Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-ПНГП» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1 -й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту -ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника (далее по тексту -УССВ-2), сервер, АРМ (автоматизированное рабочее место), а так же 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 ИК;
- 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 ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - РДУ и другим субъектам 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 (коррекция времени);
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 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим временем. Результаты измерений передаются в целых числах в кВт-ч.
УСПД, по проводным линиям связи и по каналам GSM считывает значения мощностей и текущие показания счетчиков, также в нём осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1 так, как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.
Сервер, с периодичностью один раз в 30 минут, по сети Ethernet (основной канал) или по сети GSM (резервный канал) опрашивает УСПД и считывает с них получасовые значения электроэнергии, показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД Oracle).
Сервер, в автоматическом или ручном режиме 1 раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи сети Internet отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.
АРМ считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят: УССВ-2 с встроенным приемником сигналов точного времени на основе глобальной системы позиционирования GPS, счетчики электроэнергии, УСПД, сервер.
Синхронизация времени УСПД от УССВ-2 происходит ежесекундно. Коррекция осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УССВ-2 на величину более чем ±1 с.
Синхронизация времени сервера от часов УСПД происходит ежеминутно. Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера на величину более чем ±1 с.
Синхронизация показаний часов счетчиков от часов УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±1 с.
Точность хода часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «Альфа-ЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и устройства сбора и передачи данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблицах 1.1 - 1.4.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР АРМ"
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | "АльфаЦЕНТР" |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4 |
| Цифровой идентификатор ПО | a65bae8d7150931f811 cfbc6e4c7189d |
| Другие идентификационные данные, если имеются | "АльфаЦЕНТР АРМ" |
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE"
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | "АльфаЦЕНТР" |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 9 |
| Цифровой идентификатор ПО | bb640e93f359bab15a02979e24d5ed48 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | "АльфаЦЕНТР СУБД "ORACLE" |
Таблица 1.3 - Идентификационные данные ПО "АльфаЦЕНТР Коммуникатор"
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | "АльфаЦЕНТР" |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | "АльфаЦЕНТР Коммуникатор" |
Таблица 1.4 - Идентификационные данные ПО ПК "АльфаЦЕНТР"
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | "АльфаЦЕНТР" |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD2 11С54 |
| Другие идентификационные данные, если имеются | наименование файла ПО ас metrology.dll |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав 1-го и 2-го уровней ИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ "Устиново" ОРУ-110 кВ ввод ВЛ-110 кВ "ТЭЦ-9-Устиново" | ТРГ-110-II 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав. № 555 Зав. № 557 Зав. № 556 Госреестр № 26813-06 | CPB-123 (110000/^3)/(100/^3) Кл. т. 0,5 Зав. № 8644611 Зав. № 8644612 Зав. № 8644613 Госреестр № 47179-11 | A1802RLQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01266026 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 Зав. № 000732 Госреестр № 41907-09 |
| 2 | ПС 110 кВ "Устиново" ОРУ-110 кВ ввод ВЛ-110 кВ "Химкомплекс - Устиново" | ТРГ-110-II 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав. № 554 Зав. № 553 Зав. № 552 Госреестр № 26813-06 | CPB-123 (110000/^3)/(100/^3) Кл. т. 0,5 Зав. № 8644614 Зав. № 8644615 Зав. № 8644616 Госреестр № 47179-11 | A1802RLQ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01266025 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 Зав. № 000732 Госреестр № 41907-09 |
| 3 | ПС 110 кВ "Устиново" ЗРУ-6 кВ I секц. шин яч. № 2 | ТОЛ-10-1-У2 300/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 13838 Зав. № 13805 Госреестр № 15128-07 | ЗНОЛ.06-6 УЗ 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 9794 Зав. № 9590 Зав. № 9322 Госреестр № 3344-08 | EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01095918 Госреестр № 16666-07 | RTU-327 Зав. № 000732 Госреестр № 41907-09 |
| 4 | ПС 110 кВ "Устиново" ЗРУ-6 кВ Ш секц. шин яч. № 21А | ТОЛ-10-1-У2 300/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 13835 Зав. № 11585 Госреестр № 15128-07 | ЗНОЛ.06-6 УЗ 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 9861 Зав. № 10014 Зав. № 9487 Госреестр № 3344-08 | EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01095917 Госреестр № 16666-07 | RTU-327 Зав. № 000732 Госреестр № 41907-09 |
| 5 | ПС 110 кВ "Устиново" ЗРУ-6 кВ II секц. шин яч. № 14 | ТПОЛ-10-УЗ 1000/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 5774 Зав. № 4932 Госреестр № 51178-12 | ЗНОЛ.06-6 УЗ 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 11251 Зав. № 11259 Зав. № 11256 Госреестр № 3344-08 | A1802RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01177542 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 Зав. № 000732 Госреестр № 41907-09 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | ПС 110 кВ "Устиново" ЗРУ-6 кВ III секц. шин яч. № 25 | ТПОЛ-10-УЗ 1000/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 5769 Зав. № 6258 Госреестр № 51178-12 | ЗНОЛ.06-6 УЗ 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 9861 Зав. № 10014 Зав. № 9487 Госреестр № 3344-08 | A1802RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01177543 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 Зав. № 000732 Госреестр № 41907-09 |
| 7 | ПС 110 кВ "Устиново" ЗРУ-6 кВ IV секц. шин яч. № 29 | ТПОЛ-10-УЗ 600/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 5783 Зав. № 3351 Госреестр № 51178-12 | ЗНОЛ.06-6 УЗ 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 11265 Зав. № 11261 Зав. № 11260 Госреестр № 3344-08 | A1802RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01177544 Госреестр № 31857-11 | RTU-327 Зав. № 000732 Госреестр № 41907-09 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрев измерении активной электрической энергии в виях эксплуатации АИИС КУЭ ( | аности ИК при з рабочих усло-:§) |
| §1(2)%, I1(2) %— I изм< I 5 % | §5 %, I5 %—I изм< 20 % | §20 %, I20 %—I и;м'<I100% | §100 %, I100 %—^зм—1120% |
| 1, 2 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,7 | ±1,7 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 3, 4 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,6 |
| 5, 6, 7 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5) |
| 51(2)%т. 11(2) %— I изм< I 5 % | 55 %, I5 %—I изм<1 20 % | 520 %, I20 %—1изм<1100% | 5100 % I100 %—1изм—1120% |
| 1, 2 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,5 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 3, 4 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±7,4 | ±5,2 | ±4,6 | ±4,2 |
| 0,8 | ±5,7 | ±4,5 | ±3,8 | ±3,8 |
| 0,7 | ±5,0 | ±4,2 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,5 | ±4,4 | ±3,9 | ±3,4 | ±3,4 |
| 5, 6, 7 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,3 | ±3,4 | ±2,5 | ±2,5 |
| 0,8 | ±4,3 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,7 | ±3,4 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 5i(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%Р и 51(2)%q для cosc 1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИК 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 0,98^ином до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 °С до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9/Лном до 1,1-ином,
- сила тока: от 0.010ном до 1,2-1ном;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. В таблице 3 погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до 40 °С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 7 Примечания) 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 объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
9. Виды измеряемой электроэнергии для ИК, перечисленных в таблице 2 - активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
- счетчики электроэнергии "Альфа А1800" - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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.
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;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
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, сервере, УСПД, 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 шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 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 средств 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 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 Трансформатор тока | ТОЛ-10-1-У2 | 4 |
| 2 Трансформатор тока | ТПОЛ-10-УЗ | 6 |
| 3 Трансформатор тока элегазовый | ТРГ-110-II | 6 |
| 4 Трансформатор напряжения | CPB-123 | 6 |
| 5 Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6 УЗ | 12 |
| 6 Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RL-P4GB-DW-3 | 3 |
| 7 Счетчик электрической энергии многофункциональный | A1802RLQ-P4GB-DW-4 | 2 |
| 8 Счетчик электрической энергии многофункциональный | EA05RL-P1B-3 | 2 |
| 9 Устройство сбора и передачи данных (УСПД) | RTU-327 | 1 |
| 10 Методика поверки | МП 1970/551-2014 | 1 |
| 11 Паспорт - формуляр | ЭНММ.422231.017.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1970/551-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-ПНГП». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2014 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электроэнергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;
- для счетчиков электроэнергии «Альфа A1800» - по методике поверки МП-2203-00422006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- для УСПД RTU-327 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИ-ИМС» в 2009 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 °С до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-ПНГП». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений
№ 68-01.00203-2014 от 12.09.2014 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия".
2 ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".
3 ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
Рекомендации к применению
- осуществление торговли.
