Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром переработка" Сосногорский ГПЗ
| Номер в ГРСИ РФ: | 66721-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром переработка» Сосногорский ГПЗ предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66721-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром переработка" Сосногорский ГПЗ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 00331-411711-099-16 |
Производитель / Заявитель
Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Оренбург
Поверка
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 66721-17: Описание типа СИ | Скачать | 107.1 КБ | |
| 66721-17: Методика поверки МП-089-30007-2016 | Скачать | 598.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром переработка» Сосногорский ГПЗ предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, соотнесения результатов измерений к шкале всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU), сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной
электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор результатов
измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в виде электронного документа Xml для их передачи по
электронной почте внешним организациям; предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает три уровня:
1 -й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2 -й уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД);
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - центр сбора и обработки информации ООО «Газпром энерго» (далее - ЦСОИ), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения из состава ИВК «АльфаЦЕНТР» (Рег. номер 44595-10). ЦСОИ включает в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АРМ АО «Газпром энергосбыт».
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
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 код. 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 вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчика с привязкой к шкале времени UTC(SU). Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти события, такие как коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков, включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале времени UTC(SU).
У СПД в составе ИВКЭ осуществляет:
- один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;
- обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;
- хранение результатов измерений в базе данных;
- передачу результатов измерений в ИВК.
- синхронизацию (коррекцию) времени в УСПД и коррекцию времени в счетчиках электроэнергии;
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии и УСПД;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
1. Каналы связи между ИИК и ИВКЭ.
Результаты измерений, техническая и служебная информации передаются со счетчиков на уровень ИВКЭ в режиме автоматической передачи данных по программируемому расписанию опроса, но не реже одного раза в сутки.
Данные со счетчиков электроэнергии по интерфейсу RS-485 (среда - медная экранированная «витая пара») передаются через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet затем через GSM-модем (среда - сеть сотовой связи стандарта GSM) в УСПД RTU-327.
2. Каналы связи между ИВКЭ и ИВК.
Результаты измерений, техническая и служебная информации передаются на уровень ИВК в режимах автоматической передачи данных или выполнения запроса «по требованию».
Связь между ИВКЭ и ИВК организована по каналам связи, разделенным на физическом уровне:
- в качестве основного канала связи используется сеть Интернет.
- на случай выхода основного канала связи используется резервный канал связи по сети сотовой связи стандарта GSM с помощью GSM-модемов.
Передача информации другим заинтересованным субъектам ОРЭ осуществляется с уровня ИВК. Передача информации происходит через межсетевой экран.
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы ЦСОИ, УСПД и счетчиков. ЦСОИ получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени утвержденного типа. УСПД осуществляет прием и обработку сигналов GPS/ГЛОНАСС по которым осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой времени UTC(SU) с периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. При каждом опросе счетчиков УСПД определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду синхронизации. Журналы событий счетчиков и УСПД и сервера ЦСОИ ООО «Газпром энерго» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство. При нарушении в приеме сигналов точного времени УСПД, коррекцию времени в ИВКЭ и (или) счетчиках может производить уровень ИВК (ЦСОИ).
Программное обеспечение
Структура прикладного программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ:
- ПО «АльфаЦЕНТР», установленное на ЦСОИ, осуществляет обработку, организацию учета и хранение результатов измерений электрической энергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии;
- ПО «АльфаЦЕНТР», установленное на АРМ, осуществляет отображение, хранение и вывод на печать результатов измерений и журналов событий.
Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений, соответствующую уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
№ ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ (УСПД), ИВК |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Сосногорская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, яч. 4 |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 Рег. №1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000:^3/ 100:^3 Рег. №3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 |
RTU-327, Рег. №4190709, ЦСОИ |
|
2 |
Сосногорская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, яч. 24 |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 Рег. №1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000:^3/ 100:^3 Рег. №3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 | |
|
3 |
Сосногорская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, яч. 29 |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 Рег. №1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000:^3/ 100:^3 Рег. №3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 | |
|
4 |
Сосногорская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, яч. 30 |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 Рег. №1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000:^3/ 100:^3 Рег. №3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №36697-12 | |
|
5 |
РУ-0,4 кВ Водонасосная станция, ввод 0,4 кВ Т1 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. №47957-11 |
Не используется |
A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. №31857-11 |
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
6 |
РУ-0,4 кВ Водонасосная станция, ввод 0,4 кВ Т2 |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. №47957-11 |
Не используется |
A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. №31857-11 |
RTU-327, Рег. №41907-09, ЦСОИ |
|
7 |
ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6кВ, яч.207 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. №17085-98 |
TJP4 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000:^3/ 100:^3 Рег. №17083-98 |
A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. №31857-11 | |
|
8 |
ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6кВ, яч.307 |
TPU 4 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. №17085-98 |
TJP4 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000:^3/ 100:^3 Рег. №17083-98 |
A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. №31857-11 | |
|
Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик; 2. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов; 3. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 — Метрологические характеристики
|
I, % от 1ном |
cos9 |
ИК № 1, 2, 3, 4 |
ИК № 5, 6 |
ИК № 7, 8 | |||||||||
|
о -н |
% ‘d°MST |
Ю .о -н |
% |
о -н |
% ‘d°MST |
Ю .о -н |
% |
о -н |
% d°M9T |
Ю .о -н |
% | ||
|
2 |
0,5 |
2,1 |
1,6 |
2,2 |
2,1 |
4,7 |
2,6 |
4,9 |
3,7 |
_ |
_ |
_ |
_ |
|
2 |
0,8 |
1,3 |
2,0 |
1,5 |
2,4 |
2,6 |
4,0 |
3,0 |
4,7 |
_ |
_ |
_ |
_ |
|
2 |
0,865 |
1,3 |
2,3 |
1,4 |
2,7 |
2,3 |
4,9 |
2,8 |
5,5 |
_ |
_ |
_ |
_ |
|
2 |
1 |
1,0 |
_ |
1,3 |
_ |
1,8 |
_ |
2,3 |
_ |
_ |
_ |
_ |
_ |
|
5 |
0,5 |
1,7 |
1,4 |
1,8 |
1,9 |
2,8 |
2,0 |
3,2 |
3,3 |
5,5 |
3,0 |
5,7 |
4,0 |
|
5 |
0,8 |
1,1 |
1,7 |
1,3 |
2,2 |
1,7 |
2,7 |
2,3 |
3,8 |
3,0 |
4,6 |
3,4 |
5,3 |
|
5 |
0,865 |
1,0 |
1,9 |
1,2 |
2,3 |
1,6 |
3,1 |
2,2 |
4,1 |
2,7 |
5,6 |
3,1 |
6,2 |
|
5 |
1 |
0,8 |
_ |
0,9 |
_ |
1,0 |
_ |
1,4 |
_ |
1,8 |
_ |
2,1 |
_ |
|
20 |
0,5 |
1,4 |
1,0 |
1,6 |
1,7 |
1,9 |
1,3 |
2,4 |
3,0 |
3,0 |
1,8 |
3,3 |
3,2 |
|
20 |
0,8 |
0,9 |
1,3 |
1,2 |
1,9 |
1,1 |
1,8 |
1,8 |
3,2 |
1,7 |
2,6 |
2,2 |
3,7 |
|
20 |
0,865 |
0,8 |
1,5 |
1,1 |
2,1 |
1,0 |
2,1 |
1,8 |
3,4 |
1,5 |
3,1 |
2,1 |
4,1 |
|
20 |
1 |
0,7 |
_ |
0,9 |
_ |
0,8 |
_ |
1,3 |
_ |
1,2 |
_ |
1,5 |
_ |
|
100, 120 |
0,5 |
1,4 |
1,0 |
1,6 |
1,7 |
1,9 |
1,3 |
2,4 |
3,0 |
2,3 |
1,5 |
2,7 |
3,1 |
|
100, 120 |
0,8 |
0,9 |
1,3 |
1,2 |
1,9 |
1,1 |
1,8 |
1,8 |
3,2 |
1,4 |
2,1 |
2,0 |
3,4 |
|
100, 120 |
0,865 |
0,8 |
1,5 |
1,1 |
2,1 |
1,0 |
2,1 |
1,8 |
3,4 |
1,2 |
2,4 |
1,9 |
3,6 |
|
100, 120 |
1 |
0,7 |
_ |
0,9 |
_ |
0,8 |
_ |
1,3 |
_ |
1,0 |
_ |
1,4 |
_ |
Продолжение таблицы 3_________________________________________________________________
Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC +5 c___________________________________________________
Примечания
1. +6Wc,A - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии;
2. +6WоР - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии;
3. +6WA - доверительные границы допускаемой погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения
4. +6WP - доверительные границы допускаемой погрешности ИК при измерении реактивной
электрической энергии в рабочих условиях применения
Таблица 4 - Технические характеристики
|
Характеристика |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
8 |
|
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут |
30 |
|
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут |
30 |
|
Формирование XML-файла для передачи внешним системам |
автоматическое |
|
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных |
автоматическое |
|
Глубина хранения результатов измерений в базе данных, не менее, лет |
3,5 |
|
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ |
автоматическое |
|
Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ: | |
|
- температура окружающего воздуха в местах расположения счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
|
- напряжение, В |
от 98 до 102 |
|
- частота сети, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- ток, % от 1номдля ИК №1 - 6 |
от 2 до 120 |
|
- ток, % от 1ном для ИК №7, 8 |
от 5 до 120 |
|
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: | |
|
- температура окружающего воздуха в местах расположения счетчиков, °С |
от 0 до +40 |
|
- температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С |
от -40 до +40 |
|
- частота сети, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- ток, % от 1номдля ИК №1 - 6 |
от 2 до 120 |
|
- ток, % от 1ном для ИК №7, 8 |
от 5 до 120 |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- индукция внешнего магнитного поля, мТл |
не более 0,05 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра МРЕК.411711.086.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром переработка» Сосногорский ГПЗ. Формуляр».
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип, модификация, обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
8 |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТШП-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
TPU4 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
TJP 4 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800, мод. A1805RL-P4GB-DW-4 |
4 |
|
Устройства синхронизации системного времени |
УССВ-16HVS |
1 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 |
|
ИВК |
ЦСОИ, АРМ |
1 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г азпром энерго» ООО «Г азпром переработка» Сосногорский ГПЗ. Формуляр |
МРЕК.411711.086. ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром переработка» Сосногорский ГПЗ с Изменением № 1. Методика поверки |
МП-089-30007-2016 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-089-30007-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром переработка» Сосногорский ГПЗ. Методика поверки с Изменениями № 1» утвержденным ФГУП «СНИИМ» 18 апреля 2019 г.
Основные средства поверки:
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. №56465-14);
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
- устройства сбора и передачи данных RTU-327 в соответствии с документом
ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
Знак поверки наноситься на свидетельство о поверке в виде наклейки.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром переработка» Сосногорский ГПЗ. Свидетельство об аттестации методики измерений №456-RA.RU.311735-2019 от 30 апреля 2019 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
