Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РКС-энерго" по ГТП МП "Всеволожское предприятие электрических сетей", 57682-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП МП «Всеволожское предприятие электрических сетей» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:

1-ый    уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), УСПД RTU-325L (Госреестр № 37288-08), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), УСВ НКУ МС-225, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго», ООО «РКС-Энерго», УСВ УСВ-1, УСВ УССВ-35 HVS, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    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);

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

-    хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

-    передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч) передаются в целых числах.

УСПД по проводным линиям связи опрашивают счетчики и считывают мгновенные величины (параметры электросети), при наступлении границы 3-минутного и 30-минутного интервалов считывают соответствующий профиль мощности. Считанные профили используются УСПД для расчёта отчётных значений электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, т.к. в счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены они установлены равными единице. УСПД выступает в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.

Сервер базы данных ОАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК 3 - 39 и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

Сервер базы данных ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК 1 - 2 и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

Серверы базы данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на сервер базы данных ООО «РКС-энерго». Сервер базы данных ООО «РКС-энерго» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер базы данных ООО «РКС-энерго» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго», ООО «РКС-Энерго».

Сравнение показаний часов серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов серверов баз данных ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-Энерго» и УСВ-1.

Лист № 3 Всего листов 14

Сравнение показаний часов сервера баз данных ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» и УССВ 35HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера баз данных ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» и УССВ 35HVS осуществляется независимо от показаний часов сервера баз данных ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» и УССВ 35HVS.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 3 - 39 и УСВ-1 происходит один раз в 60 секунд. Синхронизация часов УСПД ИИК 3 - 39 и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов УСПД ИИК 3 - 39 и УСВ-1.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 1 - 2 и НКУ МС-225 происходит один раз в час. Синхронизация часов УСПД ИИК 1 - 2 и НКУ МС-225 осуществляется независимо от показаний часов УСПД ИИК 1 - 2 и НКУ МС-225.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 39 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК

1 - 39 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 39 и УСПД на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», 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

ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

н

РЭ

оч

и

- К

с

ю

№

иик

я о

. 1—1. I

Ч=Г LA

I &S

’в* 1=;1-1 О н-}

* -С

&

Я

0

1

LA

ю

LA

Я

0

1

LA

ю

LA

X

PS

о | Й в

3 (Я 3 РЭ Я

я

го

н

н

(J

С

а

«•

я

to

а

«•

я

to

>&

On

>

(л

>

О О

•<

•<

СО

р

03

is

СО

р

03

£

4--

40

LA

00

4--

со

PS

г?    ^

о

^    2

^    2

Н

О

СО    W

ё    з    з

К (Jh ^    11    н

00 ^1 io'    н-    _

Н ^1 Ю    KJ    Р

'»•'»• (Л    О    Oi

00    О    сл

D:

СО W

ё з    з

К Ijh ^ 11    н

^1 00 io' н-    _

00 О ю К)    Я

'»•'»• (Л О    Oi

Ч| О    с/)

D:

£ -

10 о

й 8

6 ^ 00 w

Г? ^

о

о ^ 2

^ 2

г? 1-1

ю о

о

Я ^ 2

ю* *4 10 О

й 8 6^ оо w

н

О

Н

О

5s

я

5s

я

5s

я

W Д

в §s й

^ о §

Os U) LA ^

3

СО *

3

со *

%

£

СО

*2

_- О UJ Ъ

4_, (Т>

© © L.

U) U) ^

©    © ;_

U>    U> Z

н-    н-

4--    4--

40 40 00 4^ 4^

V. • V. •

40

LA

ю' о

U) о UJ Ъ

4_, (Т>

■f 8 2^

ю' о

U) о UJ Ъ

4_, (Т>

■f 8 2^

о я о н

- о Н

s^^-S

JX ^

о

о

U)

ю

Ю

С о

Н OJ

Я ^

U) LA СЛ

О

О

00 00 о о

ЧО О

00 00 о о

ЧО О

00 00 о о

40 О

о

JS

£

н

^ W l/i JX ^

о

о

U)

О

о

о

н

<

U> LA m

о

о

U)

О

о

u>

U)

СО

03 й    ^

*н    й| °^1

— - ~ Sc

^    о ю

L/l ~V~^    L>J

О    о Os

со

V 03 5 ^

211*SS

U| О О И о I j L/I ч ^

о >3 4^ ь- О

•^J

со

03 g ^ Н

о

0 (J Н

1

4--

0

н

1

4--

н

о

U)

О

U)

ю»

М g

U) Н§

+“ CD

LA О

10 о

OJ ►§

£ Д

+“ CD

LA О

3^

о о

о Ui KI в ^ W о я< ^1 Н- О ю U)

о

Vi S> 1 сл i

S

SC

ю

U)

о

LA

00 ° U)

„ о к»

СИКОН С70 Зав. №02170 Госреестр № 28822-05

RTU-325L Зав. № 002085 Госреестр № 37288-08

Лист № 4 Всего листов 14

Серверы баз данных ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго», ООО «РКС-Энерго»

Серверы баз данных ОАО «Ленэнерго», ООО «РКС-Энерго»

СО

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

td

о

<т>

*1

о

и

К

о

н

о

со

и

К

о

н

td

о

<т>

*1

о

и

К

о

н

о

со

и

К

о

н

Продолжение таблицы 2

ю

ю

LA

к»

4^

к»

к»

U)

LA

0 & «•

1

я

0

1

О

U)

LA

я

0

1

о

U)

LA

&

«•

I

&

в-

I

’в* § э

| £9

• ^ UJ £ °

«* § э

| £9 ti ^ ^ 2°К

я

о

S ^5

С\

£

£

о -Р о ~/ |

CR ^

£

о ® о ~/ |

CR ^

£

о о

U) U)

00 00 ю ю

н- н- СО

ооВ §§^ О О Ю>

О Н-О чо 4--

со

Р5

(Я

is

£ п

-U °

£►§ 2! 0 23 8

6 ^ 40

£ ч £►§ 25 0 2 8 6 ^ 40

£ ч

к» g к» ►§ £ а, t 8 о ^

-■•J

£ -

£►§ 2; ft 2 8 6 ^ 40

£ ч £►§ 25 0 2 8 6 ^ 40

Н

Я

Я

%

%

£ ^ Ю Q

00 £1 чо ^3

н- CD

U) 2

1 Q

°° -а

Н СО н Я

О

"la о

О «° О -71

CR 1/5

О ® (л 5 к> о.

к»1

$ fa? *

£§ Н- О , О la ^

о

о

£ ч

О

^ О

gn

00^

-■•J

со

р

03

'*

о ч

о

^1

^1

ю

С\

С\

со

^    NH

03    g

£н

о    О

О    LA

--J    сл

4--

СО

£

О tsj U)

о

U)

со

О to U)

о

чо

со

О tsj U)

о

ю

со

р

03

'*н

со

03 й ^

г%«ц

о я н*в

о (л к» а ^ W о я< ^1^0 °° о к»

£ н

£ CD

я S w

о ^

U)

о

£ ч

10 о

OJ ►§

£ о

+“ CD

LA О

ю» 'I К> g

U> Н§

+“ CD

LA О

ю»

10 о

OJ ►§

^ о

+“ CD

LA О

3^

к> g

U> Н§

^ >3 н *6

^ я о я<

О to U) О

То ^ ю ^

^ я о я<

О tsj U)

о

•Я^ н

LA к>

5 го 2 1л V1 9 S ^ О 4^ ь-

аь ^1

к»

U)

о

СИКОН С70 Зав. № 03934 Госреестр № 28822-05

СИКОН С70 Зав. №04341 Госреестр№ 28822-05

СИКОН С70 Зав. № 03771 Госреестр № 28822-05

СИКОН С70 Зав. № 02773 Госреестр № 28822-05

И

о

о

ч

о

и

к

о

н

о

со

Серверы баз данных ОАО «Ленэнерго», ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго», ООО «РКС-Энерго»

Активная

Реактивная

и

к

о

н

-J

Продолжение таблицы 2

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от 12%.

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4.    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 плюс 15 до плюс 25 °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1-Ином;

-    сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 1, 2, 7, 17, 23 - 30, 32 - 39, от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 3 - 6, 8 - 16, 18 - 22, 31;

температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005, ГОСТ 26035-83;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчики электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

-    счетчик электроэнергии Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;

-    счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

-    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

-    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

-    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

-    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

-    УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчика Тв < 2 часа;

-    для УСПД Тв < 2 часа;

-    для сервера Тв < 1 час;

-    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

-    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

-    панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;

-    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

-    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

-    фактов параметрирования счетчика;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции времени. в журнале УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД(функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электроэнергии Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    счетчик электроэнергии Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - 85 суток;

-    счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 56 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее

10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений

- не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС

КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4 Таблица 4

Поверка

осуществляется по документу МП 1842/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-

энерго» по ГТП МП «Всеволожское предприятие электрических сетей». Методика поверки»,

утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в мае 2014 года.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков электроэнергии Меркурий 230 - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

-    счетчиков электроэнергии Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;

-    счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

-    УСПД RTU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

-    УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

-    ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221

00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

-    Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РКС-энерго» по ГТП МП «Всеволожское предприятие электрических сетей»». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0006/2014-01.00324-2011 от 05.03.2014 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «РКС-энерго» по ГТП МП «Всеволожское предприятие электрических сетей»

1    ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4    ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5    ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.