Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Уватнефтегаз"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Уватнефтегаз» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и хранения данных (сервер), программный комплекс (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (ИК) №№ 1-7 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующий УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, формирование, хранение и передача полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Измерительная информация от соответствующего УСПД посредством технических средств приема-передачи данных поступает в корпоративную вычислительную сеть (КВС) (основной канал) и далее на сервер.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством технических средств приема-передачи данных поступает в КВС и далее на сервер.

На сервере осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Также сервер может принимать результаты измерений от прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, при этом результаты измерений представлены в виде xml-файлов установленного формата (регламентированы Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности). Один раз в сутки (или по запросу в ручном режиме) сервер автоматически формирует файл отчёта с результатами измерений в виде xml-файлов установленного формата и передаёт их организациям в рамках согласованного регламента.

Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной цифровой подписи субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера производится при статистически накопленном стабильном отклонении    более

32 мс.

Для ИК №№ 1, 2 синхронизация часов УСПД с часами сервера происходит 1 раз в 6 часов, независимо от величины расхождения времени. Для ИК №№ 3-7 синхронизация часов УСПД с часами сервера происходит 1 раз в 12 часов, независимо от величины расхождения времени. В случае перезагрузки УСПД также происходит синхронизация времени.

Для ИК №№ 1 -7 сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется не реже раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с. Для ИК №№ 8-10 сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРсОв» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Уровень защиты ПК от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

AlarmCfg.dll

AlarmSrv.exe

AlarmView.ocx

Al armW or-ker3.exe

aristo.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.26

2.0.0.141

1.1.1.11

1.1.1.3

1.0.0.3

Цифровой идентификатор ПО

3EE421869C74B5

ACD804FE3C947

1E689

7003F7133E7B55F6

6FC3731F725DE745

80ceb45e6905957f04

e48b14a3aff189

7f64ce2d191377ed5

bdff0f2614effe7

3c1842a7d039715a

a4425d8bee980d5e

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

md5

Продолжение таблицы

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

AuthCnfg.dll

AuthServ.exe

starter.exe

Controller

CfgMir.exe

Account.exe

AppConf.dll

App

Serv.dll

Autoupd.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.1.0.7

2.0.0.4

3.0.0.25

1.7.207.243

1.0.2.111

2.4.0.323

2.4.0.923

2.4.0.94

Цифровой идентификатор ПО

93EEA8BE

DC6EA6B7

937534BB12

E0281F

7D100896FF9

0DF7AF83665

2AC903CAE1

f6eaae957

70b43492

0f5478c5

0e66db7

01240D1F81

16BDEDA7

4F2D93D51

C16BA

8DF27ED5B1

E66E4FEB6F8

AB1979E56F9

689F8D38114

091981FCFDB

956CE2A87B

8A601EA2

075C46498

3630C82E2

70BC08

E89658E7E

C10FD9D4

DB9E09A78

D661C6

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

md5

Идентификационное наименование ПО

EnergyAd

min.exe

ImpExp

XML.dll

libc

url_ex.dll

Mir

ImpExp.

exe

ReplSvc.

exe

Reports2.exe

ScktSrvr.exe

Specific-

Norm.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.3.123

2.4.1.11

7.20.0.0

2.4.12.21

2.4.0.122

2.15.7.13

11.1.2902.10

492

1.0.0.136

Цифровой идентификатор ПО

96620CB0

580C6A24

7EF403D1

1EFA0C02

1fe70974268

9145e442d3

9de989cfd6f

2BEE3F358

EFB6DC64C

9688939D08

10AE

4469F9AF

1E0371B4

8DF940F8

3DD95E67

382855E22

AA5EBDD

D2D6FA5C

59D8CCBE

6bf09c129be9f

8aa5f8cb0a579

992a17

AFDE45C0F

793A25FFEB

AFB5895C9

CD30

2E745DB8862

2923CA4DFA

D8C5788A644

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

md5

Продолжение таблицы

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Watch-

Dog.exe

GPSCnfg.dll

GPSSer-

vice.exe

Moni-

torGPS.exe

MirDrv.dll

ECchan-

nel.dll

SchElec-

tric.dll

ServerOm3.exe

Номер версии (идентификационный но

2.4.0.32

1.0.0.5

1.0.0.8

1.0.0.4

3.0.8.12

3.6.8.0

5.1.0.1

3.3.0.67

мер) ПО

46e707e743

43D2508C51

D19B3C17A

E6BF0C3C2F

9F7074242

6DCC343D3

498C2AFA

9BFE637408F7

A9CBB0F5625

160C87BF2

Цифровой

baf8fc1ee0c

91C0F54FB

1BD91A1DF

9F41C932182

2BFB837A

C4ACFCF1

34455B989

идентификатор ПО

69e736364b

1C7B99632

1C7F6D1FB

FAEE12E81A

BBB49C72

F09C1B69A

68867E783

2

C8E8

C6D16

6

A01E058

925DFD

F2BDE0

Алгоритм вычисления цифрового идентифи

md5

катора ПО

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Метрологические характеристики ИК

Измерительные компоненты

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях

(±5), %

Вид

элек-

триче-

ской

энергии

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Сервер

Счетчик

УСПД

УСВ

ТТ

ТН

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

4MC Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 44089-10 Фазы: А; В; С

4МС Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 44089-10 Фазы: А; В; С

МИР КТ-51М Рег. № 3806610

Актив

ная

Реак

тивная

4MR12 Кл.т. 0,5 6000/V3/100V3 Рег. № 30826-05 Фазы: А; В; С

МИР РЧ-02 Рег. № 46656-11

КТП №3 ЗРУ-6 кВ КУУН ЛПДС «Демьянское» Ввод №1 (яч №1)

HP Proliant DL380 G6

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

0,9

1,6

1,6

2,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

2

КТП №3 ЗРУ-6 кВ КУУН ЛПДС «Демьянское» Ввод №2 (яч №2)

4MC Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 44089-10 Фазы: А; В; С

4MC Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 44089-10 Фазы: А; В; С

4MR12 Кл.т. 0,5 6000/V3/100V3 Рег. № 30826-05 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

МИР КТ-51М Рег. № 3806610

МИР РЧ-02 Рег. № 46656-11

HP Proliant DL380 G6

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,6

1,6

2,6

3

ПС 110 кВ Юровская, ОРУ-110 кВ, 1 сш 110 кВ, яч.2, ф.Демьянская-1

ТФЗМ-110Б-ГУ Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С

НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

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

МИР УСПД-01 Рег. № 2742008

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

4

ПС 110 кВ Юровская, ОРУ-110 кВ, 1 сш 110 кВ, яч.11, ф.Горная-1

ТФЗМ-110Б-ГУ Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С

НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

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

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

5

ПС 110 кВ Юровская, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ

ТФЗМ-110Б-ГУ Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С

НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

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

МИР УСПД-01 Рег. № 2742008

МИР РЧ-02 Рег. № 46656-11

HP Proliant DL380 G6

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

6

ПС 110 кВ Юровская, ЗРУ-10 кВ, 1сш 10 кВ, яч.№11, ВЛ-10 кВ ф.Першино

ТОЛ 10ХЛ3 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 7069-82 Фазы: А; С

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС

НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС

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

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

7

ПС 110 кВ Юровская, ЗРУ-10 кВ, 1сш 10 кВ, яч.№15, ВЛ-10 кВ ф.Солянка

ТОЛ 10ХЛ3 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 7069-82 Фазы: А; С

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС

НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС

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

Актив

ная

Реак

тивная

1,1

2,3

3,0

4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ПС 220 кВ «Пих

TG 245N

CPB 245

МИР С-03.02Т-

Актив

товая», ОРУ-220

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,2

EQTLBMN-RG-

ная

0,6

1,4

8

кВ, яч.9, ВЛ-220

1000/5

220000/V3/100/V3

1T-H

кВ Демьянская-

Рег. № 30489-09

Рег. № 47844-11

Кл.т. 0,2S/0,5

Реак

1,1

2,4

Пихтовая-1

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

Рег. № 58324-14

тивная

ПС 220 кВ «Пих-

TG 245N

CPB 245

МИР С-03.02Т-

Актив

товая», ОРУ-220

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,2

EQTLBMN-RR-

ная

0,6

1,4

9

кВ, яч.10, ВЛ-220

1000/5

220000/V3/100/V3

1T-H

кВ Демьянская-Пихтовая-2

Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С

Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14

МИР РЧ-

02 Рег. №

HP Proliant DL380

Реак

тивная

1,1

2,4

CPB 245 Кл.т. 0,2 220000/V3/100/V3

-

46656-11

G6

TG 245N

Рег. № 47844-11

МИР С-03.02Т-

Актив

ПС 220 кВ «Пих-

Кл.т. 0,2S

Фазы: А; В; С

EQTLBMN-RR-

ная

0,6

1,4

10

товая», ОРУ-220

1000/5

1T-H

кВ, яч.5, ОВ 220

Рег. № 30489-09

CPB 245

Кл.т. 0,2S/0,5

Реак

1,1

2,4

Фазы: А; В; С

Кл.т. 0,2

Рег. № 58324-14

тивная

220000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях

±5 с

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 2, 8-10 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.

4    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. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

10

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИК №№ 1, 2, 8-10 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Г ц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 до 120 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИК №№ 1, 2, 8-10 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110

от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от +5 до +35 от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

220000

2

140000

2

1

2

для счетчиков типа МИР С-03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

290000

среднее время восстановления работоспособности, ч

4

для УСПД типа МИР КТ-51М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч

0,5

для УСПД типа МИР УСПД-01:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

82500

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

55000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типа МИР С-03:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

256

при отключении питания, лет, не менее

10

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

5

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

-    журнал сервера: параметрирования;

пропадания напряжения; коррекции времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

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

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ_

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

1

2

3

Трансформаторы тока измерительные

4MC

12

Трансформаторы тока

ТФЗМ-110Б-ГУ

9

Трансформаторы тока

ТОЛ 10ХЛ3

4

Трансформаторы тока

TG 245N

9

Трансформаторы напряжения

4MR12

6

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-83У1

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

1

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10

1

Трансформаторы напряжения измерительные

CPB 245

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

7

Счетчики электрической энергии трехфазные электронные

МИР С-03

3

Контроллеры

МИР КТ-51М

1

1

2

3

Устройства сбора и передачи данных

МИР УСПД-01

1

Радиочасы

МИР РЧ-02

1

Сервер

HP Proliant DL380 G6

1

Методика поверки

МП ЭПР-314-2020

1

Формуляр

ЭНПР.411711.050.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РН-Уватнефтегаз», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Уватнефтегаз»

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

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

Развернуть полное описание