Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТНК-Уват

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Методика поверки / информация о поверке МП 54082-13
Найдено поверителей 1

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват» (далее по тексту - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват», свидетельство об утверждении типа RU.E.34.004.A № 42465, регистрационный № 46669

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    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    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных - контроллер МИР КТ-51М (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места пользователей (АРМ), радиочасы МИР РЧ-01 и программное обеспечение (далее -ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».

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 преобразуются 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу интернет TCP/IP.

Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ПС 500/220/110/10/6 кВ «Демьянская» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Западной Сибири. Перечень точек измерений АИИС КУЭ, получение измерительной информации по которым производится от АИИС КУЭ ПС 500/220/110/10/6 кВ «Демьянская» согласно договору об информационном обмене, указан в таблице 3.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени (радиочасы МИР РЧ-01), на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и часов сервера БД более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ 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 ООО «ТНК-Уват» используется ПО ПК "УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ" версии 1.9.6, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО 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 ПО 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

1

2

3

4

5

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

1

2

3

4

5

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

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

1

2

3

4 I 5

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

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"

0PCServerV30\Plugins\Sc

hElectric.dll

4.1.3.1

a2d66d6a71fa575d

69fc5593a4d3a164

md5

Библиотека драйверов " Системный монитор"

0PCServerV3 0\Plugins\Sy sEvent.dll

1.0.2.2

30397da31e4736dd

43172942d59f67b6

md5

ОРС сервер

OPCS erverV30\Server0m3 .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

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

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.

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

КТП-3 ЗРУ-6кВ КУУН Л

ПДС «Демьянское»

1

КТП-3 ЗРУ-6кВ КУУН ЛПДС «Демьянское» «Ввод-1»

ИК №10

4МС7033ZEK Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 110087712; Зав. № 110087709; Зав. № 110087717; Зав. № 110087705; Зав. № 110087702; Зав. № 110087701

4МR12ZEK Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 110135410; Зав. № 110135411; Зав. № 110135412

M802-RALXQ-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01252163

МИР КТ-51М Зав. № 1212560

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,7

2

КТП-3 ЗРУ-6кВ КУУН ЛПДС «Демьянское» «Ввод-2»

ИК №11

4МС7033ZEK Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 110087708; Зав. № 110087716; Зав. № 110087703; Зав. № 110087715; Зав. № 110087704; Зав. № 110087711

4МR12ZEK Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 110135407; Зав. № 110135408; Зав. № 110135409

M802-RALXQ-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01252162

МИР КТ-51М Зав. № 1212560

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,7

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) 1ном, 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 Альфа А1800 от минус 40 °C до плюс 65 °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 паблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ООО «ТНК-Уват» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД (контроллер МИР КТ-51 М) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 24 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Таблица 3 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ ПС 500/220/110/10/6 кВ «Демьянская», результаты измерений по которым передаются в рамках соглашения об информационном обмене.

п/п

Номер

точки

измерений

Наименование объекта измерений

Наименование точки измерений

1

2

3

4

ПС 500/6 кВ «Демьянская» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири

1

8

ПС 500/6 кВ «Демьянское»

ПС 500/6 кВ «Демьянская» ЗРУ-6 кВ КУУН «Демьянский-1»

2

9

ПС 500/6 кВ «Демьянское»

ПС 500/6 кВ «Демьянская» ЗРУ-6 кВ КУУН «Демьянский-2»

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источников бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии.

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;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому измерительному каналу электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут;;

-    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) ООО «ТНК-Уват» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Госреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

4МС7033ZEK

44089-10

12

Трансформатор напряжения

4МR12ZEK

44318-10

6

Счётчик электрической энергии

A1802-RALXQ-

P4GB-DW-4

31857-06

2

Устройство сбора и передачи данных

МИР КТ-51 М

38066-10

1

Программное обеспечение

ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 54082-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТНК-Уват». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

•    Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 "Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки";

•    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 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 ООО «ТНК-Уват», 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