Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Дружба" по объекту НП "Брянск"
Номер в ГРСИ РФ: | 69748-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "Транснефть-Дружба", г.Брянск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по объекту НП «Брянск» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 69748-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Дружба" по объекту НП "Брянск" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 03/08 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть - Дружба", г.Брянск
Поверка
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
69748-17: Описание типа СИ | Скачать | 125.2 КБ | |
69748-17: Методика поверки МП 4222-03-3329074523-2017 | Скачать | 663.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по объекту НП «Брянск» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее- ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) по ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 (далее - УСПД), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД), сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), серверы точного времени ССВ-1Г, программное обеспечение (далее -ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВтч. Q, квар^ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на вход УСПД. где осуществляется хранение измерительной информации. ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы. 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.
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 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 имеет систему обеспечения единого времени (далее - 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.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится не реже 1 раза в сутки. Синхронизация часов УСПД с УСВ-2 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 компонентов СОЕВ АИИС КУЭ 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», в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные в таблице 1. 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
ИВК |
УСВ уровня ИВКЭ |
УСВ уровня ИВК | |||||
Основная погрешность, (±) % |
Погрешность в рабочих условиях, (±) % | ||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
1 |
ПС 35 кВ "Фосфоритная", ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, ф.605 |
ТПОЛ-10 Ктт=150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-11 |
НАЛИ-СЭЩ-6 Ктт=6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 38394-08 |
СЭТ-4 ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70, Рег. № 28822-05 |
HP ProLiant ВL460 |
УСВ-2, Рег. № 41681-09 |
ССВ-1Г, Рег. № 39485-08 |
активная реактивная |
1,4 2,1 |
3,4 5,7 |
2 |
НП "Брянск", ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 9, КЛ-6 кВ |
ТЛК-СТ Ктт=50/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58720-14 |
ЗНОЛ-06 Ктт=6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
1,3 1,9 |
3,0 4,7 | ||||
3 |
Реклоузер ПСС-10, ВЛ 6 кВ от ПС 35 кВ "Фосфоритная" 1 с.ш. 6 кВ ф. 605, оп. № 37б |
ТЛО-10 Ктт=50/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Ктт 6000/\3:100/\3 Кл. т. 0,5 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4 ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
1,4 2,1 |
3,4 5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
4 |
Реклоузер ПСС-10, ВЛ 6 кВ от ПС 35 кВ "Фосфоритная" 1 с.ш. 6 кВ ф. 605, оп. № 38г |
ТЛО-10 Ктт=50/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Ктт=6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4 ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70, Рег. № 28822-05 |
HP ProLiant ВL460 |
УСВ-2, Рег. № 41681-09 |
ССВ-1Г, Рег. № 39485-08 |
активная реактивная |
1,4 2,1 |
3,4 5,7 |
5 |
Реклоузер ПСС-10, ВЛ 6 кВ от ПС 35 кВ "Фосфоритная" 1 с.ш. 6 кВ ф. 605, оп. № 38б |
ТЛО-10 Ктт=200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Ктт=6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4 ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
1,4 2,1 |
3,4 5,7 | ||||
6 |
Реклоузер ПСС-10, ВЛ 6 кВ от ПС 35 кВ "Фосфоритная" 1 с.ш. 6 кВ ф. 605, оп. № 44б |
ТЛО-10 Ктт=75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Ктт=6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4 ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
1,4 2,1 |
3,4 5,7 | ||||
7 |
Реклоузер ПСС-10, ВЛ 6 кВ от ПС 35 кВ "Фосфоритная" 1 с.ш. 6 кВ ф. 605, оп. № 50б |
ТЛО-10 Ктт=50/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Ктт 6000/\3:100/\3 Кл. т. 0,5 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4 ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
1,4 2,1 |
3,4 5,7 | ||||
8 |
Реклоузер ПСС-10, ВЛ 6 кВ от ПС 35 кВ "Фосфоритная" 1 с.ш. 6 кВ ф. 605, оп. № 55б |
ТЛО-10 Ктт=50/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ-ЭК-10 Ктт 6000/\3:100/\3 Кл. т. 0,5 Рег. № 47583-11 |
СЭТ-4 ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
1,4 2,1 |
3,4 5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
9 |
НП "Брянск", ЗРУ-6 кВ, шкаф учёта "Горпром-торг" |
- |
- |
ПСЧ- 4 ТМ.05МК.20 Кл. т. 1/2 Рег. № 46634-11 |
СИКОН С70, Рег. № 28822-05 |
HP ProLiant ВL460 |
УСВ-2, Рег. № 41681-09 |
ССВ-1Г, Рег. № 39485-08 |
активная реактивная |
1,1 2,2 |
3,4 6,1 |
10 |
ТП-2 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, шкаф учёта "Связьтранс-нефть" |
- |
- |
ПСЧ-4 ТМ.05МК.20 Кл. т. 1/2 Рег. № 46634-11 |
активная реактивная |
1,1 2,2 |
3,4 6,1 | ||||
11 |
НП "Брянск", ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 21, КЛ-6 кВ |
ТЛК-СТ Ктт=200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58720-14 |
ЗНОЛ-06 Ктт 6000/\3:100/\3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
активная реактивная |
1,3 1,9 |
3,0 4,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 2, УСПД, УСВ-2 на однотипные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном в АО «Транснефть — Дружба» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
4. В таблице 2 в графах 11 и 12, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,8 (мпф=0,6); токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8 (мпф=0,6); токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 5 до плюс 35 °С.
Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
11 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9(sin9) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С - температура окружающей среды для УСПД |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк от -45 до +40 от -40 до +60 от -10 до +50 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 2 70000 2 35000 2 264599 0,5 |
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113,7 10 45 10 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии 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.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы формуляра на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по объекту НП «Брянск» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Трансформатор тока |
ТЛК-СТ |
5 шт. |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
3 шт. |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
18 шт. |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-06 |
3 шт. |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-ЭК-10 |
18 шт. |
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ-6 |
1 шт. |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 шт. |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4 ТМ.03М.01 |
7 шт. |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4 ТМ.05МК.20 |
2 шт. |
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
1 шт. |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 шт. |
Сервер БД |
HP ProLiant BL46O |
1 шт. |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 шт. |
Методика поверки |
МП 4222-03-3329074523-2017 |
1 экз. |
Формуляр |
АСВЭ 169.00.000 ФО |
1 экз. |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-03-3329074523-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по объекту НП «Брянск». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 17.11.2017 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»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/ серверы точного 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 Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-07).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по объекту НП «Брянск» (АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по объекту НП «Брянск») МВИ 4222-03-3329074523-2017, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ» 23.10.2017 г.
Нормативные документы
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