Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Башкирская содовая компания" Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО "Сода")

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55812-13
Производитель / заявитель: ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Башкирская содовая компания" Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО "Сода") поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55812-13: Описание типа СИ Скачать 104.5 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55812-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Башкирская содовая компания" Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО "Сода")
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке МП 4222-2013АС001-5040099482-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1452 п. 52 от 09.12.2013
Производитель / Заявитель

ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода») (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения измерений активной, реактивной электрической энергии, потребляемой объектами ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2, а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ реализована в объеме второй пусковой очереди АИИС КУЭ ОАО «Сода» и представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой 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 единому 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).

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК)-(11 точек измерения) , содержит в своем составе:

•    измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001;

•    измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001;

•    вторичные измерительные цепи тока и напряжения;

•    счетчики электрической энергии счетчики активной и реактивной электроэнергии : -EPQS136.22.18.LL класса точности 0,5S/1 и EPQS111.22.27.LL 0,2S/0,5 по ГОСТ Р 52323-05

для активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной электроэнергии, -СЭБ-1ТМ.02М.02 (безтрансформаторного включения) класса точности 1 по ГОСТ Р 52322-05 для активной электроэнергии и класса точности 2 по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной энергии;

Лист № 2 Всего листов 8

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) содержит в своем составе:

•    устройства «ШЛЮЗ Е-422»-(2 шт) для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (далее-УСПД), ГР № 36638-07 ;

•    устройство «Шлюз Е-4220БМ»- (Зшт)для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (далее-УСПД), ГР №46553-11;

•    каналообразующая аппаратура;

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе:

•    сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений;

•    технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;

•    радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее УССВ),ГР№ 40586-09;

•    технические средства приема-передачи данных;

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 интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 каждые 30 минут поступает в УСПД. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

ИВК с периодичностью не реже чем один раз в сутки производится автоматизированный сбор результатов измерений с УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД. На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ создана на основе УССВ РСТВ-01-01, в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с сервером. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение превышающее ± 2 с (программируемый параметр). Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах

Лист № 3 Всего листов 8

корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется аппаратно - программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора (СС) и сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Программные средства СС и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+» версия 4.04, ПО СОЕВ.

Идентификационные данные программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4 приведены в Таблице 1.

Таблица 1

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационное

наименование

программного

обеспечения

Номер версии (идентификац ионный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

Сервер сбора данных

Server MZ4.dll

1.0.1.1

f851b28a924da7cde

6a57eb2ba15af0c

MD5 checksums generated by MD5summer

Пульт

диспетчера

PD_MZ4.dll

1.0.1.1

2b63c8c01bcd61c4f

5b15e097f1ada2f

АРМ

Энергетика

ASCUE_MZ4.dll

1.0.1.1

cda718bc6d123b63a

8822ab86c2751ca

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние

пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Пересчёт происходит в базе данных (БД) при формировании отчетов. Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и фиксацией изменений в журнале событий.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты в соответствии с МИ 3286-2010- «высокий».

Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов (ИК), значение характеристик погрешности АИИС КУЭ приведены в таблице 2

Номер канала и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид эл .энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная

погреш-

ность,%

Погрешность в рабочих условиях, %

1

ГПП Рассольное 110/35/6 кВ ОРУ-35кВ, 1сш, яч.4, ввод 5В

ТОЛ-35111-IV

600/5; КТ 0,5

A.Зав    .№1140;

B.Зав.    №1141;

C.Зав.    №1143

НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,2 А,В,С Зав .№1957

EPQS

111.22.27LL

КТ 0,2s/0,5 Зав.№ 942820

±0,8

±2,3

±2,9

±4,6

2

ГПП Рассольное 110/35/6 кВ ОРУ-35кВ, 2сш, яч.6, ввод 6В

ТОЛ-35111-IV

600/5; КТ 0,5

A.Зав    .№1142;

B.Зав.    №1141;

C.Зав.    №1139

НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,2 А,В,С Зав .№1962

EPQS

111.22.27LL

КТ 0,2s/0,5 Зав.№ 942821

±0,8

±2,3

±2,9

±4,6

3

ГПП Рассольное 110/35/6 кВ ОРУ-35кВ, 1сш, яч.1-ВЛ-35кВ Водозабор 1цепь

ТОЛ-35111-IV

300/5; КТ 0,5

A.Зав    .№1043;

B.Зав.    №1046;

C.Зав.    №1044

НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,2 А,В,С Зав .№1957

EPQS

111.22.27LL

КТ 0,2s/0,5 Зав.№ 942816

Шлюз Е-422 №12019

±0,8

±2,3

±2,9

±4,6

4

ГПП Рассольное 110/35/6 кВ ОРУ-35кВ, 1сш, яч.3-ВЛ-35кВ Урман-Бишкадак 1цепь

ТОЛ-35111-IV

300/5; КТ 0,5

A.Зав    .№1041;

B.Зав.    №1039;

C.Зав.    №1078

НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,2 А,В,С Зав .№1957

EPQS

111.22.27LL

КТ 0,2s/0,5 Зав.№ 942819

±0,8

±2,3

±2,9

±4,6

5

ГПП Рассольное 110/35/6 кВ ОРУ-35кВ, 2сш, яч.7-ВЛ-35кВ Водозабор 2цепь

ТОЛ-35Ш-ГУ

300/5; КТ 0,5

A.Зав    .№1045;

B.Зав.    №1040;

C.Зав.    №1047

НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,2 А,В,С Зав .№1962

EPQS

111.22.27LL

КТ 0,2s/0,5 Зав. № 942822

АР

±0,8

±2,3

±2,9

±4,6

6

ГПП Рассольное 110/35/6 кВ ОРУ-35кВ, 2сш, яч.9-ВЛ-35кВ Урман-Бишкадак 2цепь

ТОЛ-35Ш-]^

300/5; КТ 0,5

A.    Зав .№1042;

B.Зав.    №1048;

C.Зав.    №1038

НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,2 А,В,С Зав .№1962

EPQS

111.22.27LL

КТ 0,2s/0,5 Зав.№ 942823

±0,8

±2,3

±2,9

±4,6

7

КНС

Рассолопромысла, РП-2 0,22кВ, гр.7-ф. СК "Солевик"

-

-

СЭБ-1ТМ.02М.02 КТ 1/2 Зав.№ 1202130239

Шлюз Е-422 GSM №110829

±2,8

±5,6

±3,2

±5,8

8

КТП-33, Цех КД-3, ЩСУ-2 0,4кВ -ф. Станция МТС

-

-

EPQS 136.22.18LL КТ 0,5 s/1 Зав.№ 937305

Шлюз Е-422 GSM №110830

±1,4

±3,4

±1,8

±3,5

9

АБК Южная проходная , РП-1 0,4кВ-

ф. Овощехранили ще

-

-

EPQS 136.22.18LL КТ 0,5s/1 Зав.№ 937309

Шлюз Е-422 №12018

±1,4

±3,4

±1,8

±3,5

Номер канала и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид эл .энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная

погреш-

ность,%

Погрешность в рабочих условиях, %

10

ТП-17 6/0,4кВ РП ЩО-59 - ф.0,22кВ ИП Курышева

-

-

СЭБ-1ТМ.02М.02 КТ 1/2 Зав.№ 1202130179

Шлюз Е-422 GSM №110825

А

Р

±2,8

±5,6

±3,2

±5,8

11

ТП-13 6/0,4кВ -ф.0,4кВ Гаражи

-

-

EPQS 136.22.18LL КТ 0,5 s/1 Зав.№ 937310

±1,4

±3,4

±1,8

±3,5

Примечания:

1.    Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение от 0,98Ином до 1,02-ином;

•    сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;

•    температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

4.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1Ином,

•    сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИК 1-6, от 0,05 1ном до 1мах для ИК 7-11;

•    температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60°С ; для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001; для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001 для устройства «Шлюз» Е-422,«ШЛЮЗ Е-422(GSM)» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов УСПД от минус 40 до плюс 60°С;для сервера от плюс 10 до плюс 35 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,05 1ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +40 °С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Башкирская содовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчик электроэнергии СЭБ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов

-счетчик электроэнергии EPQS- среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

-    трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

-    устройство Шлюз Е-422 для автоматизации измерений и учета энергоресурсов - среднее

время наработки на отказ не менее 50000 часов;

-    устройство Шлюз Е-422GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

-    радиосервер точного времени РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

-сервер (параметры надежности: коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tв = 30 мин).

Надежность системных решений:

•    резервирование питания с помощью устройства АВР;

•    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;

Регистрация событий: в журнале счётчика:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени;

•    журнал ИВК:

-    параметрирование;

-    попытка не санкционируемого доступа;

-    коррекция времени;

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, параметрировании:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

-    установка пароля на счётчик;

-    установка пароля на сервер;

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    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 2730 часов.

-сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств измерений на срок не менее 3,5 лет.

-устройства «ШЛЮЗ Е-422», «ШЛЮЗ Е-422(GSM)» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов обеспечивают хранение данных о электропотреблении (профиль нагрузки счетчиков), не менее 45 суток, время сохранения измерительной информации в устройстве при пропадании напряжения питания-10 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на создание АИИС КУЭ, а также эксплуатационной документацией - паспортом-формуляром (ФО 4222-2013АС001-5040099482-2013).

Поверка

Осуществляется по документу МП 4222-2013АС001-5040099482-2013 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ - ФБУ «Самарский ЦСМ» 14 октября 2013 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    средства измерений падения напряжения в линии соединении счетчика с ТН в соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений падения напряжения в линии соединения с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации».

-    трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. 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»;

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

-    средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭБ-1ТМ.02М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.175 РЭ1. Руководство пользователя. Часть2. Методика поверки;

-    счетчиков EPQS - по методике поверки РМ 1039597-26:2002 «Счётчик электрической энергии многофункциональный EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики;

-    устройство «ШЛЮЗ Е-422» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов и устройство «ШЛЮЗ E-422(GSM)» - в соответствии с методикой поверки АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;

-    радиосерверов точного времени РСТВ-01-01 - в соответствии с разделом 5 в Руководстве по эксплуатации «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в январе 2009 г.

-    радиочасы МИР РЧ-01, ПГ±1 мкс;

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электроэнергии ОАО «БСК» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода») приведены в документе - «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (мощности) ОАО «БСК» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода») для оптового рынка электроэнергии» ЦПА.424340.01-БСК.МИ.

Лист № 8 Всего листов 8

Методика аттестована ОАО «Фирма ОРГРЭС» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 009-01.00032-2013 от 09 сентября 2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2 (2 очередь АИИС КУЭ ОАО «Сода»)

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

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

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

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

5)    ГОСТ Р 52322-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 2I. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2».

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».

8)    Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Башкирская содовая компания» Промплощадка-2. Технорабочий проект ЦПА.424340-01-СД. (Пояснительная записка. Рабочая документация);

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также