Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сен-Гобен Строительная Продукция Рус» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаТЦЕНТР», устройство синхронизации времени, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 преобразуются 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующие GSM-модемы, далее по каналам связи, организованным по технологии CSD стандарта GSM, поступает на сервер. На сервере выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация передается на АРМ по каналу связи Ethernet.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом SMTP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к
Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера, устройство синхронизации времени УСВ-2, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ-2 осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера и УСВ-2 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа | ЦЕНТР» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | Устройство син-хрониза- | Сервер | Вид электроэнергии | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погреш- |
| | | | | | ции вре- | | | ности в рабо- |
| | | | | | мени | | | чих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 110кВ Ас | ТОЛ-10 | НТМИ-10-66 | Меркурий 230 | | | Активная | | |
| | фальтная, РУ-10кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ART-00- | | | 1,3 | 3,3 |
| 1 | 1 Сек 10кВ, яч.5А, КЛ-10кВ в сторону ТП-11 10кВ | 200/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С | 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | PQRSIDN Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 23345-07 | | | Реактив ная | 2,5 | 5,6 |
| | ПС 110кВ Ас | ТЛМ-10 | НТМИ-10-66 | Меркурий 230 | | | Активная | | |
| | фальтная, РУ-10кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ART-00- | | | 1,3 | 3,3 |
| 2 | 1 Сек 10кВ, яч.6, КЛ-10кВ в сторону ТП-3 10кВ | 150/5 Рег. № 2473-00 Фазы: А; С | 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | PQRSIDN Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 23345-07 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | HP Proliant DL360 G7 | Реактив ная | 2,5 | 5,6 |
| | ПС 110кВ Асфальтная, РУ-10кВ, | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 | Меркурий 230 ART-00- | Активная | 1,3 | 3,3 |
| 3 | 1 Сек 10кВ, яч.7, КЛ-10кВ в сторону ТП-10 10кВ | 150/5 Рег. № 2473-00 Фазы: А; С | 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | PQRSIDN Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 23345-07 | | | Реактив ная | 2,5 | 5,6 |
| | ПС 110кВ Ас | ТОЛ-10 | НТМИ-10 | Меркурий 230 | | | Активная | | |
| | фальтная, РУ-10кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ART-00- | | | 1,3 | 3,3 |
| 4 | 2 Сек 10кВ, яч.11, КЛ-10кВ в сторону ТП-10 10кВ | 150/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С | 10000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | | | Реактив ная | 2,5 | 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 5 | ПС 110кВ Асфальтная, РУ-10кВ, 2 Сек 10кВ, яч.12, КЛ-10кВ в сторону ТП-9 10кВ | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 15128-01 Фазы: А; С | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | Меркурий 230 ART-00-PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | | | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 6 | ПС 110кВ Асфальтная, РУ-10кВ, 2 Сек 10кВ, яч.20, КЛ-10кВ в сторону ТП-11 10кВ | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | Меркурий 230 ART-00-PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | | | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 7 | ТП-8 10кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ тр-ра Т-1 | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С | □ | Меркурий 230 ART-03-PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | HP Proliant DL360 О7 | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 8 | ТП-5-2 10кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ тр-ра Т-1 | ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С | □ | Меркурий 230 ART-03-PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 9 | ТП-6 10кВ, РУ-0,4кВ, Сек 0,4кВ, КЛ-0,4кВ в сторону ВРУ-0,4кВ Насосной | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | □ | Меркурий 230 ART-03-PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | | | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 10 | ТП-3 10кВ, РУ-0,4кВ, 1 Сек 0,4кВ, ШУ 0,4кВ АПСК, КЛ-0,4кВ в сторону ЭУ 0,4кВ АПСК | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | □ | Меркурий 230 ART-03-PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | | | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ТП-9 10кВ, РУ-0,4кВ, 1 Сек 0,4кВ, Пункт учета, КЛ-0,4кВ Ф.1 | ТТИ-40 Кл.т. 0,5 | | Меркурий 230 ART-03- | | | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 11 | 400/5 Рег. № 28139-07 | □ | PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 | | | Реактив- | 2,1 | 5,5 |
| | Фазы: А; В; С | | Рег. № 23345-07 | | | ная | | |
| | ТП-9 10кВ, РУ-0,4кВ, 1 Сек 0,4кВ, Пункт учета, КЛ-0,4кВ Ф.6 | ТТИ-40 Кл.т. 0,5 | | Меркурий 230 ART-03- | | | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 12 | 400/5 Рег. № 28139-07 | □ | PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 | | | Реактив- | 2,1 | 5,5 |
| | Фазы: А; В; С | | Рег. № 23345-07 | | | ная | | |
| | ТП-9 10кВ, РУ-0,4кВ, 2 Сек 0,4кВ, | Т0П-0,66 Кл.т. 0,5 | | Меркурий 230 ART-03- | | | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 13 | ШУ АПСК, КЛ-0,4кВ в сторону ЭУ 0,4кВ АПСК | 150/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | □ | PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | УСВ-2 Рег. № | HP Proliant DL360 | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| | | Т0Л-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А; С | НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС | | | | |
| 14 | ПС 110 кВ Промышленная, РУ-10 | СЭТ- 4ТМ.03М.01 | 41681-10 | G7 | Активная | 1,3 | 3,3 |
| кВ, Сек 10 кВ, яч. 11 | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | | | Реактив ная | 2,5 | 5,6 |
| | | ТЛМ-10 | НТМИ-10 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | | | Активная | | |
| | ПС 35 кВ Бокин- | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | | | 1,3 | 3,3 |
| 15 | ская, КРУ-10 кВ, 2 | 300/5 | 10000/100 | | | Реактив- | | |
| | Сек 10 кВ, яч. 08 | Рег. № 2473-00 | Рег. № 831-53 | | | 2,5 | 5,6 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | ная | | |
| 16 | РП 10 кВ Изорок, РУ-10 кВ, Сек 10 кВ, ввод ВЛ-10 кВ | ТП0Л-10 Кл.т. 0,5 300/5 | ЗН0Л-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | | | Активная Реактив- | 1,3 | 3,3 |
| | с ПС 35 кВ Бокин- | Рег. № 1261-08 | Рег. № 51177-12 | | | 2,5 | 5,6 |
| | ская | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | ная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 17 | ПС 110кВ Бородинская, ЗРУ-10кВ, СШ 10кВ, Яч. №7, КЛ-10кВ МАКСИТ-1 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С | НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 38394-08 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | HP Proliant DL360 G7 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. | | | | | | |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от !ном; cosj = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ-2 на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 17 |
| Нормальные условия: | | |
| параметры сети: | | |
| напряжение, % от Ином | | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | | 0,9 |
| частота, Гц | | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: | | |
| параметры сети: | | |
| напряжение, % от Ином | | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, | |
| °С | | от +5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | | |
| для счетчиков типа Меркурий 230: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 150000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-17): | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-08): | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для УСВ-2: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для сервера: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 1 |
| Глубина хранения информации: | | |
| для с счетчиков типа Меркурий 230: | | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | | 85 |
| при отключении питания, лет, не менее | | 10 |
| для с счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | | 10 |
| для сервера: | | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника 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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока шинные | ТШП-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока шинные | ТНШЛ-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОП-0,66 | 9 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-40 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы | НАЛИ-СЭЩ-10 | 1 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 13 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| У стройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер | HP Proliant DL360 G7 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-102-2018 | 1 |
| Формуляр | ЭНСТ.411711.162.01.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-102-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сен-Гобен Строительная Продукция Рус». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 20.09.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Сен-Гобен Строительная Продукция Рус», свидетельство об аттестации № 120/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сен-Г обен Строительная Продукция Рус»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72929-18: Методика поверки МП ЭПР-102-2018Скачать9.7 Мб