Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП Пикалевская городская электросеть
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Пикалевская городская электросеть (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух 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-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго», устройство синхронизации времени УСВ-1, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также 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 в организации-участники оптового рынка электроэнергии 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);
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 минут.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.
Сервер базы данных ОАО «ЛОЭСК» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивает счетчики 1 - 5, 7 и считывает 30-минутные профиль мощности, параметры электросети, а также журнал событий. Далее сервер базы данных ОАО «ЛОЭСК» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер базы данных ОАО «Ленэнерго» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивает счетчики 6, 8 и считывает 30-минутные профиль мощности, параметры электросети, а также журнал событий. Далее сервер базы данных ОАО «Ленэнерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Серверы баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на сервер базы данных ООО «РКС-энерго». Сервер базы данных ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от серверов баз данных ОАО «ЛОЭСК», ОАО «Ленэнерго», на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер базы данных ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго». В качестве устройств синхронизации времени используются устройства УСВ-1, к которым подключены GPS-приемники. УСВ-1 осуществляют прием сигналов точного времени системы GPS-приемника один раз в сутки.
Сравнение показаний часов серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осуще
Лист № 4
Всего листов 11 ствляется независимо от показаний часов серверов базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ЛОЭСК», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 5, 7 и сервера базы данных ОАО «ЛОЭСК» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 5, 7 и сервера базы данных ОАО «ЛОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера базы данных ОАО «ЛОЭСК» на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 6, 8 и сервера базы данных ОАО «Ленэнерго» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 6, 8 и сервера базы данных ОАО «Ленэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера базы данных ОАО «Ленэнерго» на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 1
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | MD5 |
| CalcLeakage.dll | 3 | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | MD5 |
| CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | MD5 |
| Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | MD5 |
| ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | MD5 |
| ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | MD5 |
| ParseModbus.dll | 3 | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 |
| ParsePiramida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | MD5 |
| SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
| VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | MD5 |
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 ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК | Вид электроэнергии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | Сервер | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | БТЭЦ-5, ГРУ-6 кВ, ф. 05-18 | ТПОЛ 10 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 1698; 1699; Госреестр № 1261-02 | НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3302; Зав. № 22; Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612102565 Госреестр № 36355-07 | HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 2 | БТЭЦ-5, ГРУ-6 кВ, ф. 05-37 | ТПОЛ 10 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 1706; 1714; Госреестр № 1261-02 | НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 3302; Зав. № 22; Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612102808 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная | |
| 3 | БТЭЦ-5, ГРУ-6 кВ, ф. 05-39 | ТПОЛ 10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1258; 1257; Госреестр № 1261-02 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612102557 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная | ||
| 4 | БТЭЦ-5, ГРУ-6 кВ, ф. 05-49 | ТПОЛ 10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1940; 1941; Госреестр № 1261-02 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612104610 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная | ||
| 5 | БТЭЦ-5, ГРУ-6 кВ, ф. 05-50 | ТПОЛ 10 кл. т 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 1938; 1939; Госреестр № 1261-02 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612104603 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная | ||
| 6 | ПС-35, 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, ф.35-04 | ТПФМД-10 кл. т 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 05289; 82528; Госреестр № 814-53 | НТМИ-6-66 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № АВКЕ; Зав. № АУУК; Госреестр № 2611-70 | Меркурий 230 ART2-00 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 04481062 Госреестр № 23345-07 | активная реактивная | |
| 7 | ТП-17, РУ-6 кВ, яч.3 | ТПФМ-10 кл. т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 77540; 77223; Госреестр № 814-53 | НТМИ-6 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 428; Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0612104574 Госреестр № 36355-07 | HP Proliant ML350 G5 Зав. № 246784-003 | активная реактивная |
| 8 | ПС-9 "Обрино", 35/10 кВ, КРУН-10 кВ, ф.9-10 | ТПЛ-10 кл. т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 4115; Госреестр № 1276-59 ТПЛ-10-М кл. т 0,5 Ктт = 75/5 Зав. № 347; Госреестр № 22192-03 | НАМИ-10 кл. т 0,2 Ктн = 10000/100 Зав. № 5404; Госреестр № 11094-87 | Меркурий 230 ART2-00 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 04481063 Госреестр № 23345-07 | активная реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % | |||
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % | ||
| 1 - 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 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 | |
| 8 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±1,7 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,8 | - | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,7 | - | ±2,3 | ±1,9 | ±1,8 | |
| 0,5 | - | ±2,9 | ±2,3 | ±2,1 | |
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной тивной электрической энергии в | погрешности ИИК при измерении реак-рабочих условиях эксплуатации 8, % | ||
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % | ||
| 1 - 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | ±7,3 | ±4,8 | ±4,2 |
| 0,8 | - | ±5,6 | ±4,1 | ±3,8 | |
| 0,7 | - | ±4,9 | ±3,8 | ±3,6 | |
| 0,5 | - | ±4,2 | ±3,5 | ±3,4 | |
| 8 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | ±4,5 | ±3,9 | ±3,8 |
| 0,8 | - | ±4,0 | ±3,6 | ±3,5 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±3,5 | ±3,4 | |
| 0,5 | - | ±3,7 | ±3,3 | ±3,3 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%Р и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 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^Uhom до 1,02^Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;
- сила тока от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom;
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 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по 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
Лист № 8
Всего листов 11 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 Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
- счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков 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, УСВ, 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(функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - 85 суток;
- счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 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
| Наименование | Тип | Кол. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ 10 | 10 |
| Трансформатор тока | ТПФМД-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Счетчик электроэнергии | ПСЧ-4ТМ.05М | 6 |
| Счетчик электроэнергии | Меркурий 230 ART2-00 | 2 |
| Контроллер | СИКОН ТС65 | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 3 |
| Сервер ОАО «ЛОЭСК» | HP Proliant ML350 G5 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart - UPS 1000 RMXL 3U | 1 |
| GSM модем | Siemens MC35i | 1 |
| Сервер БД ООО «РКС-Энерго» | Intel Xeon | 1 |
| Информационно-вычислительный комплекс | «ИКМ-Пирамида» | 1 |
| Коммутатор | D-Link DES-3028 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS RM 1000 | 1 |
| Сервер ОАО «Ленэнерго» | HP ProLiant ML370G5 | 1 |
| Сервер портов RS-232 | Moxa NPort 5610 | 1 |
| Коммутатор | D-Link DES-1005D | 1 |
| Источник бесперебойного питания | Rittal DK 7857.403 | 1 |
| GSM модем | Siemens MC35i | 1 |
| Шлюз передачи данных от 2-х портов RS232/422/485 | ADAM-4570 | 1 |
| Модемный блок | Zyxel RS-1612 | 1 |
| Методика поверки | МП 1779/550-2013 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.304 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1779/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП Пикалевская городская электросеть. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в ноябре 2013 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков Меркурий 230 - по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
Лист № 10
Всего листов 11
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- 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) ООО «РКС-энерго» по ГТП Пикалевская городская электросеть». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0230/2013-01.00324-2011 от 26.06.2013 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 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
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.