Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г. Балашов, объект № 1)
| Номер в ГРСИ РФ: | 49630-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Техносоюз", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ┌Оборонэнергосбыт√ (по сетям филиала ┌Приволжский√ ОАО ┌Оборонэнерго√, г. Балашов, объект №1) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 49630-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г. Балашов, объект № 1) |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 46115 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 235 п. 09 от 13.04.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "Техносоюз", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 49630-12 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 49630-12: Описание типа СИ | Скачать | 566.3 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1) (далее по тексту - 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-ый 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 и ГОСТ Р 52322-2005 в режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 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-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» HP ProLiant DL180R06, основной и резервный серверы баз данных (БД) ОАО «Оборонэнергосбыт», устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) УСВ-2, 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 через GSM-сеть поступает на уровень регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт». Сервер СД АИИС КУЭ 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 и последующую передачу информации на сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Обороэнергосбыт». При отказе основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован по технологии GSM с использованием пакетной передачи данных GPRS. В качестве устройства передачи данных используется GSM/GPRS-модем Teleofis RX100R. На сервере БД осуществляется 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 TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК (сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность синхронизации не более ±0,35 с. Время ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизировано с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с временем ИВК «ИКМ-Пирамида» производится каждый сеанс связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем ИВК «ИКМ - Пирамида» вне зависимости от наличия расхождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера 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 ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1) используется ПО "Пирамида 2000" версии 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО "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 ПО "Пирамида 2000".
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b737261 328cd77805bd1ba7 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida. dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f |
MD5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc2 3 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e2 884f5b356a1d1e75 |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
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
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер точки измерений |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид элек-троэнер гии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1.1 |
ПС 110/35/10 кВ "Хопер" 45000 кВА, ЗРУ-10 кВ, 1 секция, Ф-1018 |
ТПЛМ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 34901 Зав. № 33454 |
НТМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 825 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812104136 |
ИВК «ИКМ -Пирамида» |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,4 |
|
1.2 |
ПС 110/35/10 кВ "Хопер" 45000 кВА, ЗРУ-10 кВ, 2 секция, Ф-1022 |
ТПЛМ-10 300/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 20786 Зав. № 33452 |
НТМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 1376 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810090339 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,4 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1.3 |
РП Хлебная база №43, РУ-10 кВ, ф. "КЭЧ" |
ТПЛ-10 100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 6495 ТВЛМ-10 Зав. № 53421 |
НОМ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 162 Зав. № 166 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811111465 |
ИВК «ИКМ -Пирамида» |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,7 |
|
1.4 |
РП 2, РУ-10 кВ, ввод 10 кВ от ВЛ-10 кВ Облкоммунэнерго |
ТОЛ-10 150/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 47895 Зав. № 48476 |
НАМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 3370 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811111099 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,3 |
±2,9 ±4,5 | |
|
1.5 |
КТП №499, шина 0,4 кВ, Автодром (башня) |
_ |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05МК.2 0 Кл.т. 1,0/2,0 Зав. № 1111114505 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,3 |
±3,4 ±5,7 | |
|
1.6 |
ВРУ 0,4 кВ "Автодром" (КДП), ввод 0,4 кВ |
_ |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05МК.2 0 Кл.т. 1,0/2,0 Зав. № 1111111486 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,3 |
±3,4 ±5,7 | |
|
1.7 |
ПКУ-10 кВ, на отп. от ВЛ10 кВ Облкоммунэнерго |
ТЛК-10-5 75/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 094210000000 1 Зав. № 094210000000 2 |
НАМИТ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 0942100000 003 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811111619 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,7 | |
|
1.8 |
ТП-7, РУ-10 кВ, ввод 10 кВ от ВЛ-10 кВ Облкоммунэнерго |
ТПЛМ-10 100/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 77567 Зав. № 03289 |
НТМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 470 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811111142 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±3,0 ±4,7 | |
|
1.9 |
КТП 6/0,4 кВ №903, ф. "Профилато-рий" |
_ |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл.т. 1,0/2,0 Зав. № 1105110090 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,3 |
±3,4 ±5,7 | |
|
1.10 |
КТП 10/0,4 кВ ДПРМ 350, ввод 0,4 кВ |
_ |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл.т. 1,0/2,0 Зав. № 1112113804 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,3 |
±3,4 ±5,7 | |
|
1.11 |
КТП 10/0,4 кВ 706А, ввод 0,4 кВ |
_ |
_ |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл.т. 1,0/2,0 Зав. № 1111111549 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,3 |
±3,4 ±5,7 |
римечания:
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. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,95 ^ 1,05) Uh; ток (1,0 ^ 1,2) Ih; coso = 0,9инд.;
- температура окружающей среды: (20±5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 ^ 1,02) Uhom; ток - (1 ^ 1,2) 1ном; частота - (50±0,15) Гц; coso 0,9инд;
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф(sinф) 0.5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус 40 °С до + 50 °С; для счетчиков от минус 40 °С до + 60 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 Ihom, coso = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 35 °С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52322-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Оборон-энергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1) порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральиный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т =
140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т =
165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе
ребойного 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 сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Кол-во, шт. |
|
Трансформатор тока типа ТПЛМ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока типа ТПЛ-10 |
1 |
|
Трансформатор тока типа ТВЛМ-10 |
1 |
|
Трансформатор тока типа ТОЛ-10 |
2 |
|
Трансформатор тока типа ТЛК-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения типа НТМИ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения типа НАМИ-10 |
1 |
|
Трансформатор напряжения типа НАМИТ-10 |
1 |
|
Трансформатор напряжения типа НОМ-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения типа НАМИ-10-95 |
1 |
|
Наименование |
Кол-во, шт. |
|
Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК.20 |
5 |
|
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М |
6 |
|
Методика поверки |
1 |
|
Формуляр |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 49630-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в марте 2012 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 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";
• СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;
• ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.167 РЭ;
• • УСВ-2 - по документу «Усройства синхронизации времени УСВ-2. Мето
дика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;
• 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 «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1).
Нормативные документы
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 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
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 52322-2005 (МЭК 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Балашов, объект №1).
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
