Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета,
группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая
прием и отдачу энергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы време-
ни по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и сер-
вере сбора данных может храниться служебная информация: параметры качества электро-
энергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках парамет-
ров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта
информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО» измерения и передача данных на верхний уровень
происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов изме-
рительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на
входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в циф-
ровой код. Счетчики СЭТ-4ТМ.03 производят измерения мгновенных и действующих
(среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную
мощность (Р=U·I·cosφ) и полную мощность (S=U·I). Реактивная мощность (Q) рассчитыва-
ется в счетчике по алгоритму Q=(S
2
-P
2
)
0,5
. Средние значения активной мощности рассчи-
тываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени.
По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется на
УСПД. В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи
программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на
сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помо-
щи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техниче-
скими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора
данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, не-
сущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ к другому,
используются проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.
АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ),
которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нор-
мированную точность. Коррекция системного времени производится, не реже одного раза в
сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени (УСВ-1)
на основе GPS приемника, подключенного к ИВК «ИКМ-Пирамида» АИИС КУЭ ОАО
«ДАГЭНЕРГО».
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изме-
нений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств из-
мерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к теку-
щим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные па-
роли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «ДАГ-
ЭНЕРГО» соответствуют «Техническим требованиям» ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Пара-
метры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока,
счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта
ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например,
повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера ти-
па NoteBook с последующей передачей данных на АРМ.
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глу-
бина хранения информации в системе не менее 35 суток. При прерывании питания все дан-
ные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Для защиты информации и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционирован-
ного вмешательства предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, при-
ходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика,
кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.
2
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕР-
ГО», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре.
Устройства связи, модемы различных типов, дополнительные средства вычислительной
техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компо-
нентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от ос-
новных технических компонентов.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
+5…+36
-20…+35
параметр
Таблица 1
значение
Пределы допускаемых значений относительной погрешности
АИИС КУЭ при измерении электрической энергии.
Вычисляются по мето-
дике поверки в зависи-
мости от состава ИК.
Значения пределов до-
пускаемых погрешно-
стей приведены в таб-
лице 2
Параметры питающей сети переменного тока:
напряжение, В
частота, Гц
220
±
22
50
±
1
0,5
Температурный диапазон окружающей среды для:
- счетчиков электрической энергии,
°
С
- трансформаторов тока и напряжения,
°
С
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счет-
чиков, не более, мТл
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к
ТТ и ТН, % от номинального значения
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %
Первичные номинальные напряжения, кВ
Первичные номинальные токи, кА
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек учета, шт.
25-100
0,25
110; 35; 10; 6
1; 0,6; 0,3; 0,15; 0,1
100
5
14
Интервал задания границ тарифных зон, минут30
Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в
±
5
системе и ее компонентах в сутки, не более, секунд
Средний срок службы системы, лет15
1-14
Таблица 2
Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении электрической энергии, %.
№ ИКСостав ИК
*
cos φδ
5%I
δ
20%I
δ
100%I
(sin φ) I
5%
<I≤I
20%
I
20%
<I≤I
100%
I
100%
<I≤I
120%
1±1,7±0,99±0,82
0,8 (инд.)±2,3 ±1,4 ±1,1
0,5 (инд.)±3,9±2,2±1,6
0,8 (0,6)±3,3±1,9±1,4
ТТ класс точности 0,5
ТН класс точности 0,5
Счетчик класс точности 0,2S
(активная энергия
)
Δt=16 ºC
ТТ класс точности 0,5
ТН класс точности 0,5
Счетчик класс точности 0,5
(реактивная энергия
)
Δt=16 ºC
0,5 (0,87)±2,3±1,4±1,1
3
Примечание:*) В процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измери-
тельных компонентов без переоформления сертификата об утверждении типа АИИС КУЭ:
стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электро-
энергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не ху-
же класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный
утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно требованиям ст. 4.2 МИ 2999-
2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков
электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении
энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгорит-
мам, приведенным в «Методике поверки» АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО».
Пределы допускаемой относительной погрешности по средней получасовой мощности и
энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасо-
вой мощности, на которых не производится корректировка времени, рассчитываются по
следующей формуле:
на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней
получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах:
δ
р
⎟
⎞
⎜
⎜
+
э
δ
δ
р
= ±
, где
2
⎛
KK
e
•
100%
⎟
2
⎝
1000PT
ср
⎠
- пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней
получасовой мощности и энергии, в процентах;
δ
э
-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.2 при
измерении электроэнергии, в процентах;
К– масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации
трансформаторов тока и напряжения;
Κ
e
– внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, вы-
раженному в Вт•ч);
Тср- интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Ρ
- величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном ин-
тервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности по средней мощ-
ности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на
которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
Δ
t
δ
р.корр.
=
3600Т
ср
•
100%, где
Δ
t
-
величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в
секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации
системы типографским способом.
4
КОМПЛЕКТНОСТЬ
УСПД
контроллер
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U
1
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I
1
1
ВЛ-148 110кВ
ПС «Кизляр-1»
Счетчик
Энергия активная,
W
P
Энергия реактив-
ная, W
Q
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U
1
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I
1
2
ВЛ-55А 35кВ
ПС «Кизляр-1»
Счетчик
Энергия активная,
W
P
Энергия реактив-
ная, W
Q
Комплект поставки приведен в таблице 3, 4 и 5.
Таблица 3.
ковый
измере-
По-Точка измерений
ряд-
Код точки
Наименование точки
номер
ний
измерений
Средство измерений
обозначение, тип, метро-
Наименование из-
вид СИлогические характери-
меряемой величины
стики
123412
ПС Кизляр-1
Энергия, мощность,
время
СИКОН С70
№2119
НКФ-110
А № 942352/932983
В № 942327/942316
С № 942341/932230
Коэфф. тр. 110000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 922-54
ТФЗМ-110Б
А № 10730
В № 10743
С № 10772
Коэфф. тр. 300/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 2793-71
СЭТ-4ТМ.03
№ 108073128
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
№ Гос. р. 27524-04
3НОМ-35
А № 943355
В № 943395
С № 943281
Коэфф. тр. 35000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 912-54
ТФНД-35
А № 20830
С № 17946
Коэфф. тр. 100/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 3689-73
СЭТ-4ТМ.03
№ 1080776109
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 5А;
№ Гос. р. 27524-04
5
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U
1
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I
1
Счетчик
Энергия активная,
W
P
Энергия реактив-
ная, W
Q
УСПД
контроллер
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U
1
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I
1
4
ВЛ-149-110кВ
ПС «Акташ»
Счетчик
Энергия активная,
W
P
Энергия реактив-
ная, W
Q
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U
1
5
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I
1
ОСВ-110
3ПС «Кизляр-1»
НКФ-110
А № 942352/932983
В № 942327/942316
С № 942341/932230
Коэфф. тр. 110000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 922-54
ТФЗМ-110Б
А № 360
В № 376
С № 37805
Коэфф. тр. 300/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 2793-71
СЭТ-4ТМ.03
№ 108076150
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
№ Гос. р. 27524-04
ПС «Акташ»
Энергия, мощность,
время
ОВ-110
ПС «Trial»
СИКОН С70
№2120
НКФ-110
А № 1058959/43353
В № 1055404/1062273
С № 1059166/46231
Коэфф. тр. 110000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 922-54
ТФЗМ-110Б-1У1
А № 44601
В № 46271
С № 46216
Коэфф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 2793-71
СЭТ-4ТМ.03
№ 108076095
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
№ Гос. р. 27524-04
НКФ-110
А № 1058959/43353
В № 1055404/1062273
С № 1059166/46231
Коэфф. тр. 110000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 922-54
ТФЗМ-110Б-1У1
А № 43164
В № 43338
С № 43284
Коэфф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 2793-71
6
Энергия активная,
W
P
Энергия реактив-
ная, W
Q
УСПД
контроллер
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U
1
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I
1
Счетчик
Энергия активная,
W
P
Энергия реактив-
ная, W
Q
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U
1
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I
1
Счетчик
Энергия активная,
W
P
Энергия реактив-
ная, W
Q
СЭТ-4ТМ.03
№ 108075025
СчетчикКл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
№ Гос. р. 27524-04
ПС «Ярык-су»
Энергия, мощность,
время
ВЛ-128-110кВ
6«Ярык-су»
ОВ-110кВ
7ПС«Ярык-су»
СИКОН С70
№2122
НКФ-110
А № 23614
В № 23786
С № 23751
Коэфф. тр. 110000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 922-54
ТФЗМ-110Б-1У1
А № 22743
В № 43193
С № 43784
Коэфф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 2793-71
СЭТ-4ТМ.03
№ 108075912
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
№ Гос. р. 27524-04
НКФ-110
А № 23727
В № 25757
С № 23728
Коэфф. тр. 110000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 922-54
ТФЗМ-110
А № 25947
В № 32458
С № 32510
Коэфф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 24811-03
СЭТ-4ТМ.03
№ 108076178
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
№ Гос. р. 27524-04
7
УСПД
контроллер
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U
1
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I
1
Счетчик
Энергия активная,
W
P
Энергия реактив-
ная, W
Q
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U
1
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I
1
Счетчик
Энергия активная,
W
P
Энергия реактив-
ная, W
Q
УСПД
контроллер
10
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U
1
ПС «Кочубей»
Энергия, мощность,
время
ВЛ-141-110кВ
8ПС «Кочубей»
ШОВ-110
9ПС «Кочубей»
СИКОН С70
№2123
НКФ-110
А № 942450/942456
В № 942449/988635
С № 949475/988648
Коэфф. тр. 110000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 922-54
ТФЗМ-110Б
А № 1218
В № 2981
С № 29126
Коэфф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 2793-71
СЭТ-4ТМ.03
№ 108076157
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
№ Гос. р. 27524-04
НКФ-110
А № 942450/942456
В № 942449/988635
С № 949475/988648
Коэфф. тр. 110000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 922-54
ТФЗМ-110Б
А № 29120
В № 29104
С № 29126
Коэфф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 2793-71
СЭТ-4ТМ.03
№ 108076164
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
№ Гос. р. 27524-04
ПС «Джигильта»
Энергия, мощность,
время
Т-2 110/10 кВ
ПС «Джигильта»
СИКОН С70
№2124
НАМИ-10
№ 2357
Коэфф. тр. 10000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 11094-87
8
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I
1
Счетчик
Энергия активная,
W
P
Энергия реактив-
ная, W
Q
УСПД
контроллер
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U
1
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I
1
Счетчик
Энергия активная,
W
P
Энергия реактив-
ная, W
Q
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U
1
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I
1
Счетчик
Энергия активная,
W
P
Энергия реактив-
ная, W
Q
ТВЛМ-10
А № 81203
С № 80072
Коэфф. тр. 150/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 1856-63
СЭТ-4ТМ.03
№ 108075919
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
Гос. р. 27524-04
ПС «Ирганай-ГПП»
Энергия, мощность,
время
ВЛ-188-110
11ПС «Ирганай-ГПП»
ОСШ-110
12ПС «Ирганай-ГПП»
СИКОН С70
№2125
НКФ-110-83У1
А № 25741
В № 25714
С № 25742
Коэфф. тр. 110000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 1188-84
ТГФ-110У1
ТФЗМ-110Б-IV
А № 75
В № 76
С № 12165
Коэфф. тр. 1000/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 16635-02
№ Гос. р. 26422-06
СЭТ-4ТМ.03
№ 108076143
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
№ Гос. р. 27524-04
НКФ-110-83У1
А № 25741
В № 25714
С № 25742
Коэфф. тр. 110000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 1188-84
ТФЗМ-110Б-1У1
А № 26747
В № 26740
С № 26471
Коэфф. тр. 600/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 2793-71
СЭТ-4ТМ.03
№ 108076116
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
№ Гос. р. 27524-04
9
УСПД
контроллер
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U1
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I1
Счетчик
Энергия активная,
WP
Энергия реактив-
ная, WQ
ТН
трансформатор
напряжения
Первичное напря-
жение, U1
ТТ трансформа-
торы тока
Первичный ток, I1
Счетчик
Энергия активная,
WP
Энергия реактив-
ная, WQ
ПС «Роббинс»
Энергия, мощ-
ность, время
Яч. №5 КРУН 10кВ
13ПС «Роббинс»
Яч. №8 КРУН 10кВ
14ПС «Роббинс»
СИКОН С70
№2126
НТМИ-6
№ 2633
Коэфф. тр. 6000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 380-49
ТЛМ-10
А № 1810
С № 4572
Коэфф. тр. 150/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 2473-00
СЭТ-4ТМ.03
№ 108076171
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
№ Гос. р. 27524-04
НТМИ-6
№ 2633
Коэфф. тр. 6000/100
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 380-49
ТЛМ-10
А № 85665
С № 91451
Коэфф. тр. 150/5
Кл.т. 0,5
№ Гос. р. 2473-00
СЭТ-4ТМ.03
№ 108073133
Кл.т. 0,2S/0,5
Iном= 1А;
№ Гос. р. 27524-04
Таблица 4.
Согласно схеме
объекта учета
№ 3689-73; № 2793-71; № 24811-
03; №1856-63; №16635-02;
№26422-06; №2473-00.
Согласно схеме
объекта учета
№11094-87; №380-49; 922-54;
№912-54; №1188-84.
СЭТ-4ТМ.03
№ 27524-04
Наименование средств измерений
Количество прибо-
ров в АИИС КУЭ
ОАО «ДАГЭНЕР-
ГО»
Номер в Госреестре средств из-
мерений
Измерительные трансформаторы тока
ГОСТ 7746:
ТФНД-35; ТФЗМ-110Б-1У1; ТФЗМ-
110; ТВЛМ-10; ТГФ-110У1; ТФЗМ-
110Б-IV; ТЛМ-10.
Измерительные трансформаторы на-
пряжения ГОСТ 1983:
НАМИ-10; НТМИ-6; НКФ-110
3НОМ-35; НКФ-110-83У1.
Контроллер СИКОН С70
По количеству то-
чек учета
Семь
№ 28822-05
10
Один№ 29484-05
ИВК«ИКМ-Пирамида» (зав. № 279)
Устройство синхронизации времени
УСВ-1 (зав. № 870)
Один№ 28716-05
Таблица 5.
1
один
Наименование программного обеспечения, вспомога-
тельного оборудования и документации.
Необходимое количество для АИИС
КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО»
Разветвительная коробка RS-48514
7
14
19
Интерфейсный модуль RS-485 / RS-422
Модуль RS-232 полномодемный
Сотовый модем Siemens TC35
Программный пакет «Пирамида 2000. АРМ: Корпо-
рация » Версия 10.05/2005
Программное обеспечение электросчетчиков «Кон-
фигуратор СЭТ-4ТМ»
Формуляр на систему
Методика поверки
Один экземпляр
Один экземпляр
Руководство по эксплуатацииОдин экземпляр
ПОВЕРКА
Поверка АИИС КУЭ ОАО «ДАГЭНЕРГО» проводится по документу «Система авто-
матизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энер-
гии (мощности) ОАО «ДАГЭНЕРГО». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2008 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электриче-
ской энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки утвержденной Ниже-
городским ЦСМ в 2004г.
- Радиочасы МИР РЧ-01.
Межповерочный интервал - 4 года.
НОРМАТИВНЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие техни-
ческие условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метроло-
гическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) Межгосударственный стандарт «Статические счетчики
ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие
технические условия».
ГОСТ 7746 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
11
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
