Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ "Фроловская" - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ "Фроловская"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 49345-12
Производитель / заявитель: ООО "Прогресс Энерго", г.Москва
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Скачать

49345-12: Описание типа СИ Скачать 529 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 49345-12
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ "Фроловская" - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ "Фроловская"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2012
Методика поверки / информация о поверке МП 49345-12
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Примечание 04.04.2013 заменен на 49345-13
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ ВНИИМС
Адрес центра 119361, г.Москва, Озерная ул., 46
Руководитель центра Кононогов Сергей Алексеевич
Телефон (8*095) 437-55-77
Факс 437-56-66
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 45835
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола Приказ 168 от 23.03.12 п.19
Производитель / Заявитель

ООО "Прогресс Энерго", г.Москва

 Россия 


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская»- АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» (далее - АИИС КУЭ), Волгоградская область., г. Фролово, предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии за установленные интервалы времени, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.

Описание

АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» представляет собой многофункциональную, Зх-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), измерительновычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ) с системой обеспечения единого времени (СОЕВ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные каналы, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа А1802 RALQ-P4-GB-DW-4 и EA02RAL-P4B-4, класса точности 0,2S/0,5 по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская», созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее -УСПД) типа RTU-325H (Госреестр СИ РФ № 44626-10, зав. № 005657) и технических средств приема-передачи данных.

3-й    - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), Госреестр СИ РФ № 45048-10. Сервер баз данных (БД) ИВК расположен в ОАО «ФСК ЕЭС».

Первичные фазные 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 интервалах времени, длительность которых задается программно и может составлять

1, 2, 3, 5, 10, 15, 30 минут (параметр ПА14). В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки (параметр Пд26) и графики параметров сети.

Каждые 30 минут УСПД RTU-325Н производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК (параметр ПА15). Полученная информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую память УСПД и, по запросу с сервера базы данных ИВК, с периодичностью 1 раз в 30 минут предоставляется в базу данных ИВК. Вышеописанные процедуры выполняются автоматически, а время и частота опроса устанавливаются на этапе пуско-наладки системы.

Раз в сутки с уровня ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формируются и отсылаются файлы в формате XML, содержащие информацию о получасовой потребленной и выданной электроэнергии по каждому из направлений, всем заинтересованным субъектам ОРЭ (параметры ПА18,

ПА21)-

Возможность приема данных смежными системами с уровня ИВКЭ может быть обеспечена установкой программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР» на автоматизированных рабочих местах (АРМ) пользователей смежных субъектов ОРЭ.

В АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» синхронизация времени производится от GPS-приемника (глобальная система позиционирования). В качестве приёмника сигналов GPS о точном календарном времени используется устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к УСПД RTU-325H От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД RTU-325^ а от них - и счетчиков АЛЬФА А1800 и ЕвроАЛЬФА, подключенных к УСПД RTU-325Н. В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах и погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с. Сличение времени УСПД RTU-325Н со временем УССВ осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УССВ на величину ± 2 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД RTU-325Н осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении часов счетчика и УСПД RTU-325Н на величину ± 2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий

Программное обеспечение

Уровень ИВКЭ содержит программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» и решает задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации. Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

Наименование

ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентификатора ПО

"АльфаЦЕНТР"

"Amrserver. exe"

4.05.01.05

350fea312941b2c2e

00a590fb617ae45

MD5

"АльфаЦЕНТР"

"Аmrc.exe"

4.05.01.05

529af5cc49b0c00dc

58d808da82bd8a6

MD5

"АльфаЦЕНТР"

"Arma.exe"

4.05.01.05

2a2c0968fe99124a2f

9813cbd285a6f7

MD5

"АльфаЦЕНТР"

"Cdbora2.dll"

4.05.01.05

5f7bed5660c061fc89

8523478273176c

MD5

"АльфаЦЕНТР"

"encryptdll.dll"

4.05.01.05

0939ce05295fbcbbb

a400eeae8d0572c

MD5

"АльфаЦЕНТР"

"alphamess.dll"

4.05.01.05

b8c331abb5e344441

70eee9317d635cd

MD5

• 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.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Канал измерений

Состав

измерительного канала

Метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации,

№ Г осреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

tr

и

Я

H

И

н

К

Наименование измеряемой величины

Вид энергии

Основная Погрешность ИК, ± %

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации,

± %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Кт = 0,2S

А

IOSK 550

2093632

5

К

F

О

н

о

0

PQ

1

^3 г \

» о

0

PQ

PQ

и

о

о

1

Ч

В

н

н

Ктт = 2000/1

В

IOSK 550

2093635

№ 26510-04

С

IOSK 550

2093634

А

TEMP 550

Т09211206

Энергия активная, WP Энергия реактивная, W<

Кт = 0,2 Ктн

В

TEMP 550

Т09211201

р

С

TEMP 550

Т09211211

10000000

Активная

± 0,5 %

± 1,9 %

1

=500000/V3/100/V3

А

TEMP 550

Т09211303

№ 25474-03

В

TEMP 550

Т09211213

Реактивная

± 1,1 %

± 2,1 %

С

TEMP 550

Т09211305

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06

A1802RALQ-P4-GB-

DW4

01211041

Продолжение таблицы 2

On

Ввод ЮкВ от ПС Арчеда 220кВ (КРУН-ЮкВ (существующий), секция 1, яч.1)

ВЛ-500кВ Фроловская-Шахты (Ростовская) (W4C)

Счетчик

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

н

д

II

>

о «

о н

NJ

° II

О 11

^1

2\р

U)

U) Lfi

о

о

о

U)

ю*

Ктт

ю

II

н

On

II

к>

Г—1

<~>

о

о

ю

о

о

сл

-1^

о

о

о

о

о

н

II

II

II

00

С)

л

о

о

II

ю

О

о

(УЗ

о

сл

о

сл

я

н

II

i?

Os

Os

С)

о

00

u>

Os

II

ю

н—

Os

с/з

i

Os

i

40

о

40

^1

ю*

ю -р*.

О OJ

н

JO

10

о

LtJ

о

о

ю

ю

ю

>

>

>

>

>

И

ю

о

о

о

О

о

М

>

о

ю

Ю

о

ю

о

О)

OJ

о

ю

20000

10000000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ

"d

Р

я

и

>

я

03

>

я

я

р

я

я

н-

н-

н-

н-

ю

о

OJ

о4

о4

о4

о4

Н-

JS>

“vO

Н-

'оо

н-

ю

н-

vo

1.    В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 30 °С .

2.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков: (23±2) °С ; УСПД - от 15 °С до 25 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

3.    Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50 ±

0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cos9=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,5 -1,0(0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 65 °С;

-    относительная влажность воздуха - (40-60) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

4.    Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 77462001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-05 в режиме измерения активной электрической энергии и в режиме измерения реактивной электрической энергии;

5.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п.1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра ПС 500/220/10 кВ «Фролов-ская» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

•    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее То= 50 000 ч., время восстановления работоспособности Тв=168 ч.;

•    компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0=55 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_диис = 0,9159 - коэффициент готовности;

То_АИИс = 1627,8 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

•    Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

Стойкость к электромагнитным воздействиям;

Ремонтопригодность;

Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы; Резервирование элементов системы;

Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта; Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

•    журнал событий счетчика:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания.

•    журнал событий ИВКЭ:

-    ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

-    ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;

-    установка текущих значений времени и даты;

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

-    отключение питания.

•    журнал событий ИВК: даты начала регистрации измерений; перерывов электропитания; программных и аппаратных перезапусков; установка и корректировка времени; нарушение защиты ИВК;

отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    привод разъединителя трансформаторов напряжения;

-    клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;

-    корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

-    клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

-    промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

-    испытательная коробка (специализированный клеммник);

-    крышки клеммных отсеков счетчиков;

-    крышки клеммного отсека УСПД.

•    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на промконтроллер (УСПД);

-    установка пароля на сервер БД ИВК.

Глубина хранения информации:

•    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

•    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета

электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ

«Фроловская» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская»_

Наименование

Количество

Трансформаторы тока IOSK 123/245/362/550

6 шт.

Трансформаторы тока ТЛМ-10

2 шт.

Трансформаторы напряжения емкостные ТЕМР 123/245/362/550

12 шт.

Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66

1 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A1800

2 шт.

Счетчики электроэнергии многофункциональные типа ЕвроАЛЬФА

1 шт.

Устройства сбора и передачи данных RTU-325Н

1 шт.

Сервер БД ИВК HP

1 шт.

АРМ оператора с ПО Windows XP и AC РE 30

1 шт.

Переносной инженерный пульт на базе Notebook

1 шт.

Формуляр

1 экземпляр.

Инструкция по эксплуатации

1 экземпляр

Методика поверки

1 экземпляр

Поверка

осуществляется по документу МП 49345-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» -АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 ... 330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений».

-    Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений».

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

-    Счетчики ЕвроАльфа - в соответствии с документом «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАльфа (ЕА). Методика поверки»;

-    УСПД RTU-300 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «21168598.422231.0338.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская»

1.    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

2.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

4.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

5.    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».

6.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

7. «21168598.422231.0338.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Тюриково" Свердловской ЖД ╞ филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Пермского края (далее по тексту - АИИС КУЭ) предн...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ ┌Фроловская√- АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ ┌Фроловская√ (далее - АИИС КУЭ), Волгоградская область., г. Фролово, предназначена для измерени...
Счетчики электрической энергии однофазные многотарифные ┌ЭМИС-ЭЛЕКТРА 510√ класса точности 1 (далее - счетчик) с шунтовым преобразователем тока предназначены для измерений и многотарифного учета активной энергии в однофазных цепях переменного тока.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ┌Салаватстекло√ (далее по тексту ╞ АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии для осуществления автоматизированно...