Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Абаканские электрические сети" с Изменением №1

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Методика поверки / информация о поверке МП 47655-13
Найдено поверителей 1

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.

Развернуть полное описание