Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по объекту ЛПДС "Никулино"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66605-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Инженерный центр "Энергия", г.Иваново |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по объекту ЛПДС «Никулино» (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 документови передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66605-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по объекту ЛПДС "Никулино" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 52 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИЦ "Энергия", г.Иваново
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 05.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 66605-17: Описание типа СИ | Скачать | 119.2 КБ | |
| 66605-17: Методика поверки МП 206.1-248-2016 | Скачать | 5.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по объекту ЛПДС «Никулино» (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 документови передачи полученной информации.
Описание
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), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и 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) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) СИКОН С 70, устройство синхронизации времени УСВ-2 и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД), обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных и сервер синхронизации времени ССВ-1Г.
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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), 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. 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 ПАО «Транснефть» (Госреестр № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему 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 оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая 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 УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится непрерывно, 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.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО "Энергосфера" версии 7.1. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1. ПО "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 "Энергосфера".
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
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 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Состав АИИС КУЭ |
Вид энергии | |||||
|
Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № СИ, Обозначение, тип |
Зав. номер |
УСПД | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
1 |
ЛПДС Никулино ЗРУ-6 кВ, Ввод от Т1, яч. №9 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 1500/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
15-35314 |
СИКОН С70, Рег. номер № 06836 |
Активная Реактивная |
|
В |
ТЛО-10 |
15-35315 | ||||||
|
С |
ТЛО-10 |
15-35316 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ.06.4-6 |
5001713 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.06.4-6 |
5001714 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06.4-6 |
5001712 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0804151156 | |||||
|
2 |
ЛПДС Никулино ЗРУ-6 кВ, Ввод от Т2, яч. №10 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
15-35311 |
Активная Реактивная | |
|
В |
ТЛО-10 |
15-35312 | ||||||
|
С |
ТЛО-10 |
15-35313 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ.06.4-6 |
5001709 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.06.4-6 |
5001710 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06.4-6 |
5001711 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0804151638 | |||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
3 |
ЛПДС Никулино ЗРУ-6 кВ, яч. №4, «Жилпоселок» КТП-250, Т3 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 50/5 Рег. № 47959-11 |
А |
ТОЛ-10-1-7 |
8247 |
Активная Реактивная | |
|
В |
ТОЛ-10-1-7 |
8245 | ||||||
|
С |
ТОЛ-10-1-7 |
8246 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 46738-11- |
А |
ЗНОЛ.06.4-6 |
5001709 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.06.4-6 |
5001710 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06.4-6 |
5001711 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
0804152009 | |||||
|
4 |
ЛПДС Никулино ЗРУ-6 кВ, ТСН-2 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 51516-12 |
А |
Т-0,66 |
000283 |
СИКОН С70, Рег. номер № 06836 |
Активная Реактивная |
|
В |
Т-0,66 |
000282 | ||||||
|
С |
Т-0,66 |
000271 | ||||||
|
ТН |
- |
А |
- |
- | ||||
|
В |
- |
- | ||||||
|
С |
- |
- | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
0812124324 | |||||
|
5 |
ЛПДС Никулино ЗРУ-6 кВ, ТСН-1 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 51516-12 |
А |
Т-0,66 |
000259 |
Активная Реактивная | |
|
В |
Т-0,66 |
000256 | ||||||
|
С |
Т-0,66 |
000257 | ||||||
|
ТН |
- |
А |
- |
- | ||||
|
В |
- |
- | ||||||
|
С |
- |
- | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
0812124296 | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 - 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5 |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
1,9 |
2,9 |
5,5 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,1 |
1,7 |
2,9 |
1,2 |
1,8 |
3,0 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
|
4 - 5 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S/0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,7 |
2,8 |
5,3 |
1,8 |
2,8 |
5,3 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,9 |
1,5 |
2,7 |
1,1 |
1,6 |
2,8 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,7 |
1,0 |
1,8 |
0,9 |
1,2 |
1,9 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,7 |
1,0 |
1,8 |
0,9 |
1,2 |
1,9 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±3), % | ||||
|
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
4,4 |
2,7 |
4,6 |
2,9 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,6 |
1,8 |
2,8 |
2,1 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,9 |
1,3 |
2,2 |
1,7 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,9 |
1,3 |
2,2 |
1,7 | |
|
4 - 5 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S/0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
4,3 |
2,6 |
4,5 |
2,8 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,4 |
1,6 |
2,6 |
2,0 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,6 |
1,1 |
2,0 |
1,6 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,6 |
1,1 |
2,0 |
1,6 | |
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%.
2. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 17 до плюс 30°С.
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.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
19 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100- до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,87 |
|
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 |
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 -45 до +50 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
|
- УСПД |
от -10 до +50 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не |
2 |
|
более 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 |
48 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
256554 0,5 |
|
Глубина хранения информации счётчики электрической энергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, суток, не более ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
113,7 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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113,7 суток;
- 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 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по объекту ЛПДС «Никулино» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по объекту ЛПДС «Никулино»__________________________________________
|
Наименование |
Кол-во, шт. |
|
Трансформатор тока ТЛО-10 |
6 |
|
Трансформатор тока Т-0,66 |
6 |
|
Трансформатор тока ТОЛ-10-1-7 |
3 |
|
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06.4-6 |
6 |
|
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
|
УСПД типа СИКОН С70 |
1 |
|
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г |
2 |
|
Устройство синхронизации времени УСВ-2 |
1 |
|
Сервер с программным обеспечением ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Методика поверки МП 206.1-248-2016 |
1 |
|
Паспорт-формуляр ИЦЭ 1251РД-15.00. ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-248-2016 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по объекту ЛПДС «Никулино». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 5 декабря 2016 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/^3... 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- в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии 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 2012г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки. ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.; .
- ССВ-1Г - в соответствии с документом «Источники частоты и времени серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 , дискретность 0,1 ; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
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-Дружба» по объекту ЛПДС «Никулино», аттестованной ФБУ «Ивановский ЦСМ» (аттестат об аккредитации № 01.00259-2013 от 24.12.2013 г.).
Нормативные документы
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».
Смотрите также
