Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДЭК» ПС «Волна - Водоканал» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную четырехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных.
Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же запрограммированных параметров.
2-й уровень - информационно - вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройства синхронизации времени и коммутационного оборудования.
УСПД типа RTU - 325L обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно - вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.
3-й уровень - ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базах данных серверов ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») не менее 3,5 лет.
ИВК состоит из центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока и комплекса измерительно - вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метрос-коп) (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), а также устройств синхронизации времени УССВ-35HVS, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (далее - ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока и в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее - СПО «Метроскоп»).
К серверам ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.
Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.
4-й уровень - ИВК ОАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (далее - ИВК ОАО «ДЭК») обеспечивает выполнение следующих функций:
- получение информации от ИВК в формате макета 80020;
- обработку данных и их архивирование;
- доступ к информации и ее передачу в организации - участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).
ИВК ОАО «ДЭК» состоит из ЦСОД ОАО «Дальневосточная Энергетическая Компания», программного обеспечения (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», а также устройства синхронизации времени типа УССВ.
К серверу ИВК ОАО «ДЭК» подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) персонала.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й, 3-й и 4-й уровни АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Один раз в 30 минут, УСПД по запросу ИВК, предоставляет информацию в сервера уровня ИВК. Передача информации происходит по основному каналу связи IP сети передачи данных, через коммутатор Ethernet. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.
ИВК ОАО «ДЭК» (4-й уровень) один раз в сутки получает информацию за предыдущие сутки от 3-го уровня - ИВК.
Передача информации происходит по основному каналу связи - глобальная компьютерная сеть Internet. Полученная информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки ИВК ОАО «ДЭК» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи ПО «АльфаЦЕНТР», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» через IP сеть передачи данных, с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.
Контроль времени в часах счетчиках АИИС КУЭ автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения часов счетчиков и УСПД на величину более ± 2 с.
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически, через устройство синхронизации времени типа yCCB-16HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация часов УСПД выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-16HVS, погрешность синхронизации не более 0,1 с.
В ИВК ЦСОД МЭС Востока, ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) и ИВК ОАО «ДЭК» используется устройство синхронизации времени типа УССВ, принимающие сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация часов серверов ИВК и ИВК ОАО «ДЭК» выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-35HVS и УССВ, соответственно, погрешность синхронизации не более 0,1 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиком на длительный срок, часы счетчика корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
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
Таблица 1. Идентификационные данные СПО «Метроскоп», установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока и ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ИВК ОАО «ДЭК»________________________________________________
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| СПО «Метроскоп» | СПО «Метроскоп» | 1.00 | 289аа64f646cd3873804db5fbd 653679 | MD5 |
| «АльфЦЕНТР | ПО «АльфаЦЕНТР» | 12.01 | 3E736B7F380863F44CC8E6F 7BD211C54 | MD5 |
• Комплекс измерительно-вычислительный АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), включающий в себя СПО «Метроскоп» внесен в Госреестр СИ РФ под № 45048 - 10;
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов;
• Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4 нормированы с учетом ПО;
• Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровня ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблицах 3 и 4.
Таблица 2. Состав 1-го и 2-го уровня ИК
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 1 | Ф - 41 6 кВ ЗРУ - 2 | ТОЛ-СЭЩ-10 Госреестр № 32139-06 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 09793-12 Зав. № 09847-12 Зав. № 09770-12 | 3хЗНОЛ.06-6 Госреестр № 46738-11 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 2001492 Зав. № 2001568 Зав. № 2001570 Зав. № 2001602 Зав. № 2001601 Зав. № 2001599 Зав. № 2001688 Зав. № 2001937 Зав. № 2001682 Зав. № 2001448 Зав. № 2001710 Зав. № 2001674 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Госреестр № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01215810 | RTU - 325L Госреестр № 37288-08 Зав. № 004448 | активная, |
| 2 | Ф - 42 6 кВ ЗРУ - 2 | ТОЛ-СЭЩ-10 Госреестр № 32139-06 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 09904-12 Зав. № 09902-12 Зав. № 09986-12 | 3хЗНОЛ.06-6 Госреестр № 46738-11 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 2001688 Зав. № 2001937 Зав. № 2001682 Зав. № 2001448 Зав. № 2001710 Зав. № 2001674 Зав. № 2001492 Зав. № 2001568 Зав. № 2001570 Зав. № 2001602 Зав. № 2001601 Зав. № 2001599 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Госреестр № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01215820 | реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений | Пределы относительной погрешности ИК |
| Основная относительная по- | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% |
| грешность ' | ИК, (±8), % |
| силы тока | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1, 2 | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 1,6 | 2,2 | 2,5 | 4,8 | 1,7 | 2,3 | 2,6 | 4,8 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 8), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 8), % |
| cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2 | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 5,1 | 4,1 | 2,5 | 5,5 | 4,4 | 2,8 |
| 0,051н1 < I1 < 0,2Iki | 3,1 | 2,5 | 1,6 | 3,3 | 2,7 | 1,8 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 2,3 | 1,8 | 1,2 | 2,4 | 2,0 | 1,4 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 2,3 | 1,8 | 1,2 | 2,3 | 1,9 | 1,3 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uh; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ от 10 до 30°С;ТН от 10 до 30°С; счетчиков: от 21 до 25°С; УСПД от 15 до 25°С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10 до 30°С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 10 до 30°С;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10 до 30°С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А 1800 - не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- сервер ИВК ОАО «ДЭК» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
В журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- журнал УСПД:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-ние:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 30 лет;
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;
- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДЭК» ПС «Волна - Водоканал» типографическим способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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 (обозначение) изделия | Кол. (шт) |
| Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Трансформатор напряжения 3хЗНОЛ.06-6 | 12 |
| Счетчик электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 | 2 |
| Устройства сбора и передачи данных RTU-325L | 1 |
| УССВ-35HVS | 2 |
| УССВ | 1 |
| УССВ-16HVS | 1 |
| Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) | 1 |
| ИВК ЦСОД МЭС Волги | 1 |
| ЦСОД ОАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 54599-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДЭК» ПС «Волна -Водоканал». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28 июня 2013 года.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»,
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»,
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»,
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»,
- счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом МП - 2203 - 0042 - 2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.,
- УСПД RTU - 325L - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU - 325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.,
- ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - в соответствии с документом ЕМНК.466454.005.МП «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», ут-вержденым ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 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 со счетчиками АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01,
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ОАО «ДЭК» ПС «Волна - Водоканал», свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00225/206 - 316 - 13 от 24.07.2013 г.
Нормативные документы
(АИИС КУЭ) ОАО «ДЭК» ПС «Волна - Водоканал»
ГОСТ 22261-94
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ Р 52323-2005
ГОСТ 34.601-90
ГОСТ Р 8.596-2002
«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ОАО «ДЭК» ПС «Волна - Водоканал», свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00225/206 - 316 - 13 от 24.07.2013 г.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
