Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Орскнефтеоргсинтез» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и 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 2-3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД) с встроенным GPS модулем (устройством синхронизации времени (далее - УСВ)), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПАО «Орскнефтеоргсинтез», включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», каналообразующую аппаратуру и АРМ субъекта оптового рынка.
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 (время интегрирования от 0,2 до 5 секунд) в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и реактивной 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.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, а также дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка. АРМ субъекта оптового рынка раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet с использованием ЭП по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ в составе УСПД на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±1 с. Часы сервера БД синхронизируются от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится раз в 6 часов при расхождении часов сервера БД и УСПД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 6.4, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО 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 ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о К | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ЦРП-1А 10/6 кВ, | Т0Л-НТЗ-10 УХЛ2 | ЗН0ЛПМИ-10УХЛ2 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная | ±0,6 | ±1,5 |
| 1 | РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.31 | Кл. т. 0,2S 1500/5 | Кл. т. 0,2 10000/V3:100/V3 | реактивная | ±1,3 | ±2,9 |
| | ЦРП-1А 10/6 кВ, | Т0Л-НТЗ-10 УХЛ2 | ЗН0ЛПМИ-10УХЛ2 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная | ±0,6 | ±1,5 |
| 2 | РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.30 | Кл. т. 0,2S 1500/5 | Кл. т. 0,2 10000/V3:100/V3 | реактивная | ±1,3 | ±2,9 |
| 3 | ЦРП-2 10 кВ, РУ-10 кВ, | ТПОФ Кл. т. 0,5 | Н0М-10 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| | 1 с.ш. 10 кВ, яч.13 | 750/5 | 10000/100 | реактивная | ±2,7 | ±4,9 |
| 4 | ЦРП-3 10/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, | ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| | яч.8 | 1500/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | ±4,9 |
| | ЦРП-3 10/6 кВ, | ТП0Л-10 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 5 | РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | |
| | яч.11 | 1500/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | ±4,9 |
| | ЦРП-3 10/6 кВ, | ТВЛМ-10 | НТМИ-10 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 6 | РУ-10 кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | |
| | 1 с.ш. 10 кВ, яч.9 | 600/5 | 10000/100 | реактивная | ±2,7 | ±4,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 7 | ЦРП-3 10/6 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.12 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 | ЗНОЛП-10У2 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,9 |
| 8 | ПС 110 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т1 | TG145N УХЛ1 Кл. т. 0,5S 300/5 | CPB 123 Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,9 |
| 9 | ПС 110 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т2 | TG145N УХЛ1 Кл. т. 0,5S 300/5 | CPB 123 Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,9 |
| 10 | ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.3 | ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 40/5 | НОЛ.08-6 У2 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,9 |
| 11 | ТП-16 10/6 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.2 | ТПК-10 УЗ Кл. т. 0,5 30/5 | НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,9 |
| 12 | КВЛ-6 кВ ф.5 ТП-10 на ТП-37, ТП-58 с отпайками, Предпоследняя опора, ЛМВ-1 | ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 100/5 | НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,9 |
| 13 | ТП-50 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.4 | Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 400/5 | - | СЭТ-4ТМ.02М.10 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,8 |
| 14 | ТП-50 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.1 | Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 400/5 | - | СЭТ-4ТМ.02М.10 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,8 |
| 15 | КП-2, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.30 | ТПК-10УЗ Кл. т. 0,5 300/5 | НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 16 | ГПП Мехзавод 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.3 | ТПЛ-10с УЗ Кл. т. 0,5 400/5 | НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,9 |
| 17 | ЦРП-3 10/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.17 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,9 |
| 18 | ПС 110 кВ НПЗ-2, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т1 | ТОГФ-1ЮШ-УХЛ1 Кл. т. 0,2S 400/5 | ЗНОГ-1ЮШ-У1 Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,9 |
| 19 | ПС 110 кВ НПЗ-2, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т2 | ТОГФ-1ЮШ-УХЛ1 Кл. т. 0,2S 400/5 | ЗНОГ-1ЮШ-У1 Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,9 |
| 20 | ПС 110 кВ НПЗ-2, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5 | ТОЛ-НТЗ-10-11-УХЛ2 Кл. т. 0,2S 75/5 | НАЛИ-НТЗ-6-07 Кл. т. 0,2 6000/100 | СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5 | ЭКОМ- 3000 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 20 от минус 10 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипные утвержденного типа. Допускается замена сервера и каналообразующего оборудования на аналогичное. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 20 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 |
| - частота, Гц | емк. |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера | от -40 до +65 |
| и УСПД, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.02 (Рег. № 36697-08) | 140000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.02 (Рег. № 36697-12) | 165000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.10 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД ЭКОМ-3000 | 75000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.02 (Рег. № 36697-08) | 113 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.02 (Рег. № 36697-12) | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| 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 Сервер: | 10 |
| - 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 с помощью электронной почты по основному или резервному каналу связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике, УСПД и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком и УСПД.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- 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).
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) ПАО «Орскнефтеоргсинтез» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Наименование | Тип | Рег № | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 УХЛ2 | 51679-12 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОФ | 518-50 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 1261-02 | 6 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 1856-63 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 УЗ | 17551-03 | 6 |
| Трансформатор тока | TG145N УХЛ1 | 30489-09 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПК-10 УЗ | 22944-02 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М У2 | 22192-03 | 5 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10с УЗ | 29390-05 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-1ЮШ-УХЛ1 | 61432-15 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10-11-УХЛ2 | 51679-12 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМИ-10УХЛ2 | 46738-11 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-10 | 363-49 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 16687-02 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 831-53 | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-10У2 | 23544-07 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-10У2 | 46738-11 | 1 |
| Трансформатор напряжения | CPB 123 | 15853-06 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-1 УХЛ2 | 16687-02 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НОЛ.08-6 У2 | 3345-09 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОГ-1Ю-Ш-У1 | 61431-15 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-НТЗ-6-07 | 59814-15 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02М.02 | 36697-12 | 5 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02М.02 | 36697-08 | 13 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02М.10 | 36697-08 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 17049-09 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
| Сервер БД | HP Proliant ML350 G3 | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-059-2018 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.427 ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-059-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Орскнефтеоргсинтез». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 22.02.2018 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»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.02 - 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 ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.02 - 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 ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.10 - 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 ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Орскнефтеоргсинтез», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Орскнефтеоргсинтез»
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
71348-18: Методика поверки МП 206.1-059-2018Скачать1.0 Мб