Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности закрытого акционерного общества "Петербургский нефтяной терминал"
| Номер в ГРСИ РФ: | 50234-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Оператор коммерческого учета" (ОКУ), г.С.-Петербург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности закрытого акционерного общества ┌Петербургский нефтяной терминал√ (далее ╞ АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами закрытого акционерного общества ┌Петербургский нефтяной терминал√, сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 50234-12 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности закрытого акционерного общества "Петербургский нефтяной терминал" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 46967 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 438 п. 02 от 25.06.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "Оператор коммерческого учета" (ОКУ), г.С.-Петербург
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МИ 3000-2006 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 50234-12: Описание типа СИ | Скачать | 542.6 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности закрытого акционерного общества «Петербургский нефтяной терминал» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами закрытого акционерного общества «Петербургский нефтяной терминал», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее
3,5 лет;
- обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам РРЭ и ОРЭ (далее внешним организациям);
- предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция показаний часов).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ),
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН),
- вторичные измерительные цепи,
- многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.
2-й уровень - информационно вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД),
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:
- сервер баз данных (сервер БД),
- устройство синхронизации времени (УСВ-2),
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура),
- автоматизированное рабочее место (АРМ).
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. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока и (I) рассчитывает полную мощность S = UI.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности(Р) по периоду основной частоты сигналов.
2 2 0 5
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S - Р ) ’ .
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р и Q на 30-минутных интервалах времени.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по кабелю типа «витая пара» по интерфейсу RS485 поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение полученной информации и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа организациям-участникам розничного рынка электрической энергии к накопленной информации по коммутируемой телефонной линии общего пользования или GSM-сети.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электрической энергии осуществляется от сервера БД по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя устройство синхронизации времени УСВ-2, осуществляющее синхронизацию часов сервера БД (ИВК) по эталонным сигналам точного времени, полученным от системы.
Сервер БД осуществляет коррекцию показаний часов УСПД, коррекция выполняется автоматически при расхождении показаний часов УСПД с часами сервера БД более, чем на ±2 с.
УСПД осуществляет коррекцию показаний часов счетчиков, коррекция выполняется автоматически при расхождении показаний часов счетчиков с часами УСПД более, чем на ±2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков, УСПД и сервера БД. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, УСПД и сервера БД) не превышает ±5 с.
Журналы событий УСПД и счетчиков электрической энергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
Состав измерительных каналов | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
УСПД |
Оборудование ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
РП-10, ввод 1 |
ТОЛ-10-I; 300/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 15128-07; Заводской номер: 12801, 4089, 4157 |
НАМИ-10-95 УХЛ2; 10000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 20186-05; Заводской номер: 1035 |
ЕвроАльфа ЕА02КЬХ-Р2В]Ч-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-05; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-05; Госреестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01078048 |
RTU325L-E2-512-M2-B2; Госреестр СИ № 37288-08; Заводской номер: 005848 каналообразующая аппаратура |
УСВ-2; Госреестр СИ №41681-09; Заводской номер: 2269 |
Сервер БД, каналообразую-щая аппаратура АРМ, ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
2 |
РП-10, ввод 2 |
ТОЛ-10-I; 300/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 15128-07; Заводской номер: 11240, 3194, 3062 |
НАМИ-10-95 УХЛ2; 10000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 20186-05; Заводской номер: 1138 |
ЕвроАльфа ЕА02ИЬХ-Р2ВМ-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =100 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-05; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-05; Госреестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01078049 | |||
|
3 |
РП-10, ТСН-1 |
Т-0,66-М УЗ; 150/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 36382-07; Заводской номер: 982614; Т-0,66 УЗ; 150/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 29482-07; Заводской номер: 982614, 16508, 16584 |
- |
ЕвроАльфа ЕА05КЪХ-Р2ВМ-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-05; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-05; Госреестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01092031 | |||
|
4 |
РП-10, ТСН-2 |
Т-0,66 УЗ; 150/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 29482-07; Заводской номер: 16441, 16544, 16569 |
- |
ЕвроАльфа ЕА05КЪХ-Р2ВМ-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-05; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-05; Госреестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01092032 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
5 |
ТП-38, ввод 1 |
Т-0,66 УЗ; 1000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 29482-07; Заводской номер: 116073, 116068, 116072 |
- |
ЕвроАльфа ЕА05КЪХ-Р2ВМ-4; 1ном (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-05; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-05; Госреестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01201890 |
RTU325L-E2-512-M2-B2; Госреестр СИ № 37288-08; Заводской номер: 005848 каналообразующая аппаратура |
УСВ-2; Госреестр СИ №41681-09; Заводской номер: 2269 |
Сервер БД, каналообразую-щая аппаратура АРМ, ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
6 |
ТП-38, ввод 2 |
Т-0,66 УЗ; 1000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 29482-07; Заводской номер: 116069, 116071, 116070 |
- |
ЕвроАльфа ЕА05RLX-P2ВN-4; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-05; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-05; Госреестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01201891 | |||
|
7 |
КТП-45, ввод 1 |
Т-0,66 УЗ; 1500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 29482-07; Заводской номер: 115899, 115903, 115884 |
- |
ЕвроАльфа ЕА05RLX-P2ВN-4; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-05; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-05; Госреестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01201888 | |||
|
8 |
КТП-45, ввод 2 |
Т-0,66 УЗ; 1500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 29482-07; Заводской номер: 115902, 115885, 115882 |
- |
ЕвроАльфа ЕА05RLX-P2ВN-4; Шом (Ыакс) = 5 (10) А; Шом =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-05; по реактивной - 1,0 ГОСТ Р 52425-05; Госреестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01201889 |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электрической энергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного оборудования, расчет электрической энергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде.
ПО «АльфаЦЕНТР» внесено в Государственный реестр средств измерений РФ в составе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «Альфа ЦЕНТР» под № 44595-10.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений С в соответствии с МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.
Таблица 2
|
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Альфа ЦЕНТР» АС_РЕ_50 |
программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) |
Amrserver.exe |
3.28.6.0 |
24DC80532F6D9391D C47F5DD7AA5DF37 |
MD5 |
|
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Amrc.exe |
3.29.2.0 |
32Е411321911BEAD6 79C83C4A6DF5847 | ||
|
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe |
3.29.2.0 |
24BCC097AE59DE77 C327BF2F4AEC655B | ||
|
драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
3.29.0.0 |
0AD7E99FA26724E65 102E215750C655A | ||
|
библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
2.0.0.0 |
0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c | ||
|
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
Нет данных |
b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
Технические характеристики
Количество ИК коммерческого учета Номинальное напряжение на вводах системы, кВ
8
10;
0,4
300 (ИК 1, ИК 2) 150 (ИК 3, ИК 4) 1000 (ИК 5, ИК 6) 1500 (ИК 7, ИК 8)
(0,95 - 1,05) Ином (0,05 - 1,2) 1ном 0,5 < cosj < 1 от минус 10 до 30
±5
80000
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А
Рабочие условия эксплуатации:
- напряжение, В
- ток, А
- коэффициент мощности, cosj
- температура окружающей среды, °С
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов системы, с
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК АИИС КУЭ (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
Значение cosj |
2%!ном < I < 5%!ном |
5%!ном < I < 20%!ном |
20%!ном < I < 100%!ном |
100%!ном < I < 120%!ном |
|
Активная энергия | ||||||
|
1 2 |
РП-10, ввод 1 РП-10, ввод 2 |
±1,8 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
3 |
РП-10, ТСН-1 | |||||
|
4 |
РП-10, ТСН-2 |
1,0 | ||||
|
5 6 |
ТП-38, ввод 1 ТП-38, ввод 2 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
7 |
КТП-45, ввод 1 | |||||
|
8 |
КТП-45, ввод 2 | |||||
|
1 2 |
РП-10, ввод 1 РП-10, ввод 2 |
±2,7 |
±1,8 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
3 |
РП-10, ТСН-1 | |||||
|
4 |
РП-10, ТСН-2 |
0,8 | ||||
|
5 6 |
ТП-38, ввод 1 ТП-38, ввод 2 |
±3,1 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
7 |
КТП-45, ввод 1 | |||||
|
8 |
КТП-45, ввод 2 | |||||
|
1 2 |
РП-10, ввод 1 РП-10, ввод 2 |
±4,9 |
±3,1 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
3 |
РП-10, ТСН-1 | |||||
|
4 |
РП-10, ТСН-2 |
0,5 | ||||
|
5 6 |
ТП-38, ввод 1 ТП-38, ввод 2 |
±5,2 |
±3,5 |
±2,8 |
±2,8 | |
|
7 |
КТП-45, ввод 1 | |||||
|
8 |
КТП-45, ввод 2 | |||||
|
Реактивная энергия | ||||||
|
1 2 |
РП-10, ввод 1 РП-10, ввод 2 |
±4,4 |
±3,2 |
±2,7 |
±2,7 | |
|
3 |
РП-10, ТСН-1 | |||||
|
4 |
РП-10, ТСН-2 |
0,8 | ||||
|
5 6 |
ТП-38, ввод 1 ТП-38, ввод 2 |
±5,5 |
±4,6 |
±4,2 |
±4,2 | |
|
7 |
КТП-45, ввод 1 | |||||
|
8 |
КТП-45, ввод 2 | |||||
|
1 2 |
РП-10, ввод 1 РП-10, ввод 2 |
±2,9 |
±2,4 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
3 |
РП-10, ТСН-1 | |||||
|
4 |
РП-10, ТСН-2 |
0,5 | ||||
|
5 6 |
ТП-38, ввод 1 ТП-38, ввод 2 |
±4,2 |
±3,9 |
±3,6 |
±3,6 | |
|
7 |
КТП-45, ввод 1 | |||||
|
8 |
КТП-45, ввод 2 | |||||
Примечание:
В качестве характеристик погрешности указаны пределы допускаемой относительной погрешности измерений ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности) при доверительной вероятности 0,95.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, не менее 80000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ для ТОЛ-10-I 4000000 ч, для Т-0,66 100000 ч, для Т-0,66 и Т-0,66 М У3 219000 ч;
- трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ 4400000 ч;
- модем для коммутируемых линий - среднее время наработки на отказ 200000 ч;
- GSM модем - среднее время наработки на отказ, не менее 30000 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ, не менее 100000 ч, средний срок службы 30 лет;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ, не менее 35000 ч;
- Сервер БД - среднее время наработки на отказ, не менее 100000 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания компонентов АИИС КУЭ;
- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
- счетчиками электрической энергии:
о попыток несанкционированного доступа;
о связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных; о коррекции текущих значений времени и даты; о отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; о перерывов питания;
о самодиагностики (с записью результатов);
- УСПД:
о попыток несанкционированного доступа; о связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных; о перезапуска УСПД;
о коррекции текущих значений времени и даты; о перерывов питания;
о самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательных клеммных коробок;
- УСПД;
- сервера БД.
Защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД;
- возможность использования цифровой подписи при передачи данных.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;
- УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания -не менее 5 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
|
Наименование |
Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО) |
Кол-во |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
6 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 М У3 |
1 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
17 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10-95 УХЛ2 |
2 |
|
Счетчики электрической энергии |
ЕА02^Х-Р2Б^4 |
2 |
|
ЕА05 -RLX-P2BN-4 |
6 | |
|
УСПД |
RTU 325L-E2-512-M2-B2 |
1 |
|
УСВ |
УСВ-2 |
1 |
|
Модем |
ZyXEL U-336 E plus |
1 |
|
GSM-модем |
Teleofis RX 100-R COM |
1 |
|
Сервер базы данных |
ПЭВМ (IBM совместимый) |
1 |
|
Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» |
АС РЕ 50 |
1 |
|
Инструкция по формированию и ведению базы данных |
58317473.422231.1008-01.И4 |
1 |
|
Руководство пользователя |
58317473.422231.1008-01.И3 |
1 |
|
Технологическая инструкция |
58317473.422231.1008-01.И2 |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации |
58317473.422231.1008-01.ИЭ |
1 |
|
Методика измерений |
58317473.422231.1008-01.МИ |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
58317473.422231.1008-01.ПС |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2006 «Государственная система обеспечения единства измерений. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
- средства поверки трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа ЕвроАльфа - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- УСПД типа RTU-325L - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005.МП», согласованным с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 15.02.2008 г.;
- УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации системного времени УСВ-2. Методика поверки. ВЛСТ 237.00.001И1», согласованным с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- переносной компьютер с ПО и оптическим преобразователем для работы со счетчиками системы;
- радиочасы МИР-РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе 58317473.422231.1008-01.МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности закрытого акционерного общества «Петербургский нефтяной терминал». Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00208-2012 от 20.02.2012.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ закрытого акционерного общества «Петербургский нефтяной терминал»
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. МИ 3000-2006 «Государственная система обеспечения единства измерений. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
