| Номер в госреестре | 63376-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть-Сибирь" по ЛПДС "Чаши" |
| Изготовитель | ООО "УралЭнергоСервис", г.Уфа |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ЛПДС «Чаши» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - 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, ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно - вычислительный комплекс (далее - ИВК), обеспечивающий выполнение следующих функций:
- сбор информации от счетчиков АИИС КУЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера ИВК;
- доступ к информации и ее передачу в организации - участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ) и другие заинтересованные организации;
- передача информации в ОАО «АТС».
ИВК состоит из каналообразующей аппаратуры, сервера баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервера опроса, сервер приложений, сервера резервного копирования, автоматизированных рабочих мест персонала (АРМ), сервера синхронизации времени ССВ-1Г и программного обеспечения (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый и второй уровни АИИС КУЭ.
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 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.
ИВК автоматически опрашивает счетчики АИИС КУЭ. В ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
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» (Госреестр РФ № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков 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.
Сличение часов счетчиков с часами ИВК осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и ИВК 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 и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1. Идентификационные данные ПО указаны 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 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | Не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | pso_metr.dll, версия 1.1.1.1 |
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 первого и второго у | ровня ИК | ||||
| о, е S о К | Наименование объекта | И | змерительные компоненты | Вид электри ческой энергии | |
| ТТ | ТН | Счетчик | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. | НПС «Чаши-2», ЗРУ-10 кВ, яч. 15, Ввод № 6В-1 | ТЛП-10 Кл.т 0,5S Ктт=1500/5 Зав. № 320 Зав. № 329 Зав. № 207 Г осреестр № 30709-05 | ЗН0Л.06-10 Кл.т 0,5 Ктн=10000:^3/100:^3 Зав. № 15100 Зав. № 15103 Зав. № 14499 Г осреестр № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108051199 Г осреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| 2. | НПС «Чаши-2», ЗРУ-10 кВ, яч. 20, Ввод № 7В-2 | ТЛП-10 Кл.т 0,5S Ктт=1500/5 Зав. № 212 Зав. № 328 Зав. № 247 Г осреестр № 30709-05 | ЗН0Л.06-10 Кл.т 0,5 Ктн=10000:^3/100:^3 Зав. № 14948 Зав. № 14650 Зав. № 11478 Г осреестр № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0108056042 Г осреестр № 27524-04 | |
| 3. | НПС «Чаши-1», ЗРУ-10 кВ, яч. 3, Ввод № 1 | ТЛ0-10 Кл.т 0,5S Ктт=1500/5 Зав. № 15-5539 Зав. № 15-5548 Зав. № 15-5540 Г осреестр № 25433-11 | ЗН0ЛП-10 Кл.т 0,5 Ктн=10000:^3/100:^3 Зав. № 5011554 Зав. № 5001592 Зав. № 5000199 Г осреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811140620 Г осреестр № 36697-12 | |
| 4. | НПС «Чаши-1», ЗРУ-10 кВ, яч. 19, Ввод № 2 | ТЛ0-10 Кл.т 0,5S Ктт=1500/5 Зав. № 15-5553 Зав. № 15-5547 Зав. № 15-5538 Г осреестр № 25433-11 | ЗН0ЛП-10 Кл.т 0,5 Ктн=10000:^3/100:^3 Зав. № 5001786 Зав. № 5001244 Зав. № 5000298 Г осреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811140606 Г осреестр № 36697-12 | |
| 5. | НПС «Чаши-1», ЗРУ-10 кВ, яч. 42, Ввод № 3 | ТЛ0-10 Кл.т 0,5S Ктт=1500/5 Зав. № 15-5537 Зав. № 15-5550 Зав. № 15-5536 Г осреестр № 25433-11 | ЗН0ЛП-10 Кл.т 0,5 Ктн=10000:^3/100:^3 Зав. № 5011681 Зав. № 5001785 Зав. № 5001780 Г осреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811140203 Г осреестр № 36697-12 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6. | НПС «Чаши-1», ЗРУ-10 кВ, яч. 27, Ввод № 4 | ТЛО-10 Кл.т 0,5S Ктт=1500/5 Зав. № 15-21845 Зав. № 15-5544 Зав. № 15-5543 Г осреестр № 25433-11 | ЗНОЛП-10 Кл.т 0,5 Ктн=10000:^3/100:^3 Зав. № 5001735 Зав. № 5001670 Зав. № 5001759 Госреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811140266 Госреестр № 36697-12 | активная реактивная |
| 7. | НПС «Чаши-1» ЗРУ-10 кВ, яч. 18, Жил. Посёлок | ТЛО-10 Кл.т 0,5S Ктт=100/5 Зав. № 15-5512 Зав. № 15-5532 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛП-10 Кл.т 0,5 Ктн=10000:^3/100:^3 Зав. № 5001786 Зав. № 5001244 Зав. № 5000298 Госреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811140352 Госреестр № 36697-12 | |
| 8. | НПС «Чаши-1», ЗРУ-10 кВ, яч. 4, РП Чаши-1 | ТЛО-10 Кл.т 0,5S Ктт=100/5 Зав. № 15-5524 Зав. № 15-5510 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛП-10 Кл.т 0,5 Ктн=10000:^3/100:^3 Зав. № 5011554 Зав. № 5001592 Зав. № 5000199 Госреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811140641 Госреестр № 36697-12 | |
| 9. | НПС «Чаши-1», ЗРУ-10 кВ, яч. 30, РП Чаши-2 | ТЛО-10 Кл.т 0,5S Ктт=100/5 Зав. № 15-5514 Зав. № 15-5515 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛП-10 Кл.т 0,5 Ктн=10000:^3/100:^3 Зав. № 5001735 Зав. № 5001670 Зав. № 5001759 Госреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811140979 Госреестр № 36697-12 |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||||||
| Г раницы интервала основной относительной погрешности измерений, (±5), %, при доверительной вероятности Р=0,95 | Границы интервала относительной погрешности измерений, (±5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95 | ||||||||
| cos j = 1,0 | cos j = 0,87 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 1,0 | cos j = 0,87 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1, 2 | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 1,6 | 2,2 | 2,5 | 4,8 | 1,7 | 2,3 | 2,6 | 4,8 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,1 | |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,3 | 1,4 | 2,3 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,3 | 1,4 | 2,3 | |
| 3, 4, 5, 6, 7 8, 9 | 0,021н1 < I1 < 0,05I^ | 1,9 | 2,4 | 2,7 | 4,9 | 2,3 | 2,8 | 3,1 | 5,1 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,1 | 1,8 | 2,1 | 2,2 | 3,5 | |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,8 | |
| Iн1 < I1 < 1,2!н | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 1,9 | 2,8 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Границы интервала основной относительной погрешности измерений, (±5), %, при доверительной вероятности Р=0,95 | Границы интервала относительной погрешности измерений, (±5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95 | ||||||
| cos j = 0,87 (sin j = 0,5) | cos j = 0,8 (sin j = 0,6) | cos j = 0,5 (sin j = 0,87) | cos j = 0,87 (sin j = 0,5) | cos j = 0,8 (sin j = 0,6) | cos j = 0,5 (sin j = 0,87) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2 | 0,02I^ < I1 < 0,05I^ | 5,1 | 4,1 | 2,5 | 5,4 | 4,4 | 2,8 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 3,1 | 2,5 | 1,6 | 3,3 | 2,7 | 1,8 | |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 2,3 | 1,8 | 1,2 | 2,4 | 2,0 | 1,4 | |
| I^ < I1 < 1,2I^ | 2,3 | 1,8 | 1,2 | 2,4 | 2,0 | 1,4 | |
| 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 | 0,02I^ < I1 < 0,05I^ | 5,0 | 3,9 | 2,3 | 5,2 | 4,2 | 2,7 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 3,2 | 2,5 | 1,5 | 3,5 | 3,0 | 2,1 | |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 2,3 | 1,9 | 1,2 | 2,8 | 2,4 | 1,8 | |
| < I1 < 1,2!н1 | 2,3 | 1,9 | 1,2 | 2,8 | 2,4 | 1,8 | |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, при доверительной вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Ин; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)1н; коэффициент мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- для ТТ и ТН от минус 60 до 40 °С;
- для счетчиков от 20 до 25 °С;
- для ИВК от 10 до 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- 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)Цн1; диапазон силы первичного тока (0,02 - 1,2)1н1; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от 5 до 35 °С;
- относительная влажность воздуха (40 - 100) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Ин2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения менее 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 5 до 35 °С;
- относительная влажность воздуха (40 - 100) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10 до 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности 48 ч;
- устройство ССВ-1Г.02 - среднее время наработки на отказ не менее 15000 ч, среднее время восстановления работоспособности 48 ч;
- сервер HP ProLiant ВЬ460 G6, HP ProLiant ВТ460 Gen8 - среднее время наработки на отказ не менее 261 163 ч, среднее время восстановления работоспособности 0,5 ч. Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.
- Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
- Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована).
- Г лубина хранения информации:
электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - не менее 10 лет;
ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ЛПДС «Чаши» типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование (обозначение) изделия | Количество (шт.) |
| Трансформаторы тока ТЛО-10 | 18 |
| Трансформаторы тока ТЛП-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-10 | 12 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-10 | 6 |
| Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
| Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М | 7 |
| ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» | 1 |
| Источник частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г (Госреестр РФ №39485-08) | 1 |
| ПО «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
осуществляется по документу МП 63376-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ЛПДС «Чаши». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2015 года.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки», МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки», МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электроэнергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с документом «Методика поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ.» Методика поверки согласована руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- источника частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г - в соответствии с документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 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 со счетчиками АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с Приказом Минпромторга России № 1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ЛПДС «Чаши», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ЛПДС «Чаши»
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.
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 18.11.2024 |
