| Номер в госреестре | 72867-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" (АО "Куйбышевский НПЗ") |
| Изготовитель | ООО "РН-Энерго", г. Москва |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «Куйбышевский НПЗ») (далее по тексту
- АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую многофункциональную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационный комплекс, включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (Счетчики) и вторичные измерительные цепи.
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе сервера HP Proliant DL360 Gen9 с установленным серверным программным обеспечением ПО «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10 (рег. № 41681-10), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности;
- предоставление дистанционного доступа к результатам и средствам измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и мощности;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Первичные токи и напряжение преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы сервера ИВК осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредством локальной вычислительной сети предприятия (счетчик -каналообразующая аппаратура - сервер ИВК) и/или сотовой GSM связи.
На верхнем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети предприятия.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате ХМЬ. Файл с результатами измерений в формате XML по электронной почте автоматически направляется на почтовый сервер энергосбытовой организации ООО «РН-Энерго». На сервере ООО «РН-Энерго» файл с результатами измерений в формате ХМL подписывается электронно-цифровой подписью ООО «РН-Энерго» и направляется в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УСВ-2 происходит 1 раз в 30 минут. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером ИВК.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и сервера ИВК.
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков и ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР».
Идентификационные данные ПО АИИС КУЭ указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Другие идентификационные данные | ac_metrology.dll |
Границы интервалов допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав измерительных каналов | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Сервер | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 35 кВ ГПП-1 КНПЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 1 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 32139-11 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 55024-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | HP Proliant DL360 Gen9 |
| 2 | ПС 35 кВ ГПП-1 КНПЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 17 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 32139-11 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 55024-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 3 | ПС 35 кВ ГПП-1 КНПЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 24, КЛ-6 кВ ф. 2 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 32139-11 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 55024-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 | ПС 35 кВ ГПП-1 КНПЗ, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. 37, КЛ-6 кВ ф. 5 | ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 32139-11 | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 55024-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | HP Proliant DL360 Gen9 |
| 5 | ПС 110 кВ ГПП-2 КНПЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. ввод № 1 Т-1 | ТЛШ-10 кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 11077-07 | НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 18178-99 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 6 | ПС 110 кВ ГПП-2 КНПЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. ввод № 2 Т-2 | ТЛШ-10 кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 11077-07 | НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 18178-99 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 7 | ПС 110 кВ ГПП-2 КНПЗ, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. ввод № 3 Т-1 | ТЛШ-10 кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 11077-07 | НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 18178-99 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 8 | ПС 110 кВ ГПП-2 КНПЗ, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. ввод № 4 Т-2 | ТЛШ-10 кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 11077-07 | НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 18178-99 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 9 | ПС 110 кВ ГПП-3 КНПЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. ввод № 1 Т-1 | ТЛШ-10 кл.т 0,5S Ктт = 2000/5 рег. № 11077-07 | НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 18178-99 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 10 | ПС 110 кВ ГПП-3 КНПЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. ввод № 2 Т-2 | ТЛШ-10 кл.т 0,5S Ктт = 2000/5 рег. № 11077-07 | НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 18178-99 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 11 | ПС 110 кВ ГПП-3 КНПЗ, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. ввод № 3 Т-1 | ТЛШ-10 кл.т 0,5S Ктт = 2000/5 рег. № 11077-07 | НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 18178-99 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 12 | ПС 110 кВ ГПП-3 КНПЗ, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. ввод № 4 Т-2 | ТЛШ-10 кл.т 0,5S Ктт = 2000/5 рег. № 11077-07 | НАМИТ-10-2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 18178-99 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 13 | ТП-36 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ СВГК | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | HP Proliant DL360 Gen9 |
| 14 | ТП-39 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ СВГК | ТТН-Ш кл.т 0,5S Ктт = 10/5 рег. № 58465-14 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 15 | ТП-43 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ СВГК | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 16 | ТП-58 6 кВ, РУ-0,4 кВ Реагентное хозяйство, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ Швейник | ТШП-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 57102-14 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 17 | ТП-58 6 кВ, РУ-0,4 кВ Реагентное хозяйство, ШС-1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ СКЗ СВГК | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 | |
| 18 | ТП-101 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ШС-1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ Транснефть - Дружба | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 64450-16 |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 “/с» | 5100 %■, | ||
| 1-1(2)% £ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | % % 0 0 I1 V м 1 VI % 0 2 I | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2, 5 - 12 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,8 | ±3,0 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,5 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,6 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 3, 4 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 | |
| 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 | ||
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | ||
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | ||
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,6 | ||
| 14, 16 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S) | 1,0 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,9 | ±2,5 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,5 | ||
| 0,8 | ±2,9 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 | ||
| 0,7 | ±3,4 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 | ||
| 0,5 | ±4,9 | ±3,1 | ±2,3 | ±2,3 | ||
| 13, 15, 17, 18 (Сч. 0,5S) | 1,0 | ±1,6 | ±1,3 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,9 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,3 | ±1,3 | ||
| 0,8 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,4 | ||
| 0,7 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 | ||
| 0,5 | ±1,7 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 | ||
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой с при измерении реактивной элек условиях эксплуатации АИИС К вероятности, | угносительной погрешности ИК трической энергии в рабочих УЭ (8), %, при доверительной равной 0,95 | |||
| 81(2)%, | 85 %, | 820 %, | 8100 %, | |||
| I1(2)% £ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | % % 0 0 I1 < м 1 VI % 0 2 I | 1100 %£1изм£1120% | |||
| 1, 2, 5 - 12 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,6 | ±4,9 | ±4,1 | ±4,1 | |
| 0,8 | ±5,1 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,7 | ||
| 0,7 | ±4,5 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,5 | ||
| 0,5 | ±4,0 | ±3,7 | ±3,3 | ±3,3 | ||
| 3, 4, (Сч. 1,0; Тт 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 | |
| 0,8 | - | ±5,5 | ±4,0 | ±3,7 | ||
| 0,7 | - | ±4,8 | ±3,7 | ±3,5 | ||
| 0,5 | - | ±4,2 | ±3,4 | ±3,3 | ||
| 14, 16 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S) | 0,9 | ±6,4 | ±4,7 | ±3,9 | ±3,9 | |
| 0,8 | ±5,0 | ±4,0 | ±3,5 | ±3,5 | ||
| 0,7 | ±4,5 | ±3,8 | ±3,4 | ±3,4 | ||
| 0,5 | ±4,0 | ±3,6 | ±3,3 | ±3,3 | ||
| 13, 15, 17, 18 (Сч. 1,0) | 0,9 | ±3,5 | ±3,5 | ±3,3 | ±3,3 | |
| 0,8 | ±3,5 | ±3,5 | ±3,2 | ±3,2 | ||
| 0,7 | ±3,4 | ±3,4 | ±3,2 | ±3,2 | ||
| 0,5 | ±3,4 | ±3,4 | ±3,2 | ±3,2 | ||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ, с | ±5 | |||||
Примечания:
1 Погрешность измерений электрической энергии 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
3 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленный в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия применения: параметры сети: - напряжение, % от Ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos ф - частота, Гц температура окружающей среды, °С - для счетчиков активной и реактивной энергии, | от 99 до 101 от 1 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos ф, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН - для счетчиков магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 1 до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +10 до +30 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК: - средняя наработка до отказа, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2 |
| Глубина хранения информации: счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 113 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты - параметрирования, пропадания напряжения, коррекции шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 11 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 24 |
| Трансформатор тока | ТТН-Ш | 3 |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6-1 | 9 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 8 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 18 |
| ПО (комплект) | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Формуляр | 72122884.4252103.17-0546. ФО | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-3590-550-2018 | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-3590-550-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «Куйбышевский НПЗ»). Методика поверки, утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 27.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- прибор комбинированный Testo 622, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53505-13.
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «Куйбышевский НПЗ»). Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 2364/550-RA.RU.311703-2018 от
27.06.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «Куйбышевский НПЗ»)
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
