Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объекту ЛПДС «Ефимовка» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документови 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), включающие 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора, передачи данных и синхронизации времени (УСПД) ARIS MT200 со встроенным источником точного времени ГЛОНАСС/GPS и каналообразующую аппаратуру.
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), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39485-08) и программное обеспечение (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 преобразуются 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. 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 оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и розничного рынка электроэнергии (РРЭ), в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13).
АИИС КУЭ оснащена системой 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, входящими в состав «Центр сбора и обработки данных» (ЦСОД) АИИС КУЭ ПАО «Транснефть». В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г используется резервный. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством от сети TCP/IP согласно протоколу Network Time Protocol (NTP). 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 времени на сервере ИВК.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД периодически сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводиться независимо от величины расхождения времени.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводиться при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
В случае неисправности или ремонта УССВ УСПД имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени от источника точного времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже 5,0 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». 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 программного обеспечения
| 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 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ.
| 1 2 | Диспетчерское наименование присоединения | Состав ИК АИИС КУЭ | Вид энергии |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде, обозначение, тип | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ЛПДС "Ефимовка", КТПБ-35/6 кВ, яч.2, Ввод 6 кВ | н н | Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 30709-05 | А | ТЛП-10 | ARIS MT200 Рег. № 53992-13 | HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 | Активная Реактивная |
| В | ТЛП-10 |
| С | ТЛП-10 |
| я н | Кт = 0,5 Ктн = 6000V3/100V3 Рег. № 3344-04 | А | ЗНОЛ.06 |
| В | ЗНОЛ.06 |
| С | ЗНОЛ.06 |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 2 | ЛПДС "Ефимовка", КТПБ-35/6 кВ, яч.1, ТСН | н н | Кт = 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 15174-06 | А | ТОП-0,66 | Активная Реактивная |
| В | ТОП-0,66 |
| С | ТОП-0,66 |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 |
| 1 2 | | Состав АИИС КУЭ | |
| Диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде, обозначение, тип | УСПД | Сервер | Вид энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| | | | Кт = 0,5 S | А | ТЛО-10 | | | |
| | | н н | Ктт = 600/5 | В | ТЛО-10 | | | |
| | | | Рег. № 25433-11 | С | ТЛО-10 | | | |
| | ЛПДС | К н | Кт = 0,5 | А | ЗНОЛ | | | Активная |
| 3 | «Ефимовка», | Ктн = 6000V3/100V3 | В | ЗНОЛ | | |
| ЗРУ-6 кВ, | Рег. № 46738-11 | С | ЗНОЛ | | | Реактивная |
| | oi № д о в В .21 ч. я | Счетчик | | | | | | |
| | | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | ARIS MT200 | HP ProLiant BL 460c Gen8, | |
| | | | S ,5 0, II т К | А | ТЛО-10 | Рег. № 53992-13 | HP ProLiant BL | |
| | | н н | Ктт = 600/5 | В | ТЛО-10 | | 460c G6 | |
| | | | Рег. № 25433-11 | С | ТЛО-10 | | | |
| | | К н | Кт = 0,5 | А | ЗНОЛ | | | Активная |
| 4 | ЛПДС «Ефимовка», ЗРУ-6 кВ, яч.22 Ввод №2 | Ктн = 6000V3/100V3 | В | ЗНОЛ | | | |
| | Рег. № 46738-11 | С | ЗНОЛ | | | Реактивная |
| | Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | | | |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (^), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (^), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 3-4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01Iн<I<0,05Iн | ±1,8 | ±2,8 | ±5,3 | ±1,9 | ±2,9 | ±5,4 |
| 0,05Iн<I<0,1Iн | ±1,0 | ±1,6 | ±2,8 | ±1,2 | ±1,7 | ±3,0 |
| 0,1Iн<I<0,2Iн | ±1,0 | ±1,5 | ±2,8 | ±1,2 | ±1,7 | ±2,9 |
| 0,2Iн<I<Iн | ±0,8 | ±1,1 | ±2,1 | ±1,0 | ±1,3 | ±2,3 |
| ^<1,2^ | ±0,8 | ±1,1 | ±2,1 | ±1,0 | ±1,3 | ±2,3 |
| 2 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S/0,5) | 0,01Iн<I<0,05Iн | ±1,7 | ±2,7 | ±5,2 | ±1,8 | ±2,8 | ±5,3 |
| 0,05Iн<I<0,1Iн | ±0,8 | ±1,4 | ±2,6 | ±1,0 | ±1,5 | ±2,7 |
| 0,1Iн<I<0,2Iн | ±0,8 | ±1,3 | ±2,5 | ±1,0 | ±1,5 | ±2,6 |
| 0,2Iн<I<Iн | ±0,5 | ±0,9 | ±1,7 | ±0,8 | ±1,1 | ±1,9 |
| ^<1,2^ | ±0,5 | ±0,9 | ±1,7 | ±0,8 | ±1,1 | ±1,9 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| | | Метрологические характеристики ИК |
| | | Основная относительная погрешность ИК, (^), % | Относительная |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (^), % |
| | | sin ф = 0,6 | sin ф = 0,87 | sin ф = 0,6 | sin ф = 0,87 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 3-4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01Iн<I<0,05Iн | ±4,4 | ±2,5 | ±4,6 | ±2,8 |
| 0,05Iн<I<0,1Iн | ±2,6 | ±1,5 | ±2,8 | ±1,9 |
| 0,1Iн<I<0,2Iн | ±2,6 | ±1,5 | ±2,8 | ±1,9 |
| 0,2Iн<I<Iн | ±2,1 | ±1,2 | ±2,4 | ±1,7 |
| ^<[<1,2^ | ±2,1 | ±1,2 | ±2,4 | ±1,7 |
| | 0,01Iн<I<0,05Iн | ±4,3 | ±2,4 | ±4,5 | ±2,7 |
| 2 | 0,05Iн<I<0,1Iн | ±2,4 | ±1,3 | ±2,6 | ±1,7 |
| (ТТ 0,5S; | 0,1Iн<I<0,2Iн | ±2,4 | ±1,3 | ±2,6 | ±1,7 |
| Сч 0,2S/0,5) | 0,2Iн<I<Iн | ±1,8 | ±1,0 | ±2,1 | ±1,5 |
| | ^<1,2^ | ±1,8 | ±1,0 | ±2,1 | ±1,5 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 8ц2)%р и S1(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 10 до плюс 35°С.
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;
5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.
Допускается замена измерительных трансформаторов 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, УСПД на однотипные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном в АО «Транснефть - Приволга» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,8 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | от +21 до +25 |
| ГОСТ Р 52323-2005 | |
| - для счетчиков реактивной энергии: | от +21 до +25 |
| ГОСТ Р 52425-2005 | |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -60 до +35 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| - УСПД | от -30 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. №36697-08): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. №36697-12): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Рег. №27524-04): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| УСПД ARIS MT200: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 88 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| ССВ-1Г: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - 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, ч, | 0,5 |
| не более; | |
| HP ProLiant BL 460c G6: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности tв, ч, | 0,5 |
| не более. | |
| Глубина хранения информации | |
| счётчики электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не более | 113,7 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и 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 и сотовой 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..
Защищенность 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);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность системы АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| УСПД | ARIS MT200 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | | 1 |
| Формуляр | ИЦЭ 1261РД-17.00.ФО | 1 |
| Руководство по качеству | | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 70701-18 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объекту ЛПДС «Ефимовка». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ивановский ЦСМ» 19.12.2017 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 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124РЭ, утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004г.;
- УСПД ARIS MT200 - по документу ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13 мая 2013 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/ серверы точного времени ССВ-1Г. Методика поверки» ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденному ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS)), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр ИВА-6 (исполнение ИВА-6Н-Д) диапазон измерения температуры от 0 до плюс 60 °С, диапазон измерения относительной влажности от 0 до 98 %, диапазон измерения атмосферного давления от плюс 300 до плюс 1100 гПа, Рег. №46434-11;
- термометр стеклянный жидкостной вибростойкий авиационный ТП-6 диапазон измерения температуры от минус 55 до плюс 55 °С, Рег. №257-49;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл , Рег. №28134-12;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства 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 автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объекту ЛПДС «Ефимовка», 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 объекту ЛПДС «Ефимовка»
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.
70701-18: Методика поверкиСкачать653.8 Кб