Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МП г. Абакана «Абаканские электрические сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МП г.Абакана «Абаканские электрические сети», свидетельство об утверждении типа RU.E.34.004.A № 43732, регистрационный № 47655-11, и включает в себя описание измерительных каналов, приведенных в таблице 2. АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 524252005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа МИР УСПД-01.00.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) ЦСИ, устройство синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-01, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК по основному и резервному каналу связи.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенной линии провайдера Internet -услуг по основному и резервному каналу связи.
Программное обеспечение АИИС КУЭ на базе Программного комплекса (далее - ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» функционирует на нескольких уровнях:
• программное обеспечение счетчика;
• программное обеспечение УСПД;
• программное обеспечение АРМ;
• программное обеспечение сервера БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01, предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ±1 мкс. Часы сервера БД синхронизированы с временем радиочасов МИР РЧ-01, сличение ежесекундное. Часы УСПД синхронизированы с часами сервера БД, корректировка осуществляется каждые 10 мин, корректировка часов УСПД осуществляется при расхождении часов УСПД и сервера БД на ± 1 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД один раз в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении с часами УСПД на ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.
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
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» версии 1.9.6 от 05.05.2011 г., в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (иден-тификаци-онный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| МИР Сервера Тревог | AlarmServer\AlarmCfg.dll | 1.0.0.17 | ac64a9d1b6d0bd7a a5d63a172d2bdae5 | md5 |
| Сервер тревог | AlarmServer\AlarmSrv.exe | 2.0.0.135 | f77c90eac7 9a2cacd 8e5656167cc63a2 | md5 |
| SCADA МИР | AlarmV i ewer\Al armView. ocx | 1.1.1.15 | 0bd990a61d53e875 52da00bcdb6f3b87 | md5 |
| SCADA МИР | AlarmV i ewer\Al armWorke r3.exe | 1.1.1.4 | 530fd39047bebb24 0a48cbf582a3d6c3 | md5 |
| SCADA МИР | Aristo\aristo.exe | 1.0.0.3 | 3c1842a7d039715a a4425d8bee980d5e | md5 |
| Сервер авторизации | AuthServer\AuthCnfg. dll | 2.1.0.5 | b0fc2c20b022ef19f 286ebd23f11188c | md5 |
| Сервер авторизации | AuthServer\AuthServ. exe | 2.0.0.2 | 1adfcc25983d8f7d 27281202788c2a58 | md5 |
| МИР Центр управления | ControlCenterAuth\starter.e xe | 3.0.0.25 | f6eaae95770b4349 20f5478c50e66db7 | md5 |
| Конфигуратор контрол-лерова МИР | ControllerCfgMir 014\Con trollerCfgMir.exe | 1.0.2.33 | 35d83f7c37df5035 876a1c68e21d782c | md5 |
| ПК "Учет энергоресурсов" | EnergyRes\Account.exe | 1.0.2.55 | 78168613562b622 7d28c90335ad4cfd 9 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\AppConf.dll | 2.1.0.218 | 47a9440cc7024a0b 642603e8acf67431 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\APPSERV.DL L | 2.1.0.670 | cd00abbb467afa2c 2cb9a19d2b16f01b | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\AUTOUPD. EX E | 2.1.0.91 | 30a5f29d4b899f48 eabdd7 6a7ea674c6 | md5 |
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (иден-тификаци-онный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обес-печения(кон-трольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\CalcPowers. exe | 2.1.1.8 | e2c2d830bc2e93e5 e8fc5c9593b89164 | md5 |
| ПК "Учет энергоресурсов" | EnergyRes\ENERGYADM IN.EXE | 1.1.3.39 | 5e3b414d8ba3ba93 795ec5c0f142cf07 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\ImpExpXML.dl l | 2.1.0.116 | 42f0006ede04c3d9 df633b1ff0b3fe5d | md5 |
| The cURL library | EnergyRes\libcurl_ex.dll | 7.20.0.0 | 2bee3f358efb6dc64 c9688939d0810ae | md5 |
| MirlmpExp | EnergyRes\MirImpExp.exe | 2.4.5.6 | 9d6e32f0a01c2962 383e9a5d806ae3a4 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\Repl Svc.exe | 2.1.0.100 | 9d3d9232247d0604 d278d0ba6a6d1950 | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\Reports2. exe | 2.10.0.587 | d7546c15ffac1fcbc 0a5cd493f633379 | md5 |
| Borland Socket Server | EnergyRes\scktsrvr. exe | 11.1.2902.10 492 | aed35de2c9e8f84e5 9510c777d9355dd | md5 |
| Служба сбора данных | EnergyRes\ServiceDataCap ture.exe | 1.0.2.11 | 2be9d9d942ad0c7c 801e268da6780c67 | md5 |
| | EnergyRes\SPECIFICNOR M.DLL | 1.0.0.109 | 6d88f8be081970bb c18c6f8f282377a5 | md5 |
| SpecificNorm | EnergyRes\SpecificNorm.e xe | 1.1.2.11 | 451506f4cdc84024 f61d73fe3ba5efce | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\W atchDog. exe | 2.1.0.28 | e471f967897c123a b424ddd1c517617a | md5 |
| Учет энергоресурсов | EnergyRes\WebServ.exe | 2.1.0.88 | 9cd1b88c5d22b713 af6acf6bb254c8f6 | md5 |
| Каскад | GoldenWay\goldenway.exe | 1.2.0.18 | 3 c0a24e1cb9bc01b 0d5f532487eebde4 | md5 |
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (иден-тификаци-онный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обес-печения(кон-трольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПК Центр синхронизации времени | GPSServer\GPSCnfg.dll | 1.0.0.2 | 0db7f9859e3e4e6b 2362aae9a5106fe8 | md5 |
| ПК Центр синхронизации времени | GPSServer\GPSService.exe | 1.0.0.2 | b323e928abcc5ae1 ce623c158f22be7c | md5 |
| ПК Центр синхронизации времени | GPSServer\MonitorGPS. ex e | 1.0.0.2 | ae547ea3f11465a0 88e4a1ee079ff7cb | md5 |
| OPC сервер "Омь" | OPCServerV3 0\MirDrv. dll | 2.2.2.180 | d54b64a1dd0f0242 152e7d79fa99e7c9 | md5 |
| Библиотека драйверов "Канал счетчика электроэнергии" | OPCS erverV3 0\Plugins\EC hannel.dll | 2.0.0.0 | 82cb2bd92be53e4e a6229a6b0584444f | md5 |
| Библиотека драйверов "Счетчики электриче ские" | OPCServerV30\Plugins\Sc hElectric.dll | 4.1.3.1 | a2d66d6a71fa575d 69fc5593a4d3a164 | md5 |
| Библиотека драйверов " Системный монитор" | OPCServerV3 0\Plugins\Sy sEvent.dll | 1.0.2.2 | 30397da31e4736dd 43172942d59f67b6 | md5 |
| ОРС сервер | OPCS erverV30\ServerOm3 .exe | 3.1.0.28 | e8b38b56979871f9 6572216af31bd384 | md5 |
| Конфигуратор УСПД | USPDConf\USPDConfEx.e xe | 4.0.5.195 | b20d92b46e861b06 02ed283fa07b5ccb | md5 |
| Конфигуратор УСПД | USPDConf\USPDConfEx_ Old.exe | 4.0.0.179 | 8030b932f4323677 0f233b97e0af1c23 | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Borland.D elphi.dll | 12.0.3210.17 555 | 314eb92f881d9a9d 78e148bfaad3fad0 | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Borland.V cl.dll | 12.0.3210.17 555 | 19fdf1ad36b0578f4 7f5e56b0ff3f1ff | md5 |
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (иден-тификаци-онный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обес-печения(кон-трольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Borland.V clDbRtl.dll | 12.0.3210.17 555 | 14c5ee3910809a29 04e6dd189a757096 | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebCalcPowers\Borland.V clDSnap.dll | 12.0.3210.17 555 | 74df685b9c43d246 7d24d9f4b5f5159e | md5 |
| CodeGear RAD Studio | WebC alcPowers\Borland.V clRtl.dll | 12.0.3210.17 555 | | |
• Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов МИР, в состав которых входит ПО, внесены в Госреестр СИ РФ № 36357-13.
• Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
• Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
• Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| № п/п | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная по-грешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ПС "Южная" 1 | 10/10 кВ |
| 1 | ПС "Южная" 110/10 кВ яч. №36 РУ-10 кВ ИК №1 | ТЛК Кл. т. 0,5S 150/5 Зав. №1048120000001; Зав. №1048120000002; Зав. № 1048120000003 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 385 | EPQS 122.21.12LL Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 500168 | МИР УСПД-01 Зав. № 10127 | активная реактивная | ±1,2 ±2,7 | ±3,4 ±4,7 |
| ПС «Калининская» 110/10 кВ |
| 2 | ПС Калининская яч. 69 ИК №2 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. №43438-11 Зав. №43437-11 Зав. №43432-11 | НАЛИ-СЭЩ-10-1-0,5-200 У2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 00856-11 | EPQS 122.21.12LL Кл. т. 0,5S/0,5 Зав. № 417323 | МИР УСПД-01 Зав. № 09118 | активная реактивная | ±1,2 ±2,7 | ±3,4 ±4,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 ^ 1,02) ином; ток (1 ^ 1,2) !ном, частота - (50 ±
0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 С до + 50 С; счетчиков - от + 18 С до + 25 С; УСПД - от + 10 С до + 30 С; ИВК - от + 10 С до + 30 С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) ин1; диапазон
силы первичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 ^
1.0 (0,87 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) ин2; диапазон
силы вторичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 ^
1.0 (0,87 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии EPQS от минус 40 °С до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 С;
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, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на МП г. Абакана «Абаканские электрические сети» с Изменением №1 порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик EPQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД МИР УСПД-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- 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 не менее 35 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 - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) МП г. Абакана «Абаканские электрические сети» с Изменением №1 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
| Наименование | Тип | № Госреестра | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛК | 42683-09 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10-22 | 32139-11 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 16687-07 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ-10-1- 0,5-200 У2 | 38394-08 | 1 |
| Счётчик электрической энергии | EPQS 122.21.12LL | 25971-06 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | МИР УСПД-01 | 27420-08 | 2 |
Программное обеспечение | ПК "УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ" | - | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 47655-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МП г. Абакана «Абаканские электрические сети» с Изменением №1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2013 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-11 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»
• EPQS - по документу РМ 1039597-26:2002 "Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS";
• 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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ МП г. Абакана «Абаканские электрические сети» с Изменением №1», аттестованной ФГУП "ВНИИ метрологической службы", аттестат об аккредитации № 01.00225-2008 от 25.09.2008 г., 119361, Москва, ул. Озерная, 46.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
47655-13: Описание типа СИСкачать109.2 Кб