| Номер в госреестре | 46735-15 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Сургутнефтегаз" с Изм. №1, №2, №3 |
| Изготовитель | ООО "Эльстер Метроника", г. Москва |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сургутнефтегаз» с Изменениями №1, №2, №3 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сургутнефтегаз», Свидетельство об утверждении типа RU.E.34.033.A, регистрационный № 42520 ГРСИ №46735-11, ОАО «Сургутнефтегаз» с Изменением №1, Свидетельство об утверждении типа RU.E.34.033.A, регистрационный № 47957 ГРСИ №46735-12, ОАО «Сургутнефтегаз» с Изменением №2, Свидетельство об утверждении типа RUE.34.033A, регистрационный №49183 ГРСИ №46735-12 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений №: 526, 527, 528, 529, 530, 531, 532, 533, 534, 535, 536, 537, 538, 539, 540, 541.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Сургутнефтегаз» с Изменениями №1, №2, №3 (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени.
АИИС КУЭ является двухуровневой системой с иерархической распределенной обработкой информации:
- первый - уровень измерительных каналов (далее - ИК);
- второй - уровень измерительно-вычислительного комплекса (далее - ИВК).
В состав АИИС КУЭ входит система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;
- автоматическое выполнение измерений;
- автоматическое ведение системы единого времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующих уровней:
1-й уровень включает в себя:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- измерительные трансформаторы напряжения;
- счетчики электрической энергии многофункциональные;
- вторичные измерительные цепи.
2-й уровень включает в себя:
- технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- центральный сервер «Альфа ЦЕНТР».
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 производятся аналого-цифровое преобразование входных сигналов с частотой выборок 4000 Гц и разрешающей способностью 21 бит. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и пол-
Лист № 2 Всего листов 16
ной 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.
Счетчики электрической энергии получают метки времени (команды коррекции времени) от ПТК «Космотроника» каждые 30 мин с привязкой к началу интервала. ПТК «Космотро-ника» зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером 47849-11. ПТК «Космотроника» автоматически синхронизирует свое системное время с серверами времени ОАО «Сургутнефтегаз» по протоколу NTP (Net Time Protokol).
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием: испытательной коробки (специализированного клеммника) и крышки клеммных отсеков счетчиков электрической энергии.
Функции программного обеспечения (метрологически не значимая часть программного обеспечения):
- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут), привязанных к шкале UTC;
- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;
- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;
- использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));
- конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- передача в автоматизированном режиме в ИАСУ КУ (КО), Региональное диспетчерское управление «Системный оператор - центральное диспетчерское управление Единой электрической сети» (РДУ «СО-ЦДУ ЕЭС») и другим заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ , событий в АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
Функции программного обеспечения (метрологически значимая часть программного обеспечения):
- обработка результатов измерений;
- автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
| Таблица 1. И | дентификационные данные программного обеспечения | |||
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения (наименование программного модуля , наименование файла) | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» | ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Программа планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей, Amrserver.exe) | 3.32.0.0 | 94b754e7dd0a5765 5c4f6b8252afd7a6 | MD5 |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер ручного опроса счетчиков, Amrc.exe) | 8278b954b23e7364 6072317ffd09baab | |||
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер автоматического опроса счетчиков, Amra.exe) | b7dc2f2953755535 78237ffc2676b153 | |||
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер работы с БД, Cdbora2.dll) | 3.31.0.0 | 5e9a48ed75a27d10 c135a87e77051806 | ||
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Библиотека шифрования пароля счетчиков, Encrypt.dll) | 2.0.0.0 | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c | ||
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Библиотека сообщений планировщика опросов, Alphamess.dll) | b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd | |||
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 и обеспечивается:
- установкой пароля на счетчик;
- установкой пароля на сервер;
- защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Таблица 2 - Состав 1-го уровня АИИС КУЭ.
рз X рз - U X
03
2
о
-а
сг>
х
X
SC
ю
ТН
ТТ
ES
о 43 CD н О ТЗ
о
н
43
рз
ПС 110/35/6 кВ "Юрская" Ввод-1 110 кВ
Счетчик
о
о
о
о
иГ
о
о
LtJ
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения
РЗ
X
►е* н
О О К
^ 2 рз
с
К
К
я
о
^ к
io> д
| К
о °
ю
К
о
К
>
и
ег
РЗ
>
00
о
о
>
>
И
И
О
О
со
со
со
о
о
о
н
рз
СИ
К
03
2
<т>
-а
X
н
<т>
и
ег
X
о
о
я
РЗ
X
рз
и
рз
О
04
о
03
X
рз
Л
<т>
я
к
JTD
Н
К
я
2 я
66000
н
х
Ю
о
п>
"I
о
й
к
о
н
о
со
К
о
н
о\
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Наименование измеряемой величины
Продолжение таблицы 2
к»
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
Секущий выключатель 35 кВ В Л-3 5 кВ "Вос-точная-2"
Счетчик
Секущий выключатель 35 кВ В Л-3 5 кВ "Восточная- 1"
Счетчик
ПС 110/35/6 кВ "Юрская" В вод-2 110 кВ
Счетчик
о
о
о
о
^L|
сг>
LtJ
о
о
^L|
LtJ
И
>
ю
>
И
>
ю
>
>
ю
>
>
и
ег
РЭ
>
00
о
о
>
и
ег
>
00
о
о
>
и
ег
рэ
>
00
о
о
И
О
О
О
О
О
О
к
>
к
>
со
со
со
о
(J
в
о
(J
в
21000
66000
сл
21000
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Продолжение таблицы 2
СП 35 кВ "Тром" ТСН-1
СП 35 кВ "Тром" ввод-1
к»
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ПС 10/6 кВ №54, ШМ-10 кВ 1Т
Счетчик
я
сг>
н
Н
К
сг>
сг>
И
>
И
>
И
>
И
>
ю
>
>
и
ег
РЭ
>
00
о
о
>
и
ег
>
00
о
о
>
и
ег
РЭ
>
00
о
о
О
О
О
О
О
к
>
>
0
к
1
U)
С\
н
0
1
О
(J
в
н
0
1
О
(J
в
н
0
1
О
(J
в
о
(J
в
30000
10
сл
42000
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
ВЛ-бкВ (ООО "Сургутское РСУ") ПС 110/6 кВ №2 ("Товарный парк") ф.2-07 яч.07 Ввод №1
Пункт коммерческого учёта столбовой (модуль учёта)
ПС 10/6 кВ №54, ШМ-10 кВ 2Т
Продолжение таблицы 2
к»
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
Счетчик
н
X
II
On
о
о
о
^L|
о
о
^L|
иГ
W
Н
II
<э
■л
сг>
00
^1
оо
^1
■
о
On
>
>
>
>
>
>
>
и
ег
РЭ
>
00
о
о
И
ю
>
и
ег
РЭ
>
00
о
о
И
ю
>
и
ег
РЭ
>
00
о
о
И
ю
О
О
О
О
О
О
к
к
>
н
0
1
О
(J
в
н
0
1
О
(J
в
н
0
1
О
(J
в
К
н
I
о
X
ю
о
(J
в
| К | к | к |
| н | Н | Н |
| со | со | со |
| ON | ON | ON |
30000
1800
3600
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Мощность и энергия активная
Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Продолжение таблицы 2
к»
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ЗРУ-6 кВ "Родниковая" яч.24
Счетчик
ЗРУ-6 кВ "Родниковая" яч.16
Счетчик
ВЛ-бкВ (ООО "Сургутское РСУ") ПС 110/6 кВ №2 ("Товарный парк") ф.2-21 яч.21 Ввод №2
Счетчик
Н
II
р
ся
И
>
И
>
И
>
И
>
И
>
И
>
>
и
ег
РЭ
>
00
о
о
>
и
ег
РЭ
>
00
о
о
>
и
ег
РЭ
>
00
о
о
О
О
О
О
О
О
н
О
1800
1800
сл
1800
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Продолжение таблицы 2
СП 35 кВ "Тром" ТСН-2
СП 35 кВ "Тром" ввод-2
к»
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ТН
ТТ
ф.бкВ (ОАО "ЭЛЕК") ПС 35/6кВ №73 КРУН-бкВ яч.№20
Счетчик
я
сг>
н
Н
К
| U) | |
| н | 00 |
| II | |
| о | |
| _1_ | |
| 00 | — |
оо
^1
сг>
И
>
И
>
ю
>
>
и
ег
РЭ
>
00
о
о
>
и
ег
РЭ
>
00
о
о
>
и
ег
РЭ
>
00
о
о
О
О
О
>
>
И
ю
О
О
К
>
н
0
1
О
(J
в
н
0
1
О
(J
в
о
(J
В
20
2400
сл
42000
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная, время, интервал времени
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики | |||||
| Границы интервала для вероятности 0,95 основной относительной погрешность ИК, (±5), % | Границы интервала для вероятности 0,95 основной относительной погрешность ИК, (±5), % | ||||||
| cos j = 1,0 | cos j = 0,87 | cos j = 0,8 | cos j = 1,0 | cos j = 0,87 | cos j = 0,8 | ||
| 526, 527 | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 2,0 | 2,3 | 2,6 | 2,4 | 2,7 | 2,9 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,0 | 1,4 | 1,6 | 1,6 | 1,9 | 2,1 | |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,8 | 1,0 | 1,1 | 1,5 | 1,7 | 1,7 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,8 | 1,0 | 1,1 | 1,5 | 1,7 | 1,7 | |
| 528-530, 532, 533, 534, 537540 | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,05I^ | 2,1 | 2,4 | 2,7 | 2,4 | 2,7 | 3,0 |
| 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1 | 1,1 | 1,5 | 1,7 | 1,7 | 2,0 | 2,2 | |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,6 | 1,8 | 1,8 | |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,6 | 1,8 | 1,8 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 2,0 | 2,3 | 2,6 | 2,3 | 2,6 | 2,9 | |
| 531, 541 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,0 | 1,4 | 1,6 | 1,6 | 1,9 | 2,0 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,8 | 1,0 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,7 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,8 | 1,0 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,7 | |
| 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,05I^ | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | |
| 535, 536 | 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1 | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 2,2 | 2,8 | 3,0 |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 1,1 | 1,5 | 1,7 | 1,7 | 2,0 | 2,1 | |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,6 | 1,8 | 1,8 |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики | |||
| Границы ин вероятности ной относит грешность И | ервала для 0,95 основ-ельной по-[К, (±5), % | Границы инт вероятности ной относит грешность И | ервала для 0,95 основ-ельной по-[К, (±5), % | ||
| cos j = 0,87 (sin j = 0,5) | cos j = 0,8 (sin j = 0,6) | cos j = 0,87 (sin j = 0,5) | cos j = 0,8 (sin j = 0,6) | ||
| 526, 527 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05I^ | 6,0 | 5,0 | 7,0 | 6,0 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2Iн1 | 3,3 | 2,8 | 4,0 | 4,0 | |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 2,2 | 1,9 | 2,7 | 2,4 | |
| Iн1 < I1 < 1,2I^ | 2,1 | 1,8 | 2,6 | 2,3 | |
| 528-530, 532, 533, 534, 537540 | 0,01(0,02)^ < I1 < 0,05I^ | 6,0 | 5,0 | 7,0 | 6,0 |
| 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1 | 4,0 | 2,9 | 4,0 | 4,0 | |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 2,5 | 2,1 | 2,9 | 2,6 | |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 2,4 | 2,0 | 2,8 | 2,5 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 6,0 | 5,0 | 7,0 | 6,0 | |
| 531, 541 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 3,0 | 2,8 | 4,0 | 4,0 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 2,1 | 1,8 | 2,6 | 2,4 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 2,1 | 1,8 | 2,5 | 2,2 | |
| 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,05I^ | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | |
| 535, 536 | 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1 | 6,0 | 5,0 | 6,0 | 5,0 |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 3,0 | 2,6 | 4,0 | 3,0 | |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 2,4 | 2,0 | 2,8 | 2,5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
3. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)Ин;
- диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)!н;
- диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5);
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от - 40 °С до +50 °С; счетчиков от +21 °С до +25 °С; ИВК - от +10 °С до +30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)Ин1;
- диапазон силы первичного тока - (0,01- 1,2)I^;
- коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5);
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от - 40 °С до +50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Цн2;
- диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)!н2;
- коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5);
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от +10 °С до +30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии).
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик электроэнергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 7 суток;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 24 часов;
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, не менее 70 суток; при отключении питания - не менее 30 лет.
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания - не менее 3 лет.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на однотипные с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени ± 5 с/сут.
Всего листов 16
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Сургутнефтегаз» с Изменениями №1, №2, №3 типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество |
| Трансформатор тока | АСН-36 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТВ-ЭК | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛК-35 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ 10 | 4 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 8 шт. |
| Трансформатор тока опорный | ТОЛ | 4 шт. |
| Трансформатор тока элегазовый | ТРГ | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения элегазовый | ЗНГ | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-6 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения трехфазной антирезо-нансной группы | НАЛИ-СЭЩ | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 УХЛ2 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 шт. |
| Счетчик электроэнергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 16 шт. |
| Методика поверки | ДЯИМ.422231.221.МП. | 1 шт. |
осуществляется по документу ДЯИМ.422231.221.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ОАО «Сургутнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 01.12.2014 г.
Рекомендуемые средства поверки:
- переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы с радиочасами РЧ-011;
- мультиметры Ресурс-ПЭ - 2 шт.;
- радиочасы РЧ-011/2.
Методика измерений электроэнергии приведена в документе «Методика измерений количества электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сургутнефтегаз» с Изменениями №1, №2, №3 , аттестованном Инновационным фондом «РОСИСПЫТАНИЯ». Свидетельство
об аттестации № 01.00200-2011/15 от 20.03.2015 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сургутнефтегаз» с Изменениями №1, №2, №3
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
3 ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
| Зарегистрировано поверок | 16 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
