Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РГЭС» (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 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 ПТК «ЭКОМ» (Госреестр № 19542-05), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ОАО «РГЭС» состоит из трех уровней:
1-ый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), который включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, её обработку и хранение.
В качестве СБД используется компьютер на базе серверной платформы HP Proliant ML37O с программным комплексом «Энергосфера».
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;
- 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);
- передача журналов событий АИИС КУЭ.
лист № 2
Всего листов 8 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 временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД ЭКОМ-3000, где производится сбор, хранение результатов измерений и далее посредством сети Ethernet результаты измерений передаются на СБД АИИС КУЭ.
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Синхронизация времени реализована на основе комплекса устройств, использующих систему глобального позиционирования (GPS). В качестве приемника сигналов GPS о точном астрономическом времени используется УСПД ЭКОМ-3000 с GPS модулем.
УСПД синхронизирует внутренние часы сервера ИВК. От сервера ИВК синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - внутренние часы счетчиков, подключенных к УСПД.
Сличение времени УСПД с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±2,0 с.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 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 «Энергосфера», программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии, 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 |
| ПК «Энергосфера» | CRQ-интерфейс | CRQonDB.ex e | 6.4 | C285DF946327E8B2 Е65720В00АВ85257 | MD5 |
| Алармер | AlarmSvc.ex e | 6.4 | 8CBDA1D69154D0E 0Е8Е560Е5Е956СВ9 С |
| Анализатор 485 | Spy485.exe | 6.4 | CA4324C24F2C212D 4F81171F5F437B19 |
| АРМ Энергосфера | Con-trolAge.exe | 6.4 | C289D8709BD193A A45254CBB46017FD 0 |
| Архив | Archive.exe | 6.4 | 8DD7DF147901B813 91FB5EF16767A2EF |
| Импорт из Excel | Dts.exe | 6.4 | F16E7F7DDBFBB71 8FC932AAF54C60F4 D |
| Инсталлятор | Install.exe | 6.4 | 6587С6В1С570С2В D1366BBFE60B23D 98 |
| Консоль администратора | Adcenter.exe | 6.4 | 5F9E099D15DFD8A FFFD3284CEC51391 4 |
| Локальный АРМ | Con-trolAge.exe | 6.4 | C289D8709BD193A A45254CBB46017FD 0 |
| Менеджер программ | Smar-tRun.exe | 6.4 | F73916AF2BE4E526 613EFAF4DC8F9D9 |
| Редактор расчетных схем | AdmTool.exe | 6.4 | ВА2923515А44В43А 6669A4321B7C1DC С |
| Ручной ввод | Handlnput.ex e | 6.4 | 20712A0E4AD6E4C B914C98AEE38C9D Е8 |
| Сервер опроса | PSO.exe | 6.4 | C0B074D1B6F20F02 8C8816D9748F8211 |
| ПК «Энергосфера» | Тоннелепрокладчик | TunnelE-com.exe | 6.4 | 3027CF475F05007FF 43С79С053805399 | MD5 |
| Центр импор-та/экспорта | expimp.exe | 6.4 | 74Е422896723В3172 3AADEA7EEFD986 F |
| Электроколлектор | ECollect.exe | 6.4 | 489554F96E8E1FA2 FB30FECB4CA0185 9 |
ПО «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «РГЭС».
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «РГЭС» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «РГЭС» приведен в Таблице 2.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3. Таблица 2
| № № п/п | | № ИИК | | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 1 | ПС 110/35/10кВ Истоминская яч.35, ф. №1 | ТВЭ-35 УХЛ2 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 2303; 2304; 2305 Г осреестр № 1315804 | НАМИ-35 УХЛ1 кл. т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 991 Госреестр № 1981305 | СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 110080019 Госреестр № 2752404 | УСПД ЭКОМ-3000 Зав. № 06092480 Госреестр № 17049-09 | активная реактивная |
| 2 | 2 | ПС 110/35/10кВ Истоминская яч.35, ф. №2 | ТВЭ-35 УХЛ2 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 2300; 2301; 2264 Г осреестр № 1315804 | НАМИ-35 УХЛ1 кл. т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 991 Госреестр № 1981305 | СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0112080144 Госреестр № 2752404 | УСПД ЭКОМ-3000 Зав. № 06092480 Госреестр № 17049-09 | активная реактивная |
| 3 | 3 | ПС 110/35/10кВ Истоминская яч.35, ф. №3 | ТВЭ-35 УХЛ2 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 2310; 2291; 2292 Г осреестр № 1315804 | НАМИ-35 УХЛ1 кл. т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 929 Госреестр № 1981305 | СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0112080073 Госреестр № 2752404 | УСПД ЭКОМ-3000 Зав. № 06092480 Госреестр № 17049-09 | активная реактивная |
| 4 | 4 | ПС 110/35/10кВ Истоминская яч.35, ф. №4 | ТВЭ-35 УХЛ2 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 2297; 2299; 2298 Г осреестр № 1315804 | НАМИ-35 УХЛ1 кл. т 0,5 Ктн = 35000/100 Зав. № 929 Госреестр № 1981305 | СЭТ-4ТМ.03 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0108080910 Госреестр № 2752404 | УСПД ЭКОМ-3000 Зав. № 06092480 Госреестр № 17049-09 | активная реактивная |
| 5 | 5 | ПС 110/35/10кВ Радужная ЗРУ-10кВ яч.101 | ТЛМ-10-2У3 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 8316; 1698 Госреестр № 2473-05 | НТМИ-10-66УЗ кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3264 Г осреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0105081312 Госреестр № 2752404 | УСПД ЭКОМ-3000 Зав. № 09092689 Госреестр № 17049-09 | активная реактивная |
| 6 | 33 | ПС 110/35/10кВ Радужная ВЛ-6 кВ, яч. №30 | ТОЛ-10 УТ2.1 кл. т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 56175; 54888; 56623 Госреестр № 1512803 | UMZ 24-1 кл. т 0,5 Ктн = (6000^3)/(100^3) Зав. № 02522; 02523; 02524 Госреестр № 1604797 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0808091395 Госреестр № 36697 08 | УСПД ЭКОМ-3000 Зав. № 09092689 Госреестр № 17049-09 | активная реактивная |
| 7 | 6 | ПС 110/35/10кВ Радужная ЗРУ-10кВ яч.102 | ТЛМ-10-2У3 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 6663; 6679 Госреестр № 2473-05 | НТМИ-10-66УЗ кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3264 Г осреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0105081773 Госреестр № 2752404 | УСПД ЭКОМ-3000 Зав. № 09092689 Госреестр № 17049-09 | активная реактивная |
| 8 | 7 | ПС 110/35/10кВ Радужная ЗРУ-10кВ яч.201 | ТЛМ-10-2У3 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 7004; 6665 Госреестр № 2473-05 | НТМИ-10-66УЗ кл. т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 3989 Г осреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0105081780 Госреестр № 2752404 | УСПД ЭКОМ-3000 Зав. № 09092689 Госреестр № 17049-09 | активная реактивная |
Таблица 3
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС 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 % |
| 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 1 - 4 | 0,9 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,7 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 5, 7 - 8 | 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 |
| 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 6 | 0,9 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической |
| энергии в рабочих условиях эксплуатации АИ | ИС КУЭ | |
| Номер ИИК | COSф | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % |
| 1 - 4 | 0,9 | ±6,8 | ±4,1 | ±2,9 | ±2,9 |
| 0,8 | ±4,3 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,9 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,7 | ±3,6 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,3 |
| 5, 7 - 8 | 0,9 | - | ±7,6 | ±4,2 | ±3,2 |
| 0,8 | - | ±5,0 | ±2,9 | ±2,4 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,7 | - | ±4,2 | ±2,6 | ±2,2 |
| 0,5 | - | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 |
| 6 | 0,9 | - | ±7,1 | ±3,9 | ±2,9 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±1,9 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,7 | - | ±3,7 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,5 | - | ±2,7 | ±1,6 | ±1,3 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 8i(2)%p и 81(2)%q для cosy=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 8ц2)<%р и 8i(2)<%q для cosq<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, 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-Uhom,
• сила тока от 0,011ном до 1,21ном;
• 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, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ 52425-2005;
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:
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
• УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее 75000 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, 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.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД, сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, 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
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| № п/п | Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | Трансформатор тока | ТВЭ-35 УХЛ2 | 12 |
| 1 | Трансформатор тока | ТЛМ-10-2У3 | 6 |
| 2 | Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| 2 | Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66У3 | 2 |
| 3 | Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03 | 4 |
| 3 | Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03.01 | 3 |
| 4 | Модем | Siemens TC35i | 4 |
| 5 | УСПД | ЭКОМ-3000 | 2 |
| 6 | Сервер | HP Proliant ML370 | 1 |
| 7 | Источник бесперебойного питания | АРС Smart-UPS 1500VA | 1 |
| 8 | Устройство синхронизации системного времени | УСВ-1 | 1 |
| 9 | Специализированное программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| 10 | Методика поверки | МП 1282/446-2012 | 1 |
| 11 | Паспорт - формуляр | ВЭ425210.100.08.ФО-ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1282/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РГЭС». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в мае 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;
- Счётчик СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
- Счётчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- УСВ-1 - по методике поверки "Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утверждённой ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в декабре 2004 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по методике поверки "ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП", утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 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) ОАО «РГЭС». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1046/446-01.00229-2012 от 10.05.2012
лист № 8
Всего листов 8
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.
