Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть»» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, измерений времени в координированной шкале времени UTC.
Описание
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» (далее - АИИС КУЭ) реализована в объеме первой пусковой очереди и представляет двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений (привязанных к координированной шкале времени UTC) о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер и автоматизированные рабочие места (АРМ);
- подготовка результатов измерений в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения, счётчики активной и реактивной электрической энергии и мощности по каждому присоединению (точке измерений). Устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) «Сикон С70», установленное на уровне ИИК работает в «прозрачном» режиме при обращении сервера ИВК к счетчикам электроэнергии и выполняет функции шлюза-концентратора (каналообразующей аппаратуры).
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает «Центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (№38424-08 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда РФ), рабочие станции (АРМ).
Аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии (трансформаторов тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии. Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными на принципе цифровой обработки входных аналоговых сигналов. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика формируется без учета коэффициентов трансформации тока и напряжения.
Данные со счетчиков поступают на уровень ИВК, где выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи интернет-провайдеров.
В счетчиках электрической энергии и на сервере ИВК ведутся журналы событий.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях и выполняет законченную функцию измерений времени и интервалов времени. В состав СОЕВ входит сервер ИВК с встроенными часами, время которого синхронизируется от источников частоты и времени/сервера синхронизации времени ССВ-1Г (№ 39485-08 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда РФ) основного и резервного.
На уровне ИИК для защиты информации от несанкционированного доступа применяются следующие меры:
- пломбирование клеммных сборок электрических цепей трансформаторов тока и напряжения;
- пломбирование клеммных сборок электросчетчиков;
- пломбирование клеммных сборок линии передачи информации по интерфейсу RS-485;
- пломбирование клеммных сборок УСПД после выполнения монтажных работ;
На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих мероприятий:
- ограничение доступа к серверу АИИС КУЭ;
- установление учетных записей пользователей и паролей доступа к серверу АИИС КУЭ.
В составе АИИС КУЭ обеспечена сохранность информации при авариях. Под авариями следует понимать потери питания и отказы (потери работоспособности) технических и программно-технических средств.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимых частей программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
| Наименование программы | Идентификационное наименование программного обеспечения (имя файла) | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Converge | Landis+Gyr Converge 3.5.1 (Converge.msi) | 3.5.001.268 Rev. 64500 | B1E67B8256DE3F55 46A96054A2062A1E | MD5 |
| ЭнергоМонитор | Energy Monitor (Web Monitor Setup.msi) | 1.8.0.0 | 1E6CE427DAC589A FE884AB490632BC4B | MD5 |
| Генератор XML-отчетов | XML Report Generator (XML Service Setup.msi; XML Client Setup.msi) | _ | 9486BC5FC4BC0D3 26752E133D125F13D; 37F58D0D9FB444D 085405EB4A16E7A84 | MD5 |
| ЭМ Администратор | EM Admin (EM Admin Setup.msi) | | 621E4F49FB74E52F 9FFADA2A07323FBD | MD5 |
| Ручной импорт в Converge | Manual Converge Import (Manual Converge Im-port.msi) | _ | ACA7D544FAD3B166 916B16BB99359891 | MD5 |
Влияние программного обеспечения на относительную погрешность измерений электрической энергии и мощности отсутствует.
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблице 2.
Номинальная функция преобразования при измерении электрической энергии
Wp(Wq)= Л• Ктн • Ктт
2 • A
где: N - число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энергии, имп;
А - постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт^ч (квар^ч);
Ктн - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (ТН);
Ктт - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (ТТ).
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики измерительных каналов
| Канал измерений | Состав измерительного канала | Погрешность, % |
| Номер ИК | Наименование присоединения | Вид | Класс точности, коэффициент трансформации № Госреестра С1 | Фаза | Обозначение | Вид электрической энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ППС Плавск КРУН-10 кВ яч.2 ввод №1 от яч.16 РУ-10 кВ ПС «Тяговая» | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=600/5 2473-05 | A | ТЛМ-10 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | К, П m G' O Т Т L' L' cf L' L' L' cf csT -H-H-H-H-H-H-H-H II II II II II II II II OOOOQ.Q.Q-Q-ddO-Q-ddO-Q- |
| B | ТЛМ-10 |
| C | ТЛМ-10 |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 | A B C | НАМИТ-10 |
| Счет чик | КлТ=0,28/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 2 | ППС Плавск РП-10 кВ яч.1 ввод от яч.6 РУ-10 кВ ПС «Тяговая» | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=600/5 2473-05 | A | ТЛМ-10 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | V, П ГП О ■‘t "Г cf cf cf -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II ОООООО-О-О. ЯЯО-О-ЯЯО-О. |
| B | ТЛМ-10 |
| C | ТЛМ-10 |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 | A B C | НАМИТ-10 |
| Счет чик | КлТ 0,2S/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 3 | ППС Плавск КРУН-10 кВ яч.21 ввод №1 от РП-10 кВ Ф-6 | ТТ | КлТ 0,5S Ктт=600/5 2473-05 | A | ТЛМ-10 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | «И П ГП <? <> -t "t cf cf cf -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II ОООООО-О-О. ЯЯО-О-ЯЯО-О. |
| B | ТЛМ-10 |
| C | ТЛМ-10 |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 | A B C | НАМИТ-10 |
| Счет чик | КлТ=0,28/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 4 | ППС Венев ПС «Нефтяная» 110/10 кВ ЗРУ-10 кВ яч.2 | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=600/5 2473-05 | A | ТЛМ-10 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | ir, n n G' O •t' cf cf cf -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II ОООООО-О-О. ЯЯО-О-ЯЯО-О. |
| B | ТЛМ-10 |
| C | ТЛМ-10 |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 | A B C | НАМИТ-10 |
| Счет чик | КлТ 0,2S/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 5 | ППС Венев ПС «Нефтяная» 110/10 кВ ЗРУ-10 кВ яч.13 | ТТ | КлТ 0,5S Ктт=600/5 2473-05 | A | ТЛМ-10 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | к, n m G' o ■t cf cf cf -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II 00000.0.0.0. ddO-O-ddO-O. |
| B | ТЛМ-10 |
| C | ТЛМ-10 |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 | A B C | НАМИТ-10 |
| Счет чик | КлТ=0,28/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 6 | ППС Венев ПС «Нефтяная» 110/10 кВ ТСН-1 | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=50/5 22656-07 | A | Т-0,66 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | с<у °, °, *4 с | ^-Г cf cf cf -Н-Н-Н-Н-Н-Н-Н-Н II II II II II II II II ооооаааа ddO-O-ddO-O- |
| B | Т-0,66 |
| C | Т-0,66 |
| ТН | _ | A B C | |
| Счет чик | КлТ 0,2S/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 7 | ППС Венев ПС «Нефтяная» 110/10 кВ ТСН-2 | ТТ | КлТ 0,5S Ктт=50/5 22656-07 | A | Т-0,66 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | с<у °, °, *4 с | ^-Г cf cf cf -Н-Н-Н-Н-Н-Н-Н-Н II II II II II II II II ооооаааа ddO-O-ddO-O- |
| B | Т-0,66 |
| C | Т-0,66 |
| ТН | _ | A B C | _ |
| Счет чик | КлТ=0,28/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 8 | ППС Венев ПС «Нефтяная» 110/10 кВ ЗРУ-10 кВ яч.4 СХК №2 отвод №1 | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=100/5 2473-05 | A | ТЛМ-10 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | V, П ГП О ■‘t "Г cf cf cf -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II ОООООО-О-О. ЯЯО-О-ЯЯО-О. |
| B | ТЛМ-10 |
| C | ТЛМ-10 |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 | A B C | НАМИТ-10 |
| Счет чик | КлТ 0.2S/0.5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 9 | ППС Венев ПС «Нефтяная» 110/10 кВ ЗРУ-10 кВ яч.11 СХК №2 отвод №2 | ТТ | КлТ 0.5S Ктт=100/5 2473-05 | A | ТЛМ-10 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | «И П ГП <? <> -t "t cf cf cf -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II ОООООО-О-О. ЯЯО-О-ЯЯО-О. |
| B | ТЛМ-10 |
| C | ТЛМ-10 |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 | A B C | НАМИТ-10 |
| Счет чик | КлТ=0,28/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 10 | ППС Венев КРУН-10 кВ ЗРУ-10 кВ яч.8 СХК №1 отвод №1 | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=100/5 2473-05 | A | ТЛМ-10 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | ir, n n G' O •t' cf cf cf -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II ОООООО-О-О. ЯЯО-О-ЯЯО-О. |
| B | ТЛМ-10 |
| C | ТЛМ-10 |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 | A B C | НАМИТ-10 |
| Счет чик | КлТ 0.2S/0.5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 11 | ППС Венев КРУН-10 кВ ЗРУ-10 кВ яч.13 СХК №1 отвод №2 | ТТ | КлТ 0.5S Ктт=100/5 2473-05 | A | ТЛМ-10 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | к, n m G' o ■t cf cf cf -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II 00000.0.0.0. ddO-O-ddO-O. |
| B | ТЛМ-10 |
| C | ТЛМ-10 |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=10000/100 16687-07 | A B C | НАМИТ-10 |
| Счет чик | КлТ=0,28/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 12 | ЛПДС Рязань ЗРУ-6 кВ яч.1 ввод №1 6 кВ | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=1500/5 37853-08 | A | ТПОЛ-10М | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | К, О чО -г г~~ -г cf cf cf -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II OOOOO.O.Q.O. ddO-O-ddO-O- |
| B | ТПОЛ-10М |
| C | ТПОЛ-10М |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=6000/100 16687-07 | A B C | НАМИТ-10 |
| Счет чик | КлТ 0.2S/0.5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 13 | ЛПДС Рязань ЗРУ-6 кВ яч.5 | ТТ | КлТ 0.5S Ктт=150/5 37853-08 | A | ТПОЛ-10М | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | «и п гп <? <> -t -t ^-Г ^-Г cf cf cf -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II 00000.0.0.0. ddO-O-ddO-O- |
| B | ТПОЛ-10М |
| C | ТПОЛ-10М |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=6000/100 16687-07 | A B C | НАМИТ-10 |
| Счет чик | КлТ=0,28/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 14 | ЛПДС Рязань ЗРУ-6 кВ яч.15 ввод №2 6 кВ | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=150/5 37853-08 | A | ТПОЛ-10М | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | к, n n emo -t -г cf cf cf -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II OOOOQ.Q.Q-Q-ЯЯО-О-ЯЯО-О- |
| B | ТПОЛ-10М |
| C | ТПОЛ-10М |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=6000/100 16687-07 | A B C | НАМИТ-10 |
| Счет чик | КлТ 0,2S/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 15 | ЛПДС Рязань Щитовое помещение ввод №1 0,4 кВ | ТТ | КлТ 0,5S Ктт=150/5 22656-07 | A | Т-0,66 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | с<у °, °, *4 с | cf cf cf -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II ооооаааа ЯЯО-О-ЯЯО-О- |
| B | Т-0,66 |
| C | Т-0,66 |
| ТН | _ | A B C | _ |
| Счет чик | КлТ=0,28/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 16 | ЛПДС Рязань Щитовое помещение ввод №2 0,4 кВ | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=150/5 22656-07 | A | Т-0,66 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | с<у °, °, *4 с | cf cf cf -Н-Н-Н-Н-Н-Н-Н-Н II II II II II II II II ооооаааа ЯЯО-О-ЯЯО-О- |
| B | Т-0,66 |
| C | Т-0,66 |
| ТН | _ | A B C | _ |
| Счет чик | КлТ 0,2S/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
Примечания:
1 В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
51,а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной
электрической энергии при I = 0,1-1ном и cosф = 0,8;
З2.а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной
электрической энергии при I = 1ном и cosф = 0,8;
51,р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной
электрической энергии при I = 0,1-1ном и simp = 0,6;
З2.р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной
электрической энергии при I = 1ном и simp = 0,6;
З1.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1-!ном и cosф = 0,8;
З2.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = ^ом и cosф = 0,8;
З1.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1^^ и sinф = 0,6;
З2.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = ^ом и sinф = 0,6;
2 Измерительные каналы включают измерительные ТТ по ГОСТ 7746-2001, измерительные ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии.
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ.
Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы вре-
| мени UTC Нормальные условия применения: | ± 5 с. |
| - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. Ст.) - напряжение питающей сети переменного тока, В - частота питающей сети переменного тока, Гц - индукция внешнего магнитного поля, мТл не более Рабочие условия применения: | 21 ... 25; 30 ... 80; 84 . 106; 215,6 . 224,4; 49,85 . 50,15; 0,05. |
| - напряжение питающей сети переменного тока, В - частота питающей сети, Гц - температура (для ТН и ТТ), °С - температура (для счетчиков, УСПД) - температура (для сервера, АРМ, каналообразующего и вспомогательного оборудования), °С - индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл Среднее время наработки на отказ Средний срок службы | 198 . 242 49 . 51 [-30] . 40 5 . 35 10 . 30 0 . 0,5 3572 ч 12 лет |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху, справа) эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии
ОАО «АК «Транснефть».
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» приведена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность
| Наименование изделия | Кол-во шт. | Примечание |
| Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М | 16 | |
| Трансформатор тока ТЛМ-10 | 27 | |
| Трансформатор тока Т-0,66 | 12 | |
| Трансформатор тока ТПОЛ-10М | 9 | |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10 | 9 | |
| УСПД Сикон С70 | 3 | |
| УСВ ССВ-1Г.02 | 1 | |
| Программный комплекс «Converge» | 1 | |
| Методика поверки ИЭН 1956РД-12.01.МП | 1 | |
| Инструкция по эксплуатации ИЭН 1956РД-12.ЭСУ.ИЭ | 1 | |
| Формуляр ИЭН 1956РД-12.ЭСУ.ПС | 1 | |
Поверка
осуществляется по методике поверки МП 51828-12 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань». Методика поверки», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 26 октября 2012 г.
Межповерочный интервал 4 года.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань». Методика измерений электрической энергии. Свидетельство об аттестации № 01.00230/26-2012 от 26.10.2012 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
