Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Уралтранснефтепродукт" по ЛПДС "Андреевка

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1216 п. 48 от 21.10.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Андреевка» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-5.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (УСВ), входящее в состав УСПД.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы, выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.

Устройство синхронизации времени, входящее в состав УСПД, обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±1 c. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Наименование программного обеспечения

ПК «Энергосфера»

Идентификационное наименование ПО

Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.1.1.1

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB

7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

MD5

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики АИИС КУЭ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-5.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

8

ЛПДС «Андреевка»

1

ЛПДС «Андреевка», ПС 35/6 кВ №54 «Андреевка», КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.16, Ввод №1

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 47959-11

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

2

ЛПДС «Андреевка», ПС 35/6 кВ №54 «Андреевка», КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.3, Ввод №2

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5S 600/5

Рег. № 47959-11

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

3

ЛПДС «Андреевка», ПС 35/6 кВ №54 «Андреевка», РУ-0,4кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.18, ТСН-1 сторона 0,4 кВ

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5S 50/5

Рег. № 47959-11

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

4

ЛПДС «Андреевка», ПС 35/6 кВ №54 «Андреевка», РУ-0,4кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.1, ТСН-2 сторона 0,4 кВ

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5S 50/5

Рег. № 47959-11

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

5

ЛПДС «Андреевка», ПС 35/6 кВ №54 «Андреевка», КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.19, ф.54-19, ООО «ЛУКОЙЛ - Транс»

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 47959-11

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

6

ЛПДС «Андреевка», ПС 35/6 кВ №54 «Андреевка», КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.14, ф.54-14, ЛПДС «Андреевка-1»

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5S 150/5

Рег. № 47959-11

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

7

ЛПДС «Андреевка», ПС 35/6 кВ №54 «Андреевка», КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.13,ф.54-13, ООО «Башкирэнерго» (транзит)

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5S 150/5

Рег. № 47959-11

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

8

ЛПДС «Андреевка», ПС 35/6 кВ №54 «Андреевка», КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.12,ф.54-12, ООО «Башнефть-Добыча»

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5S 150/5

Рег. № 47959-11

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

9

ЛПДС «Андреевка», ПС 35/6 кВ №54 «Андреевка», КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.7,ф.54-07, ЛПДС «Андреевка-2»

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5S 150/5

Рег. № 47959-11

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

10

ЛПДС «Андреевка», ПС 35/6 кВ №54 «Андреевка», КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.6,ф.54-06 ООО «Башкирэнерго» (транзит)

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5S 150/5

Рег. № 47959-11

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

11

ЛПДС «Андреевка», ПС 35/6 кВ №54 «Андреевка», КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.5,ф.54-05 ООО «Башнефть-Добыча»

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5S 150/5

Рег. № 47959-11

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

12

ЛПДС «Андреевка», ПС 35/6 кВ №54 «Андреевка», КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.0,ф.54-00, ООО «ЛУКОЙЛ - Транс»

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5S 200/5

Рег. № 47959-11

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

13

ЛПДС «Андреевка», КТП 2х250кВА, 1 с.ш. 0,4 кВ яч.7, Узел связи

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5S 100/5

Рег. № 47959-11

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

14

ЛПДС «Андреевка», КТП 2х250кВА, 2 с.ш. 0,4 кВ яч.12, Узел учета ООО «Лу-койл-Транс»

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5S 50/5

Рег. № 47959-11

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная реактивная

Продолжение таблицы 2__________________________________________________________________________________________________________

Серверы синхронизации времени ССВ-1Г Рег. № 39485-08 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 таблице 2 метрологических характеристик.

2 Допускается замена УСПД и УСВ 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 на АИИС КУЭ как их неотъемлимая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Границы основной погрешности, (± 5), %

Границы погрешности в рабочих условиях, (± 5), %

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1, 2, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

1,1

1,3

2,2

1,2

1,4

2,3

0,21н1<11<1н1

1,1

1,3

2,2

1,2

1,4

2,3

0,051н1<11<0,21н1

1,4

1,6

3,0

1,5

1,8

3,1

0,021н1<11<0,051н1

2,4

2,9

5,5

2,4

3,0

5,5

3, 4, 13, 14 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

0,8

1,0

1,8

1,0

1,2

2,0

0,21н1<11<1н1

0,8

1,0

1,8

1,0

1,2

2,0

0,051н1<11<0,21н1

1,2

1,4

2,7

1,3

1,6

2,8

0,021н1<11<0,051н1

2,2

2,8

5,3

2,3

2,9

5,4

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Границы основной погрешности, (± 5), %

Границы погрешности в рабочих условиях, (± 5), %

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1, 2, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ Р 52425-2005))

1н1<11<1,21н1

2,7

1,9

1,2

3,1

2,4

1,9

0,21н1<11<1н1

2,7

1,9

1,2

3,1

2,4

1,9

0,051н1<11<0,21н1

3,6

2,6

1,6

4,0

3,0

2,1

0,021н1<11<0,051н1

6,5

4,5

2,7

6,7

4,7

3,0

3, 4, 13, 14 (ТТ 0,5S; Сч 0,5 (ГОСТ Р 524252005))

1н1<11<1,21н1

2,2

1,6

1,0

2,8

2,2

1,7

0,21н1<11<1н1

2,2

1,6

1,0

2,8

2,2

1,7

0,051н1<11<0,21н1

3,3

2,3

1,4

3,7

2,8

2,0

0,021н1<11<0,051н1

6,3

4,4

2,6

6,5

4,6

3,0

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95;

3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °C.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности, cosф

от 98 до 102

от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9

1

2

температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН

от -40 до +50

- для счетчиков электрической энергии

от +21 до +25

- для УСПД

от +10 до +30

- для ИВК

от +10 до +30

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл

не более 0,05

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- коэффициент мощности, cosф ^тф)

от 0,5 до 1,0 (от 0,87 до 0,5)

температура окружающего воздуха: - для ТТ и ТН, °С

от -40 до +70

- для счетчиков электрической энергии

от -40 до +60

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл

не более 0,5

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

75000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

сервер:

- среднее время наработки на отказ (TG6), ч, не менее

261163

- среднее время наработки на отказ (TG8), ч, не менее

264599

- среднее время восстановления работоспособности, ч

0,5

Глубина хранения информации:

счетчики электрической энергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее

10

сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Андреевка» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

1

2

3

Трансформатор тока опорный

ТОЛ-10-I

30

Трансформатор тока опорный

ТОП-0,66

12

Трансформатор напряжения заземляемый

ЗНОЛ.06-6

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

10

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.08

4

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

1

2

3

Сервер точного времени

ССВ-1Г

2

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 55274-13

1

Формуляр

-

1

Руководство по эксплуатации

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 55274-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Андреевка». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2013 г.

Основные средства поверки:

— трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

— трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

— счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

— счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

— УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.

— радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;

— термогигрометр CENTER (мод.314), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Андреевка», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2008 от 25.09.2008 г.

Нормативные документы

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

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

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

Развернуть полное описание