Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Энергомаш» (Белгород) - «БЗЭМ» пл. ЗМК (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 ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - Белгородское РДУ, ОАО «Белгородская сбытовая компания» 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 № 21906-01), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех 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 № 28822-05, 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 с функциями АРМ (автоматизированное рабочее место), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 Госреестр № 28716-05, а так же 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 ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - Московское РДУ, ОАО «Мосэнергосбыт» 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 (коррекция времени);
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 зимним временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
УСПД СИКОН С70, установленный на ЦРП-6 кВ, один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивает счетчики, также в нём осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1 так, как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.
Сервер, установленный в ЦСОИ ЗАО «Энергомаш» (Белгород), с периодичностью один раз в сутки по выделенному каналу, через модем (основной канал) или по GSM-модему (резервный канал) 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, в автоматическом или ручном режиме 1 раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, производит вычисление получасовых значений электроэнергии (на основании считанного профиля мощности), формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.
АРМ, установленные в ЦСОИ ЗАО «Энергомаш (Белгород) - БЗЭМ», считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ).
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-1. Коррекция времени в УСВ-1 происходит от GPS-приемника.
Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-1. Синхронизация времени сервера происходит каждый час (на границе 10 минут, т.е. по маске **:10:00), коррекция времени сервера с временем УСВ-1 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-1, т.е. сервер входит в режим подчинения устройству точного времени и устанавливает время с УСВ-1.
Сличение времени УСПД с временем сервера - при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.
Сличение времени счетчиков с временем УСПД - при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1,0 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства 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 счетчиков | 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 | 6802cbdeda81 efea2b 17145ffl22efOO |
| siconsl0.dll | 4b0ea7c3e50a73099f c9908fc785cb45 |
| 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 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3. Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав измерительно-информационных комплексов | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ЦРП-6, РУ-6 кВ, яч. 47 «ЗМК-2» | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 55510 Зав. № 53768 Зав. № 55455 Росреестр № 15128-07 | ЗНОЛП Кл. т. 0,5 6000/73/100/73 Зав. № 0002980 Зав. № 0002999 Зав. № 0002990 Росреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106060126 Росреестр № 27524-04 | СИКОН С70 №01474 Росреестр № 28822-05 | Активная Реактивная |
| 2 | ЦРП-6, РУ-6 кВ, яч. 1 «ЗМК-1» | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 17174-10 Зав. № 18399-10 Зав. № 18078-10 Росреестр № 32139-06 | ЗНОЛП Кл. т. 0,5 6000/73/100/73 Зав. № 0002980 Зав. № 0002999 Зав. № 0002990 Росреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106063038 Росреестр № 27524-04 | Активная Реактивная |
| 3 | ЦРП-6, РУ-6 кВ, яч. 2 «ЗМК-3» | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Зав. № 18073-10 Зав. № 18034-10 Зав. № 18074-10 Росреестр № 32139-06 | ЗНОЛП Кл. т. 0,5 6000/73/100/73 Зав. № 0003314 Зав. № 0003281 Зав. № 0003278 Росреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0105061179 Росреестр № 27524-04 | Активная Реактивная |
| 4 | ЦРП-6, РУ-6 кВ, яч. 43 «Белго-родрыба» | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 18147-10 Зав. № 18148-10 Росреестр № 32139-06 | ЗНОЛП Кл. т. 0,5 6000/73/100/73 Зав. № 0002980 Зав. № 0002999 Зав. № 0002990 Росреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106063164 Росреестр № 27524-04 | Активная Реактивная |
| 5 | РУ-0,4 кВ ФОКа, КЛ-0,4 кВ ООО «ШФ Диная» | Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 77116 Зав. № 77052 Зав. № 77004 Росреестр 22656-02 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0103064063 Росреестр № 27524-04 | Активная Реактивная |
| 6 | КТП-17, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ГУ МЧС по Белгородской области | Т-0,66 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 23055 Зав. № 23056 Зав. № 23029 Росреестр 22656-02 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0103064035 Росреестр № 27524-04 | Активная Реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | РУ-0,4 кВ Столовой, КЛ-0,4 кВ ЩО-5 МУП «Белгородбла-гоустройство» | Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 081027 Зав. № 081028 Зав. № 081021 Госреестр 22656-02 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 12041073 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С70 №01474 Госреестр № 28822-05 | Активная Реактивная |
| 8 | РУ-0,4 кВ Столовой, КЛ-0,4 кВ ЩО-6 МУП «Белгородбла-гоустройство» | Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 081024 Зав. № 081022 Зав. № 081025 Госреестр 22656-02 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 05051239 Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная |
Таблица 3
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения бочих условиях эксплуатации АИ | истивной электрической энергии в раИС КУЭ |
| Номер ИИК | COSф | §1(2) %, I1(2)— I изм< I 5 % | §5 %, I5 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1-3 TT-0,5S; ТН-0,5; Ch-0,5S | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 |
| 4 ТТ-0,5; ТН-0,5; Ch-0,5S | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 |
| 5-8 ТТ-0,5; Ch-0,5S | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 |
| Границы допускаемой относ | ;ительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | COSф | §1(2)%, I 2 %— I изм< I 5 % | §5 %, I5 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1-3 TT-0,5S; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | ±8,1 | ±4,8 | ±3,3 | ±3,1 |
| 0,8 | ±6,1 | ±3,7 | ±2,6 | ±2,5 |
| 0,7 | ±5,2 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,3 |
| 0,5 | ±4,4 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 |
| 4 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | - | ±7,6 | ±4,2 | ±3,2 |
| 0,8 | - | ±5,0 | ±2,9 | ±2,4 |
| 0,7 | - | ±4,2 | ±2,6 | ±2,2 |
| 0,5 | - | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 |
| 5-8 ТТ-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | - | ±7,5 | ±3,9 | ±2,8 |
| 0,8 | - | ±4,9 | ±2,7 | ±2,2 |
| 0,7 | - | ±4,2 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±3,2 | ±2,0 | ±2,0 |
лист № 6
Всего листов 9 Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2% и 8](2)°%q для cosq>=1,0 нормируется от 1% а погрешность измерений 81(2% и 81(2)<%Q для cosq<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-ином до 1,02• ином;
• сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cos<р 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- ином,
• сила тока от 0,011ном до 1,2 1ном для ИИК № 1-3 и от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 4-8;
• 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 19832001, счетчики по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
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.03 - среднее время наработки на отказ не менее
90000 часов;
• УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
• ИИС «Пирамида» - 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 механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, 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.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - 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 средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИ-ИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| № п/п | Наименование | Тип | Кол. |
| 1 | Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 3 |
| 2 | Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 8 |
| 3 | Трансформатор тока | Т-0,66 | 12 |
| 4 | Трансформатор напряжения | ЗНОЛП | 6 |
| 5 | Электросчетчик | СЭТ-4ТМ.03 | 8 |
| 6 | Контроллер (УСПД) | СИКОН С70 | 1 |
| 7 | Источник бесперебойного питания | APC BackUPS CS 500 | 1 |
| 8 | Конвертер RS-485/ RS-232 | ПИ-1 | 4 |
| 9 | Модем | Zelax М-16ОД | 6 |
| 10 | Модем | Siemens TC-35i | 2 |
| 11 | Сервер | TiScom R120R3 | 1 |
| 12 | Источник бесперебойного питания | APC SmartUPS 1000 | 1 |
| 13 | Устройство синхронизации системного времени | УСВ-1 | 1 |
| 14 | Методика поверки | МП 1124/446-2011 | 1 |
| 15 | Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.177 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1124/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Энергомаш» (Белгород) - «БЗЭМ» пл. ЗМК. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Рос-тест-Москва» в октябре 2011 г.
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;
- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- ИИС «Пирамида» - по методике ВЛСТ 230.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ 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, диапазон измерений от минус - 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Энергомаш» (Белгород) - «БЗЭМ» пл. ЗМК. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 937/446-01.00229-2011 от 26 октября 2011 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 Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
