Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Приволга" по объекту НПС "Тингута"
| Номер в ГРСИ РФ: | 69163-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Транснефть - Приволга", г.Самара |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НПС «Тингута» (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 | 69163-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Приволга" по объекту НПС "Тингута" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 54 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть - Приволга", г.Самара
Поверка
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 69163-17: Описание типа СИ | Скачать | 121.9 КБ | |
| 69163-17: Методика поверки МП 206.1-264-2017 | Скачать | 7.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НПС «Тингута» (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 (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С 70 и устройство синхронизации времени УСВ-2.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 39485-08) и программное обеспечение (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. 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 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 электрической энергии и мощности 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» (Рег. № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ 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 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. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации времени 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.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.
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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
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 |
не ниже 7.1 |
Продолжение таблицы 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 и 4 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Состав АИИС КУЭ |
Вид энергии | |||||
|
Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег.№ СИ, обозначение, тип |
УСПД |
Сервер | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
1 |
НПС «Тингута» КРУН-6 кВ, 1 с.ш., яч.№6, Ввод №1 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 2000/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
СИКОН С70 Рег. № 28800-05 |
HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
активная реактивная |
|
В |
ТЛО-10 | |||||||
|
С |
ТЛО-10 | |||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 33044-06 |
А |
ЗНОЛ | |||||
|
В |
ЗНОЛ | |||||||
|
С |
ЗНОЛ | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
|
2 |
НПС «Тингута» КРУН-6 кВ, 2 с.ш., яч.№25, Ввод №2 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 2000/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
активная реактивная | ||
|
В |
ТЛО-10 | |||||||
|
С |
ТЛО-10 | |||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 33044-06 |
А |
ЗНОЛ | |||||
|
В |
ЗНОЛ | |||||||
|
С |
ЗНОЛ | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
3 |
НПС «Тингута» КРУН-6 кВ, 1 с.ш., яч.№4, ТСН №1 0,4 кВ |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 15174-01 |
А |
ТОП-0,66 |
Сикон С70 Рег.№ 28800-05 |
HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
активная реактивная |
|
В |
ТОП-0,66 | |||||||
|
С |
ТОП-0,66 | |||||||
|
ТН |
- |
А |
- | |||||
|
В |
- | |||||||
|
С |
- | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||||
|
4 |
НПС «Тингута» КРУН-6 кВ, 2 с.ш., яч.№27, ТСН №2 0,4 кВ |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 15174-01 |
А |
ТОП-0,66 |
активная реактивная | ||
|
В |
ТОП-0,66 | |||||||
|
С |
ТОП-0,66 | |||||||
|
ТН |
- |
А |
- | |||||
|
В |
- | |||||||
|
С |
- | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||||
|
5 |
НПС «Тингута» КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №3 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 800/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
активная реактивная | ||
|
В |
ТЛО-10 | |||||||
|
С |
ТЛО-10 | |||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 33044-06 |
А |
ЗНОЛ | |||||
|
В |
ЗНОЛ | |||||||
|
С |
ЗНОЛ | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 | |||
|
6 |
НПС «Тингута» КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №28 |
н н |
Kt = 0,5S Ктт = 800/5 Per. №25433-11 |
А | |
|
В | |||||
|
С | |||||
|
К н |
Кт= 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Per. № 33044-06 |
А | |||
|
В | |||||
|
С | |||||
|
Счетчик |
Kt = 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | ||||
|
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ТЛО-10 |
Сикон С70 Per. № 28800-05 |
HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
активная реактивная |
|
ТЛО-10 | |||
|
ТЛО-10 | |||
|
знол | |||
|
знол | |||
|
знол | |||
|
СЭТ-4ТМ.03М |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК (± д), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||||
|
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 |
|
1,2,5,6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5 |
0,01(0,02)IH1 < I1 < 0,051н1 |
1,82 |
2,88 |
5,42 |
1,91 |
2,94 |
5,45 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,06 |
1,66 |
2,96 |
1,20 |
1,77 |
3,03 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,86 |
1,25 |
2,18 |
1,03 |
1,38 |
2,27 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,86 |
1,24 |
2,18 |
1,03 |
1,38 |
2,27 | |
|
3, 4 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S/0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,73 |
2,78 |
5,28 |
1,83 |
2,85 |
5,31 |
|
0,05 1н1 < I1 < 0,2 1н1 |
0,90 |
1,49 |
2,69 |
1,07 |
1,61 |
2,76 | |
|
0,2 1н1 < I1 < 1н1 |
0,66 |
1,01 |
1,80 |
0,88 |
1,18 |
1,90 | |
|
IE1 < I1 < 1,2 1н1 |
0,66 |
1,01 |
1,80 |
0,88 |
1,18 |
1,90 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК (± д), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % | ||||
|
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 |
|
1,2,5,6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
4,44 |
2,68 |
4,58 |
2,92 |
|
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,58 |
1,76 |
2,82 |
2,11 | |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,87 |
1,25 |
2,19 |
1,70 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,87 |
1,25 |
2,19 |
1,70 | |
|
3,4 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S/0,5) |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
4,32 |
2,60 |
4,47 |
2,84 |
|
0,05 1н1 < I1 < 0,2 1н1 |
2,38 |
1,63 |
2,64 |
2,00 | |
|
0,2 1н1 < I1 < 1н1 |
1,57 |
1,06 |
1,94 |
1,57 | |
|
1н1 < I1 < 1,2 1н1 |
1,57 |
1,06 |
1,94 |
1,57 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%,
а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф<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 7746-2015, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2015, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ 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, УСПД, УСВ-2 на однотипные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном в АО «Транснефть - Приволга» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
6 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,8 |
|
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 -60 до +35 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
|
- УСПД |
от -10 до +50 |
|
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД СИКОН С70: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч |
88000 |
|
ССВ-1Г: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч |
15000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
HP ProLiant BL 460c Gen8: - среднее время наработки на отказ, ч |
261163 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч HP ProLiant BL 460c G6: |
0,5 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч |
264599 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
0,5 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
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 |
Примечание:
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).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Формуляра ИЦЭ 1253РД-17.00.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НПС «Тингута» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Кол-во, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ |
6 |
|
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
2 |
Продолжение таблицы 6
|
Наименование |
Обозначение |
Кол-во, шт. |
|
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
|
УСПД |
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 206.1-264-2017 |
1 |
|
Формуляр |
ИЦЭ 1253РД-17.00.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-264-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НПС «Тингута». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 29 сентября 2017 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 ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М,СЭТ-4ТМ.02М Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые
индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы GlobalPositioningSystem (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство 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 - Приволга» по объекту НПС «Тингута», 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
