Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Эфко» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ОАО «Эфко», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее - внешние пользователи).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
• периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
е диному 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 в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
• диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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. (Умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в счетчиках).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных. ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренной электроэнергии, а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая внешним пользователям через Internet (основной канал связи) и и GSM- модем (резервный канал связи), отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов 51070 и 80020 в формате XML.
АИИС КУЭ состоит из 3 уровней
1-й уровень - измерительно-информационные точки учета в составе:
• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 типа НАМИ-10, НАМИТ-10, НАМИ-35, ЗНОЛП, НОЛ-СЭЩ-10 класса точности (КТ) 0,5;
• измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа GIF-40,5, ТПОЛ-10, ТОЛ- СЭЩ-10, ТОЛ-35, ТОЛ-10-I, ТПК-10 КТ 0,5 и 05S;
• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
• многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) типа ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) содержит в своем составе:
• устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа УСПД RTU-325-E1-512-M3-B4-G.
• коммуникационное и модемное оборудование (преобразователь интерфейса RS-485/RS-232; линии связи с использованием терминалов сотовой связи GSM-модемы);
• устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключенное к УСПД по интерф ейсу RS232, выполненное на основе GPS приемника 35-HVS;
• цепи и устройства питания для УСПД и терминала сотовой связи;
3 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе:
• компьютер в серверном исполнении (сервер опроса и SQL-сервер);
• технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;
• автоматизированное рабочее место (АРМ);
• цепи и устройства питания сервера (UPS);
• коммуникационное оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, ZyXEL U-336E Plus, GSM-модемы anterion МС-351);
Измерительно-информационные точки учета, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
Специализированное ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| 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 |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | Amrserver.exe | 12.01.01.01 | 24dc80532f6d9391 dc47f5dd7aa5df37 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Атгс.ехе | 783e1ab6f99a5a7ce 4c6639bf7ea7d35 |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 7e92d1506419b2f7 8e55d5908bd7e34e |
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | dcaed6743d0b6c37 d48deda064141f9e |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700, A1140 | encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В АИИС КУЭ синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.
УСПД, с периодом в 30 мин., выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с.
От УСПД синхронизируются внутренние часы счетчиков 8 раз в сутки при опросе по GSM связи каждые 3 часа. В случае расхождения часов счетчиков и УСПД более чем ± 1 с, производится коррекция часов счетчиков.
Часы ИВК синхронизируется с часами УСПД при его опросе 1 раз в 30 мин. Допустимое рассогласование часов составляет ±1 с, при превышении которого производится коррекция времени.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков, информационных цепей.
Технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологических характеристик с указанием наименования присоединений.
В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики.
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт/ Ктн/ Ксч | Наименование, измеряемой величины |
| № ИК, код АТС | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ОРУ-35 кВ ПС «Алексеевка-районная» 110 ВЛ - 35 кВ. ЭФКО-1 | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | 7000 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| ТТ | KT=0,5S Ктт= 100/5 № 21256-07 | А | ТОЛ-35 | 798 | Ток первичный I1 |
| В | ТОЛ-35 | 788 |
| С | ТОЛ-35 | 787 |
| ТН | КТ=0,5 Ктн=35000/100 № 19813-05 | А | НАМИ-35 | 313 | Напряжение первичное U1 |
| В | НАМИ-35 | 313 |
| С | НАМИ-35 | 313 |
| Счетчик | KT=0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 612080490 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 2 | ОРУ-35 кВ ПС «Алексеевка-районная» 110 ВЛ - 35 кВ. ЭФКО-2 | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | 7000 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| ТТ | KT=0,5S Ктт= 100/5 № 30368-10 | А | GIF-40,5 | 06/30334941 | Ток первичный I1 |
| В | GIF-40,5 | 06/30334938 |
| С | GIF-40,5 | 06/30334939 |
| ТН | КТ=0,5 Ктн=35000/100 № 19813-05 | А | НАМИ-35 | 280 | Напряжение первичное U1 |
| В | НАМИ-35 | 280 |
| С | НАМИ-35 | 280 |
| Счетчик | KT=0,5S Ксч=7000 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 612080398 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 3 | ЗРУ-10 кВ ПС «Алексеевка-районная» 110 КЛ-10 кВ № 10 | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | 8000 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| ТТ | KT=0,5S Ктт= 400/5 № 32139-06 | А | ТОЛ-СЭЩ-10 | 11957-09 | Ток первичный I1 |
| В | ТОЛ-СЭЩ-10 | 11950-09 |
| С | ТОЛ-СЭЩ-10 | 11939-09 |
| ТН | КТ=0,5 Ктн=10000/100 № 35955-07 | А | НОЛ-СЭЩ-10 | 00830-09 | Напряжение первичное U1 |
| В | НОЛ-СЭЩ-10 | 00831-09 |
| С | НОЛ-СЭЩ-10 | 00832-09 |
| Счетчик | KT=0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 612080405 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 4 | ЗРУ-10 кВ ПС «Алексеевка-районная» 110 КЛ-10 кВ № 15 | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | 8000 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| ТТ | KT=0,5S Ктт= 400/5 № 32139-06 | А | ТОЛ-СЭЩ-10 | 12266-09 | Ток первичный I1 |
| В | ТОЛ-СЭЩ-10 | 12267-09 |
| С | ТОЛ-СЭЩ-10 | 12265-09 |
| ТН | КТ=0,5 Ктн=10000/100 № 35955-07 | А | НОЛ-СЭЩ-10 | 00713-09 | Напряжение первичное U1 |
| В | НОЛ-СЭЩ-10 | 00712-09 |
| С | НОЛ-СЭЩ-10 | 00714-09 |
| Счетчик | KT=0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 608090318 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 5 | ЗРУ 10 кВ ЦРП-1 10 кВ КЛ 10 кВ № 4 | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | 6000 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| ТТ | КТ=0,5 Ктт= 300/5 № 22944-07 | А | ТПК-10 | 00379 | Ток первичный I1 |
| В | - | |
| С | ТПК-10 | 02192 |
| ТН | КТ=0,5 Ктн=10000/100 № 20186-05 | А | НАМИ-10 | 439 | Напряжение первичное U1 |
| В | НАМИ-10 | 439 |
| С | НАМИ-10 | 439 |
| Счетчи | KT=0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 612080517 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 6 | ЗРУ 10 кВ ЦРП-1 10 кВ КЛ 10 кВ № 11 | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | 6000 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| ТТ | КТ=0,5 Ктт= 300/5 № 1261-08 | А | ТПОЛ-10 | 9042 | Ток первичный I1 |
| В | - | |
| С | ТПОЛ-10 | 9043 |
| ТН | КТ=0,5 Ктн=10000/100 № 16687-02 | А | НАМИТ-10 | 1278 | Напряжение первичное U1 |
| В | НАМИТ-10 | 1278 |
| С | НАМИТ-10 | 1278 |
| Счетчик | KT=0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 612080433 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 7 | ПКУ на опоре №9/2 ВЛ 10 кВ № 4 ПС 110/35/10кВ Алексеевка | 37288-08 | УСПД RTU-325 | 004743 | 400 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| ТТ | КТ=0,5 Ктт= 20/5 № 15128-07 | А | ТОЛ-10-I | 20156 | Ток первичный I1 |
| В | - | - |
| С | ТОЛ-10-I | 20295 |
| ТН | КТ=0,5 Ктн=10000/^3/ 100/'/3 № 23544-07 | А | ЗНОЛП | 1007657 | Напряжение первичное U1 |
| В | ЗНОЛП | 1007658 |
| С | ЗНОЛП | 1007582 |
| Счетчик | KT=0,5S Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 609110481 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
КТ - класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть
Таблица 3- Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (активная, реактивная (5wp Z5wq) электроэнергия (мощность) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
| 5wp,% |
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значени е cos ф | для диапазона 5%<IZIn<20% WP 5 %< Wp<Wp 20 % | для диапазона 20%<IZIn<100% W P20 % <W P<W P100 % | для диапазона 100%< I/In<120% WP100 % <WP< WP120 % |
| 1-4 | 0,5s | 0,5 | 0,5s | 1,0 | +1,7 | + 1,6 | + 1,6 |
| 0,8 | +2,3 | +2,0 | +2,0 |
| 0,5 | +3,6 | +3,0 | +3,0 |
| 5-7 | 0,5 | 0,5 | 0,5s | 1,0 | +2,2 | +1,7 | +1,6 |
| 0,8 | +3,3 | +2,3 | +2,0 |
| 0,5 | +5,8 | +3,6 | +3,0 |
| 5wq’% |
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение cos ф | для диапазонов 5%<IZIn<20% WQ 5 % <WQ< WQ 20 % | для диапазонов 20%<IZIn<100% WQ 20 % <W Q<W Q 100 % | для диапазонов 100%< I/In<120% WQ 100 % <WQ< WQ120 % |
| 1-4 | 0,5s | 0,5 | 1,0 | 0,8 | +4,4 | +3,0 | +2,9 |
| 0,5 | +3,5 | +2,6 | +2,5 |
| 5-7 | 0,5 | 0,5 | 1,0 | 0,8 | +5,7 | +3,4 | +2,9 |
| 0,5 | +4,1 | +2,7 | +2,5 |
IZIn - значение первичного тока в сети в процентах от номинального
WP5 %(WQ5 ) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении IZIn равном от 5 до 120 %
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
• трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;
• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД
• счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии ГОСТ Р 523232005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД.
• УСПД RTU-325 по ДЯИМ.466215.001РЭ
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
| Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин | Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала |
| Счетчики | ТТ | ТН | УСПД |
| Сила переменного тока, А | от I2мин до I2макс | от 11мин до 1,2 11ном | _ | - |
| Напряжение переменного тока, В | от 0,8 U2ном до 1,15 U ° 2ном | _ | от 0,9 U1 ном до 1,1 U1ном | от 85 до 264 |
| Коэффициент мощности (cos ф) | 0,5ИНд; 1,0; 0,8^ | 0,8инд; 1,0 | 0,8инд; 1,0 | _ |
| Частота, Гц | от 47,5 до 52,5 | от 47,5 до 52,5 | от 47,5 до 52,5 | _ |
| Температура окружающего воздуха, °С -По ЭД - Реальные | от минус 40 до плюс 55 от минус 15 до плюс 25 | от минус 40 до плюс 55 от минус 15 до плюс 25 | от минус 40 до плюс 55 от минус 15 до плюс 25 | от 0 до плюс 70 от 7 до 33 |
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл | Не более 0,5 | _ | _ | _ |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cos^2 =0,8 ....) | _ | от 0,25 S2ном до 1,0 S2ном | _ | _ |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ: трансформаторов тока, счетчиков электроэнергии и УСПД
| Компоненты АИИС: | Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
| Трансформаторы тока Трансформаторы напряжения Счетчики электроэнергии УСПД RTU-325 ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA Модем GSM Cinterion TC-35i и коммуникационное оборудование Устройство синхронизации системного времени УССВ Сервер | 1000000 1000000 90000 100000 35000 50000 50000 20000 Срок службы, лет: |
| Трансформаторы тока; Трансформаторы напряжения Счетчики электроэнергии; УСПД RTU-325 Устройство синхронизации системного времени УССВ-3511\У Коммуникационное и модемное оборудование | 30 30 30 30 24 10 |
Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе не более 4 ч.
Надежность системных решений:
• резервирование питания УСПД;
• резервирование каналов связи на уровне ИИК-ИВК, ИВКЭ-ИВК, информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;
• мониторинг состояния АИИС КУЭ;
• удалённый доступ;
• возможность съёма информации со счётчика автономным способом;
• визуальный контроль информации на счётчике.
Регистрация событий:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике (сервере).
Защищенность применяемых компонентов
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
• электросчётчика;
• промежуточных клеммников вторичных цепей;
• УСПД;
• сервера.
Защита информации на программном уровне:
• установка пароля на счетчик;
• установка пароля на УСПД;
• установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.
В комплект поставки также входит:
• формуляр-паспорт ПСК.2012.01.АСКУЭ.31.ФП
• руководство пользователя ЭБЦ.425210.012П2;
• инструкции по формированию и ведению базы данных;
• инструкции по эксплуатации комплекса технических средств;
• руководство по эксплуатации счётчиков;
• паспорт на счётчики;
• руководство по эксплуатации УСПД RTU-325;
• формуляр УСПД RTU-325;
• методика поверки.
Поверка
осуществляется по документу МП 50765-12 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Эфко». Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в 2012 г., входит в комплект документации на систему.
Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ
| Наименование эталонов, вспомогательных СИ | Тип | Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) | Цель использования |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1.Термометр | ТП 22 | ЦД 1 °С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С | Контроль температуры окружающей среды |
| 2. Барометр-анероид | БАММ 1 | Атм. давление от 80 до 106 кПа Отн. погрешность ± 5% | Контроль атмосферного давления |
| 3. Психрометр | М-4М | КТ 2,0 | Контроль относительной влажности |
| 4 Миллитесламетр | МПМ-2 | ПГ 7,5 % | Измерение напряженности магнитного поля |
| 5.Измеритель показателей качества электрической энергии | Ресурс-UF2M | КТ 0,2 (напряжение гармоник) | Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97 |
| б.Вольтамперфазометр | ПАРМА ВАФ-Т | КТ 0,5 Напряжение от 0 до 460 В Ток от 0 до 6 А Частота от 45 до 65 Гц Фазовый угол от минус 180 до 180 град. | Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током |
| 7. Прибор сравнения | КНТ-03 | 1,999 В-А; 19,99 В-А; 199,9 В-А | ПГ ±0,003 В-А ПГ ±0,03 В-А ПГ ±0,3 В-А | Измерение полной мощности вторичной нагрузки ТТ |
| 8. Радиочасы | МИР РЧ-01 | | Использование сигнала точного времени |
| 9. Секундомер | СОСпр-1 | От 0 до 30 мин., ЦД 0,1 с | Определение хода часов |
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1.
Средства поверки УСПД RTU-325 по методике поверки ДЯИМ.466453.005 МП
Сведения о методах измерений
Методика измерений регламентирована в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Эфко». Свидетельство об аттестации № 34/12-01.00272-2012 от 29.05.2012 г.
Нормативные документы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии ОАО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Эфко»
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
