Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Остров Джус"
Номер в ГРСИ РФ: | 56179-14 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва |
56179-14: Описание типа СИ | Скачать | 107.1 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 56179-14 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Остров Джус" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2014 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 27 п. 35 от 17.01.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "ПКФ "Тенинтер", г.Москва
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 56179-14 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 52 |
Найдено поверителей | 17 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 52 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
56179-14: Описание типа СИ | Скачать | 107.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05М класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325L (Госреестр СИ № 37288-08, зав. № 007607) и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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.
Каждые 30 минут УСПД RTU-325L производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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.
Сервер базы данных (далее - сервер БД), с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-35LVS. Сличение времени часов сервера происходит при каждом сеансе связи с УССВ. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов сервера и УСПД 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/сут.
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 используется программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа - Центр», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Идентифика-ционное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Наименование файла |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей) |
3.27.3.0 |
58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 |
Amrserver.exe |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d |
Amrc.exe | ||
Драйвер автоматического опроса счетчиков ПСЧ-4ТМ, СЭТ-4ТМ и УСПД |
3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 |
Amra.exe | ||
драйвер работы с БД |
b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb |
Cdbora2.dll | ||
библиотека сообщений планировщика опроса |
40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
alfamess.dll |
- Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
- Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.
Таблица 2. Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК
Номер ИК |
Наименование объекта учета |
Состав 1-го уровня |
Ктт^Ктн^Ксч |
Наименование измеряемой величины |
Вид энергии |
Метрологические характеристики | |||||
Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер |
Основная Погрешность ИК, ± о/ % |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, I 0/ ± % | |||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
1 |
ГПП «УРЛЗ» 110/6/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. № 108 |
ТТ |
Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
16934 |
О о о сч |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,4 |
В |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
16783 | |||||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
16782 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 № 23544-02 |
А |
ЗНОЛП-6 |
3221 | |||||||
В |
ЗНОЛП-6 |
3235 | |||||||||
С |
ЗНОЛП-6 |
3322 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0106074007 | ||||||||
2 |
ГПП «УРЛЗ» 110/6/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. № 408 |
ТТ |
Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 32139-06 |
А |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
16895 |
о о о сч |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,4 |
В |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
17078 | |||||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
16891 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/^3/100/^3 № 23544-02 |
А |
ЗНОЛП - 6 |
3326 | |||||||
В |
ЗНОЛП - 6 |
3310 | |||||||||
С |
ЗНОЛП - 6 |
3224 | |||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 |
0107073044 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
3 |
РП-240 (РП-1) 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 3 |
ТТ |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 22192-03 |
А |
ТПЛ-10-М |
4542 |
4800 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,5 4,0 |
В | |||||||||||
С |
ТПЛ-10-М |
4591 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 380-49 |
А |
НТМИ-6 |
3233 | |||||||
В | |||||||||||
С | |||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 |
0622125217 | ||||||||
4 |
РП-240 (РП-1) 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 13 |
ТТ |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 22192-03 |
А |
ТПЛ-10-М |
4438 |
4800 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
5,7 4,2 |
В | |||||||||||
С |
ТПЛ-10-М |
4540 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 380-49 |
А |
НТМИ-6 |
3233 | |||||||
В | |||||||||||
С | |||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 |
0603111384 | ||||||||
5 |
РП-240 (РП-1) 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16 |
ТТ |
Кт = 0,5 Ктт = 75/5 № 17551-98 |
А |
Т-0,66 М У3 |
018194 |
'/П |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,5 4,0 |
В |
Т-0,66 М У3 |
018195 | |||||||||
С |
Т-0,66 М У3 |
257651 | |||||||||
ТН |
- |
А |
- |
- | |||||||
В | |||||||||||
С | |||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611126811 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 | ||
6 |
РП-242 (РП-6) 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 2 |
ТТ |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 |
6447 |
4800 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
5,7 4,2 |
В | |||||||||||
С |
ТПЛ-10 |
67105 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 380-49 |
А |
НТМИ-6 |
413 | |||||||
В | |||||||||||
С | |||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 |
0612080151 | ||||||||
7 |
РП-242 (РП-6) 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 11 |
ТТ |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 |
7198 |
4800 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
5,7 4,2 |
В | |||||||||||
С |
ТПЛ-10 |
7197 | |||||||||
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 380-49 |
А |
НТМИ-6 |
413 | |||||||
В | |||||||||||
С | |||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.13 |
0622125320 | ||||||||
8 |
РП-242 (РП-6) 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 14 |
ТТ |
Кт = 0,5 Ктт = 75/5 № 17551-98 |
А |
Т-0,66 М У3 |
018196 |
'/П |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,5 4,0 |
В |
Т-0,66 М У3 |
257653 | |||||||||
С |
Т-0,66 М У3 |
257652 | |||||||||
ТН |
- |
А |
- |
- | |||||||
В | |||||||||||
С | |||||||||||
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07 |
ПСЧ-4ТМ.05М.16 |
0611127064 |
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе 10 приведены пределы погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (мпф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 30 °С.
2. Нормальные условия:
- 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 cos9 (sin9) - 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(0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40°С до 40°С ;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 0°С до 35°С;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 - не менее 90000 часов и ПСЧ-4ТМ.05М - не менее 140000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- журнал УСПД:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (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 при отключении питания: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05М - не менее 30 суток;
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;
- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и 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 (АИИС КУЭ) «Остров Джус» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ
Наименование (обозначение) изделия |
Кол. (шт.) |
Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10 |
6 шт |
Трансформаторы тока ТПЛ-10-М |
4 шт |
Трансформаторы тока Т-0,66 М У3 |
6 шт |
Трансформаторы тока ТПЛ-10 |
4 шт |
Трансформаторы напряжения НТМИ-6 |
2 шт |
Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-6 |
6 шт |
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 |
2 шт |
Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М |
6 шт |
Устройства сбора и передачи данных серии RTU-325L |
1 |
УССВ-35LVS |
1 |
Методика поверки |
1 |
Формуляр |
1 |
Инструкция по эксплуатации |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 56179-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2013 года.
Перечень основных средств поверки:
- 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» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 г.;
- для УСПД RTU-325L - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005.МП», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2008 г.;
- 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;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус». Технорабочий проект 10.2013.ОД-АУ-ТРП».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S 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 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.