Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по ЛПДС «Караичево» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трёхуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - 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- 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) СИКОН С 70, каналообразующую аппаратуру и устройство синхронизации времени типа УСВ-2 (далее - УСВ-2).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера»
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. 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.
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 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.
Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных счетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую АИИС КУЭ и АИИС КУЭ смежных субъектов в виде xml-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого 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, 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, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через УСВ-2. Время УСПД периодически сличается со временем УСВ-
2 (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК 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 ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. Метрологически значимая часть содержится в модуле, указанном 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».
Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | 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.
Технические характеристики
Состав ИК, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ.
| | | Состав АИИС КУЭ | |
| ИКр е о Н | Диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. №, обозначение, тип | В С У П С У | Сервер | Вид энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| | | | Кл. точн. = 0,5S | А | ТЛП-10 | | | |
| | | Т Т | Коэфф. тр. = 1000/5 | В | ТЛП-10 | | HP | |
| | ЛПДС | | Рег. № 30709-05 | С | ТЛП-10 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05/УСВ-2 Рег. № 41681-10, ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | ProLiant | |
| | | Кл. точн. = 0,5 | А | ЗНОЛ.06 | BL 460c | Активная |
| 1 | «Караичево», ЗРУ-6 кВ, яч. №2 «Ввод №1» | Н Т | Коэфф. тр. = | В | ЗНОЛ.06 | Gen8, |
| 6000V3/100V3 Рег. № 3344-04 | С | ЗНОЛ.06 | HP ProLiant | Реактивная |
| | и и ч т е ч О | Кл. точн. = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | BL 460c G6 | |
| | | | Кл. точн. = 0,5S | А | ТЛП-10 | | |
| | | Т Т | Коэфф. тр. = 1000/5 | В | ТЛП-10 | HP | |
| | ЛПДС | | Рег. № 30709-05 | С | ТЛП-10 | ProLiant | |
| | | Кл. точн. = 0,5 | А | ЗНОЛ.06 | BL 460c | Активная |
| 2 | «Караичево», ЗРУ-6 кВ, яч. №17 «Ввод №2» | Н Т | Коэфф. тр. = | В | ЗНОЛ.06 | Gen8, |
| 6000V3/100V3 Рег. № 3344-04 | С | ЗНОЛ.06 | HP ProLiant | Реактивная |
| | и и ч т е ч О | Кл. точн. = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | BL 460c G6 | |
| | | | Кл. точн. = 0,5S | А | ТЛО-10 | | |
| | | Т Т | Коэфф. тр. = 15/5 | В | ТЛО-10 | | |
| | | | Рег. № 25433-11 | С | ТЛО-10 | HP | |
| | ЛПДС | | Кл. точн. = 0,5 | А | ЗНОЛП- ЭК-10 | ProLiant BL 460c | Активная |
| 3 | «Караичево», ЗРУ-6 кВ, СКЗ «Север», ПКУ 6 кВ | Н Т | Коэфф. тр. = 6000V3/100V3 | В | ЗНОЛП- ЭК-10 | Gen8, HP |
| | | Рег. № 47583-11 | С | ЗНОЛП- ЭК-10 | ProLiant BL 460c | Реактивная |
| | | и и ч т е ч О | Кл. точн. = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ- 4ТМ.03М | G6 | |
2
-В
С
У/
5/
0
-
2
2
8
8
2
№.
.г
е
Р
0
7
С
Я
о
А
Т
Т
Н
Т
4
к
и
ч
т
е
ч
С
ЛПДС «Караичево», ЗРУ-6 кВ, СКЗ «Юг», ПКУ 6 кВ
Кл. точн. = 0,5 Коэфф. тр. = 6000V3/100V3 Рег. № 47583-11
Кл. точн. = 0,5S Коэфф. тр. = 15/5 Рег. № 25433-11
Кл. точн. = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
СЭТ-
4ТМ.03М
ЗНОЛП-
ЭК-10
ЗНОЛП-
ЭК-10
ЗНОЛП-
ЭК-10
ТЛО-10
ТЛО-10
ТЛО-10
В
С
С
8
6
| | HP |
| | ProLiant |
| 8 0 | BL 460c |
| - 5 | Gen8, |
| 85 4 9 | HP |
| 3 | ProLiant |
| | BL 460c |
| | G6 |
№.
.г
е
Р
г
е
Р
Активная
Реактивная
С
Примечания к таблице 2:
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, УСВ на аналогичные утвержденных типов.
3. В Таблице 2 и далее по тексту приняты следующие сокращения (обозначения): Кл. точн. - класс точности, Коэфф. тр. - коэффициент трансформации
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть-Приволга» порядке, все изменения вносятся в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
| Метрологические характеристики ИК (активная энергия) |
| Номер ИК | Диапазон тока | Границы основной относительной погрешности ИК, (±5), % | Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1,2 (ТТ 0,5S ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,8 | 2,3 | 2,9 | 4,9 | 1,9 | 2,4 | 2,9 | 4,9 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,1 | 1,3 | 1,6 | 3,0 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 |
| 0,21н1 < ^ < 1н1 | 0,9 | 1,0 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,0 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 3,4 (ТТ 0,5S ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,8 | 2,3 | 2,9 | 4,9 | 1,9 | 2,5 | 3,0 | 4,9 |
| 0,051н1 < I1 < 0,2Iнl | 1,1 | 1,3 | 1,6 | 3,0 | 1,3 | 1,6 | 1,8 | 3,1 |
| 0,2Iн1 < I1 < Ie1 | 0,9 | 1,0 | 1,2 | 2,2 | 1,1 | 1,3 | 1,5 | 2,4 |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,9 | 1,0 | 1,2 | 2,2 | 1,1 | 1,3 | 1,5 | 2,4 |
| Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) |
| Номер ИК | Диапазон тока | Границы основной относительной погрешности ИК, (±<5), % | Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), % |
| cos ф = 0,9 (sin ф = 0,44) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,9 (sin ф = 0,44) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1,2 (ТТ 0,5S ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Iнl | 6,6 | 4,5 | 2,7 | 6,9 | 4,9 | 3,0 |
| 0,05Ifl1 < ^ < 0,2Iн1 | 3,5 | 2,5 | 1,6 | 3,8 | 2,7 | 1,9 |
| 0,2Iн1 < ^ < Iн1 | 2,6 | 1,8 | 1,2 | 2,7 | 2,0 | 1,4 |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 2,6 | 1,8 | 1,2 | 2,7 | 2,0 | 1,4 |
| 3,4 (ТТ 0,5S ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Iнl | 6,4 | 4,4 | 2,7 | 6,8 | 4,9 | 3,4 |
| 0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl | 3,5 | 2,5 | 1,5 | 4,1 | 3,3 | 2,6 |
| 0,2Iнl < Il < Iel | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 3,4 | 2,9 | 2,5 |
| Iн1 < Il < 1,2Iн1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 3,4 | 2,9 | 2,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 5 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 8ц2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С для ИК №№ 1, 2; от минус 12°С до плюс 35°С для ИК №№ 3, 4.
3. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
4. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - коэффициент мощности cosj температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: - для счетчиков реактивной энергии: | от 99 до 101 от 100-до 120 0,9 от +21 до +25 от +21 до +25 |
| 1 | 2 |
| 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 емк |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -40 до +50 |
| - для счетчиков | от -40 до +60 |
| - УСПД | от -10 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| УСПД СИКОН С70: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ССВ-1Г: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 15000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| HP ProLiant BL 460c Gen8: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее | 261163 |
| - среднее время восстановления работоспособности tв не более, ч; | 0,5 |
| HP ProLiant BL 460c G6: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее | |
| - среднее время восстановления работоспособности tв не более, ч. | 264599 |
| | 0,5 |
| Глубина хранения информации | |
| счётчики электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| суток, не более | 114,7 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться 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:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на электросчетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована) Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по ЛПДС «Караичево» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ.
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| УСПД | СИКОН С70 | 1 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер | HP ProLiant BL 460c | 2 |
| Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 054-2018 | 1 |
| Формуляр | ИЦЭ 1272РД-18ЖФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 054-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по ЛПДС «Караичево». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 14.09.2018 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» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации.Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённая руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованная руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки. ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-2- по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2, Методика поверки» ВЛСТ.237.00.001 И1, утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS)), Рег. № 46656-11;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод. 315): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60, дискретность 0,1; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %, Рег. № 22129-09.
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 автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по ЛПДС «Караичево», аттестованной ФБУ «Ивановский ЦСМ» (аттестат об аккредитации № 01.00259-2013 от 24.12.2013 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по ЛПДС «Караичево»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
72911-18: Методика поверки МП 054-2018Скачать4.3 Мб