| Номер в госреестре | 72932-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Приволга" по ЛПДС "Бавлы" |
| Изготовитель | АО "Транснефть - Приволга", г. Самара |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по ЛПДС «Бавлы» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трёхуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счётчики), 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных типа СИКОН С 70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру и устройство синхронизации времени типа УСВ-2 (далее - УСВ-2).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - Рег. №) 39485-08) и программное обеспечение (далее - 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 преобразуют 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.
Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных счетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. 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 ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13), с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую АИИС КУЭ и АИИС КУЭ смежных субъектов в виде xml-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого 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/1Р 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. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через УСВ-2. Время УСПД периодически сличается со временем УСВ-2 (не реже 1 раза в сутки). Синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 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.
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. 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 ПО
| 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 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав
ИК АИИС КУЭ.
| Состав АИИС КУЭ | ||||||||
| ИКр е о Н | Диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. №, обозначение, тип | В С У П С У | Сервер | Вид энергии | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| Кл. т. = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-03 | А | ТЛО-10 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05/УСВ-2 Рег. № 41681-09, СВВ-1Г Рег. № 39485-08 | |||||
| ЛПДС «Бавлы», ЗРУ-6 кВ, яч №2 | Т Т | Кл. т. = 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 29390-05 | В | ТПЛ-10с | HP ProLiant | |||
| 1 | Кл. т. = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-03 | С | ТЛО-10 | BL 460c Gen8, HP | Активная Реактивная | |||
| «Ввод №1» | Н Т | Кл. т. = 0,5 | А | ЗНОЛ.06 | ProLiant | |||
| Ктн = 6000V3/100V3 | В | ЗНОЛ.06 | BL 460c G6 | |||||
| Рег. № 3344-04 | С | ЗНОЛ.06 | ||||||
| Счетчик | Кл. т. = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | СЭТ- 4ТМ.03М | ||||||
| Кл. т. = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-03 | А | ТЛО-10 | ||||||
| ЛПДС «Бавлы», ЗРУ-6 кВ, яч. №9 | Т Т | Кл. т. = 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 29390-05 | В | ТПЛ-10с | HP ProLiant | |||
| 2 | Кл. т. = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 25433-03 | С | ТЛО-10 | BL 460c Gen8, HP | Активная Реактивная | |||
| «Ввод №2» | Н Т | Кл. т. = 0,5 | А | ЗНОЛ.06 | ProLiant | |||
| Ктн = 6000V3/100V3 | В | ЗНОЛ.06 | BL 460c G6 | |||||
| Рег. № 3344-04 | С | ЗНОЛ.06 | ||||||
| Счетчик | Кл. т. = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | СЭТ- 4ТМ.03М.01 | ||||||
-с-
е8
Р0
«А
-В 48
С 91 У3
А
Т
Т
HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6
5
о
-
(N
(N
00
00
(N
Н
Т
№.
.г
е
Р
3
В
В
С
9,
0
U
к Рн О С '
8
Н 68
к
и
ч
т
е
ч
С
ЛПДС «Бавлы», РУ-0,4 кВ, СИКН 232
Кл. т. = 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 47959-11
Кл. т. = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
СЭТ-
4ТМ.03М.08
ТОП-0,66
ТОП-0,66
ТОП-0,66
Активная
Реактивная
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
| Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | ||||||||||||
| Номер ИК | Диапазон тока | Границы основной относительной погрешности ИК, (±5), % | Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % | |||||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,9 | cos с = 0,8 | cos ф = 0,5 | |||||
| 1 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,8 | 2,3 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,4 | 2,9 | 5,5 | |||
| 0,21н1 < ^ < 1н1 | 1,1 | 1,3 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,4 | 1,7 | 3,0 | ||||
| 1н1 < ^ < 1,21н1 | 0,9 | 1,0 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | 2,3 | ||||
| 2 | 0,051н1 < ^ < 0,21н1 | 1,8 | 2,4 | 2,9 | 5,5 | 2,3 | 2,7 | 3,2 | 5,7 | |||
| 0,21н1 < ^ < 1н1 | 1,2 | 1,4 | 1,7 | 3,0 | 1,7 | 1,9 | 2,2 | 3,4 | ||||
| 1н1 < ^ < 1,21н1 | 1,0 | 1,1 | 1,3 | 2,3 | 1,6 | 1,8 | 2,0 | 2,7 | ||||
| 3 | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,7 | 2,4 | 2,8 | 5,3 | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 5,3 | |||
| 0,051н1 < ^ < 0,21н1 | 0,9 | 1,3 | 1,4 | 2,7 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 2,8 | ||||
| 0,21н1 < ^ < 1н1 | 0,7 | 0,9 | 1,0 | 1,8 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,9 | ||||
| 1н1 < ^ < 1,21н1 | 0,7 | 0,9 | 1,0 | 1,8 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,9 | ||||
| М | етрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||||||||
| Номер ИК | Диапазон тока | Границы основной относительной погрешности ИК, (±<5), % | Г отно погрег рабоч эксп | раницы сительной шности ИК в их условиях шуатации, (±5), % | ||||||||
| cos ф = 0,9 (sin ф = 0,44) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,9 (sin ф = 0,44) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | |||||||
| 1 | 0,051н1 < ^ < 0,21н1 | 6,4 | 4,4 | 2,5 | 6,5 | 4,7 | 2,9 | |||||
| 0,21н1 < ^ < 1н1 | 3,5 | 2,4 | 1,5 | 3,8 | 2,8 | 2,1 | ||||||
| 1н1 < ^ < 1,21н1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 3,0 | 2,4 | 1,9 | ||||||
| 2 | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 6,4 | 4,6 | 3,0 | 7,2 | 5,6 | 4,3 | |||||
| 0,21н1 < I1 < Iri | 3,6 | 2,6 | 1,8 | 4,8 | 4,1 | 3,6 | ||||||
| Ie1 < I1 < 1,2Iнl | 2,7 | 2,1 | 1,5 | 4,2 | 3,8 | 3,5 | ||||||
| 3 | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Iнl | 5,4 | 4,8 | 2,6 | 5,6 | 4,6 | 3,0 | |||||
| 0,05Iнl < I1 < 0,2I^ | 2,9 | 2,9 | 1,4 | 3,3 | 2,7 | 2,1 | ||||||
| 0,2Iнl < I1 < Iri | 1,9 | 1,9 | 1,0 | 2,5 | 2,2 | 1,9 | ||||||
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 1,9 | 1,9 | 1,0 | 2,5 | 2,2 | 1,9 | ||||||
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 5 | |||||||||||
Продолжение таблицы 3_
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(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 5 до плюс 35°С для ИК №№ 1-3.
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;_
| Основные технические характеристики ИК приведены в Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК | таблице 4. | |
| Наименование характеристики | Значение | |
| 1 | 2 | |
| Количество измерительных каналов | 3 | |
| Нормальные условия: параметры сети: | ||
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 | |
| - ток, % от 1ном | от 100- до 120 | |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 | |
| температура окружающей среды °C: | ||
| - для счетчиков активной энергии: | от +21 до +25 | |
| - для счетчиков реактивной энергии: | от +21 до +25 | |
| 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 | |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | ||
| - для ТТ и ТН | от -40 до +50 | |
| - для счетчиков | от -40 до +60 | |
| - УСПД | от -10 до +50 | |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.08: | ||
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 | |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | не более | 2 |
| счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М.01: | ||
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 | |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | не более | 2 |
| счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03: | ||
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 | |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | не более | 2 |
| УСПД СИКОН С70: | ||
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 | |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | |
| ССВ-1Г: | ||
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 15000 | |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| 1 | 2 |
| HP ProLiant BL 460c Gen8: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее | 261163 |
| - среднее время восстановления работоспособности tв не более, ч; | 0,5 |
| HP ProLiant BL 460c G6: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности tв не более, ч. | 0,5 |
| Г лубина хранения информации | |
| счётчики электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не более | 113 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- 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:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на электросчетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована)
наносится на титульный лист формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ.
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10с | 2 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 1 |
| УСПД | СИКОН С70 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | |
| Сервер | HP ProLiant BL 460c | |
| Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 053-2018 | 1 |
| Формуляр | ИЦЭ 1271РД-18ЖФО | 1 |
осуществляется по документу МП 053-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по ЛПДС «Бавлы». Методика поверки», утвержденному
ООО «Спецэнергопроект» 14.09.2018 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, СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённая руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации.Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённая руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки. ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-2- по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2, Методика поверки ВЛСТ.237.00.001 И1» утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.2009 г.;
- ССВ-1Г - по документу источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), Рег. № 46656-11;
- термогигрометр CENTER (мод. 315): диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %, Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
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 ЛПДС «Бавлы», аттестованном 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 ЛПДС «Бавлы»
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
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 06.11.2024 |
