Номер в госреестре | 59442-14 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Восток" по НПС - 12, НПС - 13, НПС - 14 |
Изготовитель | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
Год регистрации | 2014 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС - 14 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
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 (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2.
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 и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
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 по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «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 с использованием 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» (номер в Госреестре № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему 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 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.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Мет | рологические значимые модули ПО | |||
Наименование программного обеспечения | Идентиф икационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПК «Энергосфера» 7.0 | Библиотека pso_metr.dll | 1.1.1.1 | CBEB6F6CA69318BED 976E08A2BB7814B | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | ||||
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Сервер | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1 | ЗРУ-10 кВ НПС - 12 1 с.ш. 10 кВ яч. 3 | ТЛП-10 3000/5 Кл.т. 0,5S А № 8200 В № 8727 С № 8201 | ЗНОЛП 10000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 1002487 В № 1002484 С № 1002553 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0803112801 | СИКОН С70 Зав. № 07089 | HP ProLiant ВЬ460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
2 | ЗРУ-10 кВ НПС - 12 2 с.ш. 10 кВ яч. 27 | ТЛП-10 3000/5 Кл.т. 0,5S А № 8198 В № 8729 С № 8731 | ЗНОЛП 10000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 1002511 В № 1002525 С № 1002488 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0803111840 | СИКОН С70 Зав. № 07089 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
3 | ЗРУ-10 кВ НПС - 13 1 с.ш. 10 кВ яч. 3 | ТЛП-10 3000/5 Кл.т. 0,5S А № 8196 В № 8197 С № 8199 | ЗНОЛП 10000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 1002554 В № 1002524 С № 1002566 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0803111412 | СИКОН С70 Зав. №06070 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
4 | ЗРУ-10 кВ НПС - 13 2 с.ш. 10 кВ яч. 27 | ТЛП-10 3000/5 Кл.т. 0,5S А № 8732 В № 8730 С № 8728 | ЗНОЛП 10000/V3:100/V3 Кл.т. 0,5 А № 1002557 В № 1002491 С № 1002567 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805102617 | СИКОН С70 Зав. №06070 | HP ProLiant ВГ460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
5 | ПС 220/10 кВ «НПС - 14» ОРУ-220 кВ ввод 1 | ТРГ-220 II* 200/5 Кл.т. 0,2S А № 172 В № 173 С № 174 | НДКМ-220 220000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2 А № 228 В № 226 С № 225 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810136975 | СИКОН С70 Зав. № 04283 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
6 | ПС 220/10 кВ «НПС - 14» ОРУ-220 кВ ввод 2 | ТРГ-220 II* 200/5 Кл.т. 0,2S А № 175 В № 177 С № 176 | НДКМ-220 220000/V3:100/V3 Кл.т. 0,2 А № 230 В № 229 С № 227 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810137114 | СИКОН С70 Зав. № 04283 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (± 5), % | Погрешность в рабочих условиях, ( ± 5 ), % | ||||||
cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | ||
1; 2; 3; 4 | 1н1<11<1,21н1 | 1,2 | 1,4 | 2,3 | 1,8 | 2,0 | 2,8 |
0,21н1<11<1н1 | 1,2 | 1,4 | 2,3 | 1,8 | 2,0 | 2,8 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 2,0 | 2,2 | 3,4 |
Сч 0,5S) | 0,021н1<11<0,051н1 | 2,6 | 3,1 | 5,5 | 3,0 | 3,4 | 5,8 |
5; 6 | 1н1<11<1,21н1 | 0,6 | 0,7 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | 1,2 |
0,21н1<11<1н1 | 0,6 | 0,7 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | 1,2 | |
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; | 0,051н1<11<0,21н1 | 0,7 | 0,8 | 1,2 | 1,0 | 1,0 | 1,4 |
Сч 0,2S) | 0,021н1<11<0,051н1 | 1,2 | 1,3 | 2,1 | 1,4 | 1,5 | 2,2 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная погрешность, (± 5), % | Погрешность в рабочих условиях, ( ± 5 ), % | ||||||
cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | ||
1; 2; 3; 4 | 1н1<11<1,21н1 | 2,8 | 2,1 | 1,6 | 4,3 | 3,8 | 3,4 |
0,21н1<11<1н1 | 2,8 | 2,1 | 1,6 | 4,3 | 3,8 | 3,4 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,051н1<11<0,21н1 | 3,6 | 2,6 | 1,8 | 4,9 | 4,1 | 3,6 |
Сч 1,0) | 0,021н1<11<0,051н1 | 6,6 | 4,7 | 3,0 | 7,4 | 5,7 | 4,5 |
5; 6 | 1н1<11<1,21н1 | 1,3 | 1,0 | 0,8 | 2,0 | 1,8 | 1,6 |
0,21н1<11<1н1 | 1,3 | 1,0 | 0,8 | 2,0 | 1,8 | 1,6 | |
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,5 | 1,2 | 0,9 | 2,2 | 1,9 | 1,6 |
Сч 0,5) | 0,021н1<11<0,051н1 | 2,6 | 2,0 | 1,6 | 3,0 | 2,6 | 2,2 |
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 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Ином; диапазон силы тока (0,02 - 1,2) 1ном, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
- УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- ИВК от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- 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 (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т= 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ не менее Т= 15000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- сервер HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8- среднее время наработки на отказ не менее Т^=261163 ч, Т^п8=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера 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.
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, параметри-ровании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС - 14 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 | № Г осреестра | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 30709-11 | 12 |
Трансформаторы тока | ТРГ-220 II* | 33677-07 | 6 |
Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП | 23544-07 | 12 |
Трансформаторы напряжения | НДКМ-220 | 38000-08 | 6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-08 | 4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 2 |
Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 28822-05 | 3 |
1 | 2 | 3 | 4 |
Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 3 |
Серверы синхронизации времени | ССВ-1Г | 39485-08 | 2 |
Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
осуществляется по документу МП 59442-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС - 14. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2014 г.
Перечень основных средств 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»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-08) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС 17 января 2005 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.001 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-80 МП, утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в
части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС - 14 (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по НПС - 12, НПС - 13, НПС - 14)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ)
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.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Зарегистрировано поверок | 1 |
Поверителей | 1 |
Актуальность данных | 08.11.2024 |