПД и УСВ-1 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов УСПД и УСВ-1, т.е. УСПД входит в режим подчинения устройствам точного времени и устанавливает время с УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 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 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 обеспечения |
| ПО «Пирамида 2000» | модуль, объединяющий драйвера счетчи- | BLD.dll | Версия 8 | 58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 | MD5 |
| драйвер кэширования ввода данных | cachect.dll | 7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d |
| драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ | Re-gEvSet4tm.dll | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 |
| драйвера кэширования и опроса данных контроллеров | caches 1.dll | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb |
| cacheS10.dll | 6802cbdeda81efea2b 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 | ESClient_ex.dll | 27c46d43bllca3920c f2434381239d5d |
| filemap.dll | C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e |
| библиотека проверки прав пользователя при | plogin.dll | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго» (потребитель ОАО «ЛОЭСК» - ПС 335 «Икея-Кудрово» 110/10 кВ).
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго» (потребитель ОАО «ЛОЭСК» - ПС 335 «Икея-Кудрово» 110/10 кВ) 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 | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС-335 (110/10 кВ), 1 с, яч. 108, ф.335-108 | TPU 4 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 5106020410 Зав. № 5106020421 Зав. № 5106020420 Госреестр № 17085-98 | TJP 4 кл. т 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Зав.№1’7Ш'5205015480 Зав.№1’7Ш'5205015471 Зав.№1’7Ш'5205015477 Госреестр № 45423-10 | СЭТ-4ТМ.02.2 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 03063648 Госреестр № 20175-01 | СИКОН С70 Зав.№04123 Госреестр №28822-05 | HP Proliant DL180 | активная реактивная |
| 2 | ПС-335 (110/10 кВ), 1 с, яч. 110, ф.335-110 | TPU 4 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав.№ VLT5106020409 Зав.№ VLT5106020427 Зав.№ VLT5106020426 Госреестр № 17085-98 | TJP 4 кл. т 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Зав.№1’7Ш'5205015480 Зав.№1’7Ш'5205015471 Зав.№1’7Ш'5205015477 Госреестр № 45423-10 | СЭТ-4ТМ.02.2 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 03063799 Госреестр № 20175-01 | активная реактивная |
| 3 | ПС-335 (110/10 кВ), 1 с, яч. 111, ф.335-111 | TPU 4 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав.№1’7Ш'5106020408 Зав.№1’7Ш'5106020429 Зав.№1’7Ш'5106020405 Госреестр № 17085-98 | TJP 4 кл. т 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Зав.№1’7Ш'5205015480 Зав.№1’7Ш'5205015471 Зав.№1’7Ш'5205015477 Госреестр № 45423-10 | СЭТ-4ТМ.02.2 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 04060847 Госреестр № 20175-01 | активная реактивная |
| 4 | ПС-335 (110/10 кВ), 2 с, яч. 203, ф.335-203 | TPU 4 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав.№1’7Ш'5106020425 Зав.№1’7Ш'5106020417 Зав.№1’7Ш'5106020416 Госреестр № 17085-98 | TJP 4 кл. т 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Зав.№1’7Ш'5205010019 Зав.№1’7Ш'5205015472 Зав.№1’7Ш'5205010041 Госреестр № 45423-10 | СЭТ-4ТМ.02.2 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 04060798 Госреестр № 20175-01 | активная реактивная |
| 5 | ПС-335 (110/10 кВ), 2 с, яч. 214, ф.335-214 | CTS кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 067745 Зав. № 067737 Зав. № 067741 Госреестр № 38209-08 | TJP 4 кл. т 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Зав.№1’7Ш'5205010019 Зав.№1’7Ш'5205015472 Зав.№1’7Ш'5205010041 Госреестр № 45423-10 | СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812106788 Госреестр 36697-08 | активная реактивная |
| 6 | ПС-335 (110/10 кВ), 2 с, яч. 215, ф.335-215 | CTS кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 067740 Зав. № 067742 Зав. № 067739 Госреестр № 38209-08 | TJP 4 кл. т 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Зав.№1’7Ш'5205010019 Зав.№1’7Ш'5205015472 Зав.№1’7Ш'5205010041 Госреестр № 45423-10 | СЭТ-4ТМ.03М.05 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812106865 Госреестр 36697-08 | активная реактивная |
Таблица 3
| Пределы допускаемой от] ческой эне | носительной погрешности ИИК при измерении активной электри-ргии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | coscp | §1(2)%, I1(2)— 1 изм< 1 5 % | §5 %, I5 %^ 1 изм< 1 20 % | §20 %, 1 20 %^ 1 изм< 1 100 % | §100 %, 1100 %^ 1 изм~ 1 120 % |
| 1 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| 5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,5 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | coscp | §1(2)%, 1](2)— 1 изм< 1 5 % | §5 %, I5 %^ 1 изм< 1 20 % | §20 %, 1 20 %^ 1 изм< 1 100 % | §100 %, 1100 %^ 1 изм~ 1 120 % |
| 1 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,9 | ±6,2 | ±3,8 | ±2,8 | ±2,8 |
| 0,8 | ±3,9 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,5 | ±2,3 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
| 5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ±6,8 | ±4,1 | ±2,9 | ±2,9 |
| 0,8 | ±4,3 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,3 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 51(2)%q для еозф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для еosф<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 Ihom до 1,2-Ihom, еosф=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 15 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;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 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, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 для ИИК № 5, 6, по ГОСТ 30206-94 для ИИК № 1 - 4, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 524252005 для ИИК № 5, 6, по ГОСТ 26035-83 для ИИК
№ 1 - 4;
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 1. 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 СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• Сервер ООО «РКС-Энерго» - среднее время наработки на отказ не менее 256 554 часов;
• УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
• УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
• ИИС «Пирамида» - средний срок службы не менее 15 лет.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД 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, 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.
в журнале УСПД:
• - параметрирования;
• - пропадания напряжения;
• - коррекции времени в счетчике и УСПД;
• - пропадание и восстановление связи со счетчиком
лист № 7
Всего листов 9 Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД(функция автоматизирована);
• ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 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 - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 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 | ТРи 4 | 12 |
| Трансформатор тока | CTS | 6 |
| Трансформатор напряжения | TJP 4 | 6 |
| Электросчётчик | СЭТ-4ТМ.О2.2 | 4 |
| Электросчётчик | СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О5 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | Сикон С70 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-1 | 2 |
| GSM Модем | Siemens MC35i | 1 |
| Сервер БД ООО «РКС-Энерго» | HP Proliant DL180 | 1 |
| Коммутатор | D-Link DES-3028 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS RM 1000 | 1 |
| Методика поверки | МП 1385/446-2012 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.316 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1385/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (потребитель ОАО «ЛОЭСК» - ПС 335 «Икея-Кудрово» 110/10 кВ). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2012 года.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- Счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 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-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 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 (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» (потребитель ОАО «ЛОЭСК» - ПС 335 «Икея-Кудрово» 110/10 кВ). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0070/2012-01.00324-2011 от 13.08.2012 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.
