Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 131 - 134) (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 трех уровней:
1- й уровень - включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии СЭТ-4ТМ.03в режиме измерения активной электроэнергиипо ГОСТ 30206-94,в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)включающий устройство сбора и передачи данных на базе RTU 325L (далее - УСПД) (Госреестр № 37288-08) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя коммуникационный сервер (КС) ОАО «МОЭСК», сервер базы данных (СБД) ОАО «МОЭСК», СБД ЗАО «БЭЛС», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройства синхронизации системного времени (УССВ), 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.
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;
Лист № 2 Всего листов 9
- 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 проводных линий связи поступает в УСПД RTU-325L. УСПД раз в 30 минут опрашивают счетчики и осуществляют 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.
Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» с периодичностью раз в сутки опрашивает УСПД и считывает 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения передаются в СБД ОАО «МОЭСК».
СБД ОАО «МОЭСК» производит вычисление получасовых значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН на основании считанного профиля мощности. Затем в автоматическом режиме, раз в сутки, передаёт результаты измерений на СБД ЗАО «БЭЛС» в формате электронного документа XML макета 80020, результаты записываются в базу данных.
СБД ЗАО «БЭЛС» осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ПАК ОАО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ОАО «Мосэнергосбыт»в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ ЗАО «БЭЛС»оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.
В качестве УССВ используются УСВ-1(производства ЗАО «ИТФ «Системы и технологии»), Госреестр №28716-05, к которым подключеныGPS-приемники. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени системы GPS-приемника один раз в сутки. Сервер БД ОАО «МОЭСК» синхронизирует время с подключенным к нему УСВ-1. Синхронизация времени сервера происходит каждый час, коррекция времени сервера со временем УССВ осуществляется независимо от расхождения со временем УССВ.
Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» синхронизирует свое время с сервером БД ОАО «МОЭСК». Синхронизация времени коммуникационного сервера происходит каждый час, корректировка времени осуществляется при расхождении времени серверов на величину более ±1 с.
Сличение времени УСПД со временем коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени сервера и УСПД на величину более ±1 с.
Лист № 3 Всего листов 9
Сличение времени счетчиков со временем УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем УСПД на величину более ±1 с.
СБД ЗАО «БЭЛС» также синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-1. Синхронизация времени сервера происходит каждый час, коррекция времени сервера с временем УСВ-1 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-1.
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 «Альфа Центр» (v.11.04.02, №4948-8924-7222-6548), ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «Пирамида 2000» (10.02/2007/С-300, № 78*0000159 от 16.01.2009 г.), 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 668df2112.018eff7 | MD5 |
| драйвер кэширования ввода данных | cachect.dll | 7112.01c987fb7603c985 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 17145ffl22efOO |
| 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 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11.ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Лист № 4 Всего листов 9
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.
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 131 - 134).
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 131 -134) 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
| к к % | Наименование объекта | Состав измерительно-информационных каналов | Вид электро энергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 131 | ПС № 157 «Горенки», РУ-10 кВ, яч. ф. 704 | ТЛО-10 кл. т 0,2S Ктт =200/5 Зав. № 20039 Зав. № 20042 Зав. № 20043 Г осреестр №25433-11 | НАМИ-10 кл. т 0,2 Ктт =10000/100 Зав.№337 Госреестр №11094-87 | СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0108075878 Госреестр № 27524-04 | RTU 325L Зав. № 002506 Г осреестр № 37288-08 | HP ProLiant ML370 Intel S5000PSL | активная реактивная |
| 132 | ПС № 157 «Горенки», РУ-10 кВ, яч. ф. 505 | ТЛО-10 кл. т 0,2S Ктт =200/5 Зав. № 20041 Зав. № 20815 Зав. № 20038 Госреестр №25433-11 | НАМИ-10 кл. т 0,2 Ктт =10000/100 Зав.№352 Госреестр №11094-87 | СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0108076016 Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| 133 | ПС № 22 «Ку-чино», РУ-6 кВ, яч. ф. 12 | ТПОЛ-10 кл. т 0,2S Ктт =400/5 Зав. № 1852 Зав. № 1850 Зав. № 1849 Госреестр №1261-08 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2626 Зав. № 59 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0107070275 Госреестр № 27524-04 | RTU 325L Зав. № 004086 Госреестр № 37288-08 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 133 | ПС № 22 «Ку-чино», РУ-6 кВ, яч. ф. 13 | ТПОЛ-10 кл. т 0,2S Ктт =400/5 Зав. № 1851 Зав. № 1853 Зав. № 1854 Г осреестр №1261-08 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2626 Зав. № 59 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0108071810 Госреестр № 27524-04 | RTU 325L Зав. № 004086 Г осреестр № 37288-08 | HP ProLiant ML370 Intel S5000PSL | активная реактивная |
Таблица 3
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos9 | I1(2)£ 1изм< 1 5 % | d5 %, I5 %£ ^з!^ I 20 % | d20 %, I 20 %£ ^з!^ I 100 % | d100 %5 Г00 %£ ^зм^ I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 131, 132 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,5 | ±2,0 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 133, 134 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | ±2,9 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,9 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,0 |
| 0,7 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,5 | ±2,9 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos9 | d1(2)%j I1(2)£ ^з!^ I 5 % | d5 %j Г %£ ^з!^ I 20 % | d20 %j I 20 %£ ^з!^ I 100 % | d100 %J Г00 %£ ^зм^ I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 131, 132, (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,9 | ±3,8 | ±2,3 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,7 | ±2,5 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,0 |
| 133, 134 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,9 | ±4,1 | ±2,6 | ±2,1 | ±2,0 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,7 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,3 |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений бх(2)%р и 5x(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ix%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 5i(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%..
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-ином до 1,02-ином;
• сила тока от 1ном до 1,21ном, cosj=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9-ином до 1,1ином,
• сила тока от 0,011ном 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 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
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 СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
• УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
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 механиче
скими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых
паролей на счетчиках, УСПД, УССВ, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает иденти
фикацию 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 шкалы времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - 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
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
| Т аблица 4 | | |
| Наименование | Тип | Кол. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 |
| Электросчётчик | СЭТ-4ТМ.03 | 4 |
| УСПД | RTU-325L | 2 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-1 | 2 |
| Преобразователь | MoxaNPort 5430 | 2 |
| Источник бесперебойного питания | APC Back UPS CS 500 | 2 |
| Коммутатор | SignaMax F0-065-7530i | 2 |
| Спутниковый терминал (VSAT) | SkyEdgePro | 2 |
| Модем | Siemens MC-35i | 1 |
| Сервер коммуникационный (ОАО «МОЭСК») | HP ProLiant ML350 | 1 |
| Сервер БД (ОАО «МОЭСК») | HP ProLiant ML370 | 1 |
| Сервер БД (ЗАО «БЭЛС») | Intel S5000PSL | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC SmartUPS 1000 | |
| Методика поверки | МП 1407/446-2012 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.112.01 Ф | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1407/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 131 - 134). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в августе 2012 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
Лист № 8 Всего листов 9
- трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.21688;
- счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
- для RTU-325L - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- для 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.;
- для 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 с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 131 - 134). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0072/2012-01.00324-2011 от 15.08.2012г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 131 - 134)
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 7112.01-2001 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.
