При создании автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) специалисты в общении друг с другом применяют определенный набор терминов: расчетный (коммерческий) учет электроэнергии; расчетные (коммерческие) счетчики; измерительный комплекс средств учета электроэнергии (измерительный комплекс); место установки измерительного комплекса средств учета электроэнергии; точка учета; точка измерения; точка поставки.
    В современных экономических условиях коммерческая и юридическая терминология, связанная с товарооборотом на рынке электроэнергии, должна адекватно отражать особенности технологических процессов ЕЭС [1]. Возникла неоднозначность терминологии из-за того, что технические законы электроэнергетики стали действовать при операциях по продаже электроэнергии на оптовом рынке. Менеджеры оптового рынка электроэнергии, причастные к принятию управленческих решений и не имеющие глубоких технических знаний, увеличили объем различного рода руководящей документации. Эти руководящие документы содержат большое количество новых терминов, старых терминов из существующих в нормативно-технической документации, старых терминов в новой редакции, причем нигде не указано, что предыдущее толкование термина отменяется. В данной статье приводится сравнительная оценка толкования терминов, указанных выше.
    В п. 2. 1. Типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (далее - Типовая инструкция) толкование термина "расчетный (коммерческий) учет электроэнергии" и "расчетные (коммерческие) счетчики" определено в следующей редакции: "Расчетный (коммерческий) учет электроэнергии - учет электроэнергии для денежного расчета за нее [2]. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными". Если счетчик подключен с помощью измерительных трансформаторов тока и напряжения, то в целом они составляют измерительный комплекс средств учета электроэнергии.
    В п. 3. 2. Типовой инструкции отмечается, что "на электростанциях расчетные счетчики должны обеспечивать учет выработанной и переданной электроэнергии через станционную электросеть за границу балансовой принадлежности?". Границы балансовой принадлежности обычно находятся в местах подключения к зажимам фаз воздушных или кабельных выключателей, в местах подключения линий к ошиновке распределительных устройств [3]. Это означает, что место установки измерительного комплекса должно быть максимально приближено к границе балансовой принадлежности каждого присоединения. Места установки измерительных комплексов учета электроэнергии определялись в соответствии с рекомендациями, изложенными в разделе 3 Типовой инструкции, и Правилами устройств электроустановок (гл. 1. 5.) [4] (далее - Правила) на:

• генераторах;
• трансформаторах собственных нужд;
• линиях, присоединенных к шинам основного напряжения собственных нужд;
• линиях потребителей хозяйственных нужд;
• межсистемных линиях электропередачи;
• линиях, принадлежащих прямым и сторонним потребителям, присоединенным непосредственно к шинам электростанции;
• резервных возбудителях.
      В п. 2. 11. Типовой инструкции измерительный комплекс средств учета электроэнергии (измерительный комплекс) определен как "совокупность устройств одного присоединения, предназначенных для измерения и учета электроэнергии (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики электрической энергии, ? и их линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме". При этом следует особо отметить, что согласно п. 2. 1. Типовой инструкции измерительный комплекс средств учета электроэнергии является неотъемлемой частью присоединения.
      В приложении 11. 0. к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка [5] термин "присоединение" определен как "электрическая цепь (оборудование и шины) одного назначения, наименования и напряжения, присоединенная к шинам распределительного устройства?", что не противоречит определению, содержащемуся в п. 2. 1. Типовой инструкции.
      В информационных материалах НП "АТС" [5] указывается, что "измерительные трансформаторы должны устанавливаться по точкам учета (поставки) на оптовом рынке электроэнергии". Из вышеприведенного текста следует, что термин "место установки измерительного комплекса учета электроэнергии" заменен на термин "точка учета электроэнергии" [1]. Под "точкой учета электроэнергии" всегда понимали место в электрической схеме (сети), в которой с помощью измерительного комплекса учета электроэнергии или расчетным путем определяется значение электроэнергии (мощности). Расположение составляющих измерительного комплекса учета электроэнергии в современных условиях является предметом соглашения между смежными участниками оборота электроэнергии и сетевыми компаниями [3]. Под местом расположения ИК понимается точка подключения ТТ к первичной электрической цепи (к сетевому элементу). При этом считается, что точка подключения ТН к первичной электрической цепи находится в такой близости к точке подключения ТТ, что погрешностью измерения значения электроэнергии из-за их взаимного расположения можно пренебречь. Главным требованием к расстановке измерительных комплексов для целей коммерческого учета является следующее: измерительные комплексы должны быть расположены так, чтобы их показания позволяли определять величины учетных показателей в точках поставки по результатам измерений с минимальными по величине коррекциями систематических методических погрешностей. Иными словами, ТТ, к которым подключены расчетные счетчики, должны располагаться как можно ближе к точкам поставки, чтобы минимизировать "потери" электроэнергии. Схема расстановки измерительных комплексов у участников обращения электроэнергии и сетевых компаний на всем пространстве оптового рынка должна также обеспечивать контроль достоверности их показаний и замещение недостоверных или отсутствующих показаний показаниями других измерительных комплексов, имеющих метрологические характеристики, соответствующие требованиям действующих нормативных документов [6].
      В Приложении 11. 0. [5] термин "точка учета" трактуется как "место в электрической сети, определяемое Администратором торговой системы по согласованию с субъектом оптового рынка электроэнергии и используемое для формирования учетных показателей коммерческого учета". Получается, что места установки (точки учета) измерительных комплексов учета электроэнергии выбираются не в соответствии с рекомендациями Типовой инструкции (раздел 3) и Правил (гл. 1. 5.), а определяются Администратором торговой сети. Однако упомянутые рекомендации никто официально не отменял. Далее в информационных материалах НП "АТС" вводится новый термин "точка измерения - место расположения и подключения приборов коммерческого учета на элементе электрической сети, значение измерений количества электроэнергии, которое используется в целях коммерческого учета". В Правилах термины "точка учета" и "точка поставки" приравнены друг к другу (см. выше). Насколько это правомочно? В Приложении 11. 0. [5] указано, что "точка поставки - место в электрической сети, определяемое для каждого участника оптового рынка Системным оператором и Администратором торговой системы по согласованию с сетевыми компаниями и участником оптового рынка и используемое для определения и исполнения обязательств по договорам купли-продажи электрической энергии участника оптового рынка и владельцев объектов электросетевого хозяйства по оплате потерь электрической энергии". В работе Л. К. Осики отмечается, что "точки поставки товарной продукции, количество электроэнергии в которых за заданный промежуток времени служит основой для финансовых расчетов, за исключением специально оговоренных случаев, совпадают с границей балансовой принадлежности" [3]. Авторы, создавшие новый термин, видимо, пытались донести ту мысль, что точка поставки - это то место в электрической сети, занимаемое потребителем, куда поставляется электроэнергия с электростанции по договорам купли-продажи, с выполнением всех обязательств, предусмотренных в договорах. Ничего общего у терминов "точка учета" и "точка поставки" нет. Такое приравнивание терминов создает только путаницу. Все зависит от того, где проходит граница балансовой принадлежности. Рассмотрим конкретный пример.
      Электроэнергия с электростанции поставляется на подстанцию (рис. 1) по кабельной линии электропередачи. Если граница балансовой принадлежности проходит по зажимам вводных изоляторов (на рис. 1 она выделена красной пунктирной линией) на территории распределительного устройства электростанции, то расположенный слева от нее измерительный комплекс учета представляет собой точку учета, а справа находится точка поставки. В данном случае точка учета и точка поставки как бы находятся на границе балансовой принадлежности. Однако их не стоит совмещать в одну точку и употреблять термин "точка учета (поставки)". Точка учета находится слева, а точка поставки - справа от границы балансовой принадлежности. Если граница балансовой принадлежности проходит по зажимам вводных изоляторов (на рис. 1 она выделена красной сплошной линией) на территории распределительного устройства подстанции, то точка учета будет расположена на территории распределительного устройства электростанции, а точка поставки - справа от границы балансовой принадлежности. Точка поставки в данном случае находится на определенном удалении от точки измерения, и в этом случае значение электроэнергии определяется на основе показаний измерительного комплекса с учетом скорректированных потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки.
      На каждой электростанции в соответствии с п. 10. 1. [1] имеется однолинейная схема учета электроэнергии, на которой указаны места (точки) размещения приборов расчетного и технического учета. В дополнение к схеме учета электроэнергии были созданы упрощенные схемы присоединений АО-энерго на оптовом рынке электроэнергии с указанием сечения поставки "энергообъект-энергосбытовая компания", на которых отмечены точки поставки за границей балансовой принадлежности, например ТП-03/01 (ТП - точка поставки, 03 - номер электростанции, 01 - номер точки поставки) [7] (далее - Перечень). Номер точек поставки для конкретного присоединения на этой схеме не совпадает с номером точки учета на границе балансовой принадлежности на схеме учета электроэнергии. Это вызывает путаницу и трудности при работе с вышеупомянутыми схемами.
      Далее рассмотрим более подробно соотношение терминов "точка учета" и "точка измерения". В Перечне термин "точка учета" и "точка измерения" приравниваются, и дается следующая редакция: "точка учета (измерения) - место расположения и подключения приборов коммерческого учета на элементе электрической сети, значение измерений физической величины электроэнергии в котором используется в целях коммерческого учета участниками оптового рынка". По мнению автора, это правильно. Однако после слова "элементе" следует добавить "(присоединении)", а после слова "сети" желательно уточнить: "максимально приближенное к границе балансовой принадлежности".
      Рассмотрим существующие разновидности измерительного комплекса средств учета электроэнергии (мощности). Условно их можно разделить на: измерительные комплексы средств учета электроэнергии (мощности) с прямым включением счетчика (ваттметра, измерительного преобразователя мощности - датчика мощности); измерительные комплексы средств учета электроэнергии (мощности) с включением счетчика (ваттметра, измерительного преобразователя мощности - датчика мощности) через измерительные трансформаторы тока и напряжения. Для упрощения вопроса дальнейшее изложение материала будет применительно к однофазной сети переменного тока. Активная мощность, потребляемая нагрузкой, включенной в однофазную цепь переменного, синусоидального тока, равна:
  

      P = UI cosj, (1)
      где U и I - эффективные значения напряжения и тока, а j, - фазовый угол (угол сдвига) синусоид напряжения и тока. Если напряжение выражается в вольтах, а ток в амперах, то мощность будет выражена в ваттах. Множитель cosj, называемый коэффициентом мощности, характеризует степень синхронности колебаний напряжения и тока. Энергия W определяется как произведение мощности на время ее потребления. В математической форме это записывается в виде:
  

      W = t2тt1UIdt. (2)
  

      Если время (t1, t2) измеряется в часах, напряжение U - в вольтах, а ток I - в амперах, то энергия W будет выражена в киловатт-часах.
      Измерение мощности, как правило, выполняется по одной из схем измерения (рис. 2, а и б).
      Каждая из представленных выше схем измерения имеет свои погрешности измерения мощности. Принимая, что сопротивление нагрузки является чисто активным, рассмотрим эти особенности. В соответствии с принципом действия ваттметра один из выводов токовой обмотки и один из выводов обмотки напряжения, называемые "генераторными", должны быть включены со стороны источника питания. Генераторный вывод обмотки напряжения подключается в точке "а" в схеме (а) на рис. 2 до токовой обмотки ваттметра, а в схеме (б) - после токовой обмотки ваттметра.
      При включении ваттметра по схеме, представленной на рис. 2, а, возникает погрешность измерения, обусловленная тем, что обмотка напряжения ваттметра включена на напряжение, равное сумме напряжений на нагрузке Uнг и падения напряжения DUА в токовой обмотке ваттметра. Измеренная мощность будет равна:
  

      Рнг = Iнг * (Uнг + Iнг * RA) = Рнг + I2нг * RA, (3)
      где Рнг, Uнг, Iнг - мощность, напряжение и ток нагрузки; RA - сопротивление обмотки ваттметра; I2нг * RA - ошибка в измерении мощности.
  

      При включении ваттметра по схеме, представленной на рис. 2, б, также возникает ошибка измерения. Эта ошибка вызвана тем, что по токовой обмотке ваттметра проходит сумма токов нагрузки и обмотки напряжения ваттметра. Измеренная мощность определяется по формуле:
  

      Рнг = Uнг * (Iнг + Iв) = Рнг + Рв, (4)
      где Рнг, Uнг, Iнг - мощность, напряжение и ток нагрузки; Iв, Рв -ток и мощность, потребляемые обмоткой напряжения ваттметра; значение Рв равно ошибке измерения.
  

      Измерение мощности по схеме, представленной на рис. 2, а, предпочтительно в тех случаях, когда мощностью, теряемой на обмотке ваттметра, можно пренебречь. Схему измерения мощности, представленную на рис. 2, б, следует применять, когда необходима большая точность, так как в этой схеме можно учесть ошибку измерений. Мощность Рв, потребляемая обмоткой напряжения ваттметра, может быть рассчитана по формуле:
  

      Рв = U2/Rв, (5)
      где Rв - сопротивление обмотки напряжения ваттметра, которое, как правило, известно из паспорта прибора.
  

      Из вышеизложенного следует, что подключение генераторных зажимов токовой обмотки и обмотки напряжения ваттметра однозначно должно производиться в точке "a". Только в этом случае можно четко определить, с какой погрешностью выполняется измерение мощности (энергии), зная сопротивление обмоток прибора. Если генераторные зажимы обмотки напряжения ваттметра подключаются в точке "B", то в формулах (3),(4) необходимо учесть потери мощности на участке цепи "а-b".
      Рассмотрим варианты включения счетчиков активной энергии, которые выполнены на действующих электростанциях:
  

• непосредственное (прямое) включение счетчика (ваттметра) в однофазную (рис. 3, а) и трехфазную (рис. 3, б) сети переменного тока 0,4 кВ;
• включение счетчика (ваттметра) через измерительные трансформаторы тока и напряжения (рис. 3, в и г).
      При непосредственном включении счетчика в сеть на границе балансовой принадлежности объединение генераторных зажимов токовой обмотки и обмотки напряжения счетчика (ваттметра) всегда выполняется с помощью перемычки Y1 (рис. 3, а), имеющейся на клеммах зажимов счетчика. Схема включения соответствует схеме измерения (см. рис. 2, а). Термины "точка учета" и "точка измерения" совпадают.
      На действующих электростанциях в схемах включения счетчика измерительные трансформаторы тока и напряжения занимают разные места подключения в первичной сети по отношению к границе балансовой принадлежности:
  
• измерительные трансформаторы тока и напряжения подключены к сети в одной точке элемента (раздельно трансформаторы тока и трансформаторы напряжения (см. рис. 1) либо с помощью комбинированного трансформатора тока и напряжения) с максимальным приближением к границе балансовой принадлежности, что соответствует схеме измерения (см. рис. 2, а); термины "точка учета" и "точка измерения" совпадают;
• измерительные трансформаторы тока включены в одной точке элемента сети, например линии электропередач, с максимальным приближением к границе балансовой принадлежности, а измерительные трансформаторы напряжения подключены к сборным шинам в другой точке (см. рис. 3, в и г) на удалении от границы балансовой принадлежности; термины "точка учета" и "точка измерения" не совпадают;
• от одной обмотки низкого напряжения силового трансформатора питаются две секции собственных нужд сначала по общему шинопроводу, который разветвляется на два шинопровода; измерительные трансформаторы тока установлены в каждом шинопроводе, трансформатор напряжения подключен к общему шинопроводу, а граница балансовой принадлежности находится на высоком напряжении; термины "точка учета" и "точка измерения" не совпадают и т. д.
      На рис. 3, в и г представлены типовые схемы электрических соединений распределительного устройства на генераторном напряжении 10 кВ (ГРУ-10 кВ) [6] и открытого распределительного устройства 220 кВ (ОРУ-220 кВ) [8]. Измерительные комплексы средств учета, представленные на рис. 3, в и г, подключались к трансформаторам тока и трансформаторам напряжения, установленным прежде всего для устройств релейной защиты.
      Особенности учета электроэнергии на присоединениях ГРУ-10 кВ:
  
• на присоединениях установлены счетчики активной электроэнергии;
• токовые обмотки счетчиков электроэнергии подключены к вторичным цепям трансформаторов тока, установленным на отходящих кабельных линиях (фидерах) на границе балансовой принадлежности;
• ГРУ-10 кВ состоит из четырех секций; к каждой секции ГРУ-10 кВ подключены трансформаторы напряжения, вторичные обмотки которых применяются для совместного питания устройств релейной защиты и счетчиков электроэнергии; измеренные значения потерь напряжения во вторичных цепях трансформатора напряжения от трансформатора до счетчика превышают 0,25% от UНОМ;
• фиксируемая счетчиками электроэнергия включает в себя потери электроэнергии в групповом реакторе;
• пунктирными линиями указано правильное подключение трансформаторов тока и напряжения, при котором устраняется необходимость отслеживать учет потерь электроэнергии в групповых реакторах.
      Особенности учета электроэнергии на присоединениях 0РУ-220 кВ с двумя основными и третьей обходной системами сборных шин:
  
• на присоединениях установлены счетчики активной электроэнергии;
• токовые обмотки счетчиков электроэнергии подключены к вторичным цепям встроенных в масляный выключатель трансформаторов тока вблизи границы балансовой принадлежности;
• 0РУ-220 кВ состоит из четырех секций; к каждой секции ОРУ-220 кВ подключены трансформаторы напряжения, вторичные обмотки которых применяются для совместного питания устройств релейной защиты и счетчиков электроэнергии; измеренные значения потерь напряжения во вторичных цепях трансформатора напряжения от трансформатора до счетчика превышают 0,25% от UНОМ;
• фиксируемая счетчиками электроэнергия включает в себя потери электроэнергии в шинах каждого присоединения, от сборных шин до места установки трансформаторов напряжения;
• в случае вывода в ремонт выключателя линии данная линия переключается на обходной выключатель; показания счетчика обходного выключателя относят на показания линии;
• пунктирными линиями указано правильное подключение трансформаторов тока и напряжения, при котором устраняется необходимость отслеживать отключение выключателя линии, а также включение обходного выключателя и наоборот.
      В обоих случаях счетчики (ваттметры) будут измерять электроэнергию, отпускаемую по линии на границе балансовой принадлежности, неточно, так как напряжение фиксируется не в точке установки измерительных трансформаторов тока, а на сборных шинах в точке присоединения трансформатора напряжения. Между точкой присоединения трансформаторов напряжения и тока существует электрическое сопротивление сборных шин, на которых происходит определенная потеря напряжения. Для расчета уровня напряжения в месте подключения трансформаторов напряжения необходимо знание параметров сборных шин (активное и реактивное сопротивления) и значения направлений активных и реактивных мощностей за определенный период времени. С течением времени значение напряжения может изменяться в точке подключения трансформаторов тока и может быть как выше, так и ниже, чем в точке подключения трансформатора напряжения - все зависит от схемы электрических соединений распределительного устройства.
      В ситуации, сложившейся на электростанциях с учетом электроэнергии, нет другого выхода, кроме принятия решения о временной эксплуатации таких измерительных комплексов с их скорейшей модернизацией. Это должно быть прописано в договоре на электроснабжение, в котором указывается процент потерь электроэнергии (как это было ранее) или приводится утвержденная методика расчета потерь. Для некоторых схем электрических соединений электростанций расчет потерь электроэнергии осложнится тем, что потоки активных и реактивных мощностей будут изменять свои значения, направления во времени. Результаты учета потерь должны удовлетворять обе стороны. Решить этот вопрос можно путем установки в точке учета электроэнергии либо комбинированных трансформаторов тока и напряжения в одном корпусе, либо раздельно трансформаторов тока и напряжения. При этом если сетевые компании на приемных концах линий будут с опережающими темпами устанавливать для контроля приема электроэнергии комбинированные трансформаторы тока и напряжения, то могут возникнуть серьезные разногласия.
      В соответствии с концепцией технической политики ОАО "РАО "ЕЭС России"" на период до 2009 г. для подстанций 110 кВ и выше рекомендуется к применению следующая измерительная аппаратура:
  
• элегазовые измерительные трансформаторы тока с высоким классом точности (0,2S) и измерительные трансформаторы (0,2S) напряжения 110 кВ и выше, обеспечивающие повышенную надежность и пожаробезопасность;
• оптоэлектронные трансформаторы тока;
• емкостные трансформаторы напряжения класса точности 0,2S;
• антирезонансные, электромагнитные трансформаторы напряжения, позволяющие предотвратить возникновение явления феррорезонансных перенапряжений на подстанциях;
• комбинированные трансформаторы тока и напряжения в одном корпусе.
      Однако следует отметить, что стоимость измерительных трансформаторов с элегазовой изоляцией выше, а уровень их эксплуатации в условиях низких температур ниже. Например, в Германии, США измерительные трансформаторы с элегазовой изоляцией практически не используются.
      Расчеты показывают, что значение энергии в точке учета, измеренное комбинированными трансформаторами тока и напряжения, отличается от значения электроэнергии, измеренной трансформаторами тока и напряжения, установленными в разных местах распределительного устройства электростанции. Процент погрешности измерения энергии, когда измерительные трансформаторы тока и напряжения подключены к разным точкам схемы электрических соединений, будет отличаться в зависимости от схемы электрических соединений и режима работы оборудования. Так, потери электрической энергии в схеме, представленной на рис. 3, в, в одном групповом реакторе, учет которых электросчетчиками будет искаженным из-за неправильного подключения по цепям напряжения, составят от 0,6 до 0,17%.
      Ориентировочная стоимость измерительных трансформаторов тока и напряжения фирмы RITZ (высоковольтные измерительные трансформаторы; российское представительство фирмы RITZ - "КВК-Электро") приведена в таблице.
      Из приведенной таблицы видно, что на напряжении 110, 220, 500 кВ выгоднее в точке учета устанавливать не раздельные измерительные электромагнитные трансформаторы тока и напряжения, а комбинированные. Еще выгоднее в точке учета устанавливать раздельно электромагнитные трансформаторы тока и емкостные трансформаторы напряжения.
  

      Выводы
      1. По многим положениям учета электроэнергии материалы НП "АТС" не согласуются с существующей НТД, например с Типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении и с Правилами устройств электроустановок, которые продолжают действовать.
      2. Необходимо разрешить временную эксплуатацию измерительных комплексов учета электроэнергии при разнесенных трансформаторах тока и напряжения с их скорейшей модернизацией. При этом модернизацию измерительных каналов следует выполнять технологически последовательно при создании АИИС КУЭ.
      3. Термин "точка учета" предлагается применять в следующей редакции: "точка учета - место в электрической схеме до границы балансовой принадлежности, максимально к ней приближенное, в котором установлен информационно-измерительный комплекс учета электроэнергии (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчик) для регистрации (измерения) учетного показателя - электроэнергии". Определение термина "точка измерения" в редакции НП "АТС" желательно изъять.
      4. Термин "точка поставки" предлагается применять в следующей редакции: "точка поставки - место в электрической сети, к которому подключен потребитель и куда поставляется электроэнергия с электростанции по договору купли-продажи; точка поставки: а) определяется Системным оператором и Администратором торговой системы по согласованию с сетевыми компаниями и участником оптового рынка; б) служит для определения и исполнения обязательств по договорам купли-продажи электрической энергии участника оптового рынка и владельцев объектов электросетевого хозяйства по оплате потерь электрической энергии; в) находится за границей балансовой принадлежности.
      5. При создании систем коммерческого учета электроэнергии единственным юридически правильным решением должна быть установка на каждом присоединении (линии), независимо от уровня напряжения распределительного устройства, комбинированных трансформаторов тока и напряжения в одном корпусе (или установка отдельно трансформаторов тока и напряжения) в точке учета, максимально приближенной к границе балансовой принадлежности.
      Библиографический список
      1. Осика Л. К. Терминология - важный фактор построения рыночных отношений в электроэнергетике // Энергетик. - 2003. - № 3.
      2. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94 // Минтопэнерго РФ. РАО "ЕЭС России". - М.: ОРГРЭС, 1995.
      3. Осика Л. К. Требования к измерительным системам для целей коммерческого учета (АСКУЭ) участников обращения электроэнергии и сетевых компаний на оптовом рынке электроэнергии. - М.: НП "АТС", 2003.
      4. Правила устройств электроустановок. - М.: ЗАО "Энергосервис", 6-е изд., доп. с исправлениями, 2002.
      5. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ. Термины и определения. Приложение 11. 0 к Договору о присоединении
      к торговой системе оптового рынка.
      6. Георгиади В. Х. Особенности внедрения АСКУЭ на действующей ТЭС // Электро. - 2001. - № 3.
      7. Перечень определений и принятых сокращений. Приложение 14 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
      8. Георгиади В. Х., Карпов К. М., Рогов С. В. Особенности внедрения АСКУЭ на ТЭЦ-23 Мосэнерго // Элект