Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по НПС "Ростовка"
| Номер в ГРСИ РФ: | 73152-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Транснефть-Дружба", г.Брянск |
| 73152-18: Описание типа СИ | Скачать | 102.8 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по НПС «Ростовка» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 73152-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по НПС "Ростовка" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 502 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть - Дружба", г.Брянск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 73152-18: Описание типа СИ | Скачать | 102.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по НПС «Ростовка» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и 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-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), 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 ЭКОМ -3000 (УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс ( ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (сервер БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматических рабочих местах.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
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 группе точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются из ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (регистрационный номер 54083-13 в Федеральном информационном фонде (рег. №)) 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 ведение реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (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 «Центр сбора и обработки данных» (ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть». 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/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление времени на сервере ИВК. В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г используется резервный. Корректировка часов сервера БД осуществляется при расхождении часов сервера БД и ССВ-1Г на величину не более ±1 мс.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД периодически сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
В случае неисправности, ремонта или поверки УССВ 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ НПС «Ростовка» используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
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 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование точки измерения |
Измерительные компоненты | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД/ УССВ/ Сервер/ ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
И |
ПС «Ростовка» | ||||
|
1 |
ЗРУ-6кВ Др-1 НПС «Ростовка», 1 с.ш. 6кВ, яч.1, Ввод №1 6кВ |
ТЛШ-10-1У3 КТ 0,5S Ктт=2000/5 Рег. № 11077-07 |
ЗНОЛП-6У2 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег.№ 1704914 ССВ-1Г, Рег. № 39485-08/ HP ProLiant ВL460 |
|
2 |
ЗРУ-6кВ Др-1 НПС «Ростовка», 2 с.ш. 6кВ, яч.31, Ввод №2 6кВ |
ТЛШ-10-1У3 КТ 0,5S Ктт=2000/5 Рег. № 11077-07 |
ЗНОЛП-6 У2 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 Рег. №46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-08 | |
|
3 |
ЗРУ-6кВ Др-1 НПС «Ростовка», 1 с.ш. 6кВ, яч.16 |
ТОЛ-10-I КТ 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 47959-11 |
ЗНОЛП-6 У2 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 Рег. №46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 27524-04 | |
|
4 |
ЗРУ-6кВ Др-1 НПС «Ростовка», 2 с.ш. 6кВ, яч.22 |
ТОЛ-10-I КТ 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 47959-11 |
ЗНОЛП-6 У2 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 Рег. №46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 27524-04 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
5 |
ЗРУ-6кВ Др-2 НПС «Ростовка», 1 с.ш. 6кВ, яч.2, Ввод №1 6кВ |
ТЛШ-10-1У3 КТ 0,5S Ктт=2000/5 Рег. № 11077-03 |
НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 Рег. №18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. №1704914 HP ProLiant ВL460/ ССВ-1Г, Рег. № 3948508 |
|
6 |
ЗРУ-6кВ Др-2 НПС «Ростовка», 2 с.ш. 6кВ, яч.19, Ввод №2 6кВ |
ТЛШ-10-1 У3 КТ 0,5S Ктт=2000/5 Рег. № 11077-03 |
НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 Рег. №18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 27524-04 | |
|
7 |
ЗРУ-6кВ Др-2 НПС «Ростовка», 1 с.ш. 6кВ, яч.6 |
ТЛО-10 КТ 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 25433-03 ТПЛ-10-М КТ 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 22192-03 |
НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 Рег. №18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 27524-04 | |
|
8 |
ПС 110/35/6кВ «Ростовка», ОРУ-110кВ, 1 с.ш. 110кВ, Ввод от ВЛ- 110кВ «Ростовка-1» |
TG 145-420 КТ 0,2 Ктт=300/5 Рег. № 15651-96 |
ЗНГА-110 КТ 0,2 Ктн=110000:^3/ 100:^3 Рег. № 60290-15 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-17 | |
|
9 |
ПС 110/35/6кВ «Ростовка», ОРУ-110кВ, 2 с.ш. 110кВ, Ввод от ВЛ-110кВ «Ростовка-2» |
TG 145-420 КТ 0,2 Ктт=300/5 Рег. № 15651-96 |
ЗНГА-110 КТ 0,2 Ктн=110000:^3/ 100:^3 Рег. № 60290-15 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-17 | |
|
10 |
ПС 110/35/6кВ «Ростовка», Ввод 35кВ С-1-Т |
ТВ-35-XV КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 56724-14 |
ЗНОМ-35-65 КТ 0,2 Ктн=35000:^3 /100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-17 | |
|
11 |
ПС 110/35/6кВ «Ростовка», Ввод 35кВ С-2-Т |
ТВ-35-XV КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 56724-14 |
ЗНОМ-35-65 КТ 0,2 Ктн=35000:^3 /100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-17 |
Продолжение таблицы 2
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что АО «Транснефть - Дружба» АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 . Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть - Дружба» АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
|
Номер ИК |
Значение силы тока |
Границы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, % | |||
|
В нормальных условиях эксплуатации |
В рабочих условиях эксплуатации | ||||
|
cosф = 1,0 |
cosф = 0,5 |
cosф = 1,0 |
cosф = 0,5 | ||
|
1, 3, 4, 6, 7 |
1=0,1 "Ih |
±1,0 |
±2,7 |
±1,2 |
±2,8 |
|
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч1 0,2S) |
I=1,0-Ih |
±0,9 |
±2,2 |
±1,1 |
±2,3 |
|
2, 5 |
1=0,1-1н |
±1,0 |
±2,7 |
±1,2 |
±2,8 |
|
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч2 0,2S) |
I=1,0-Ih |
±0,9 |
±2,2 |
±1,1 |
±2,3 |
|
8, 9 |
1=0,1 "Ih |
±0,8 |
±1,7 |
±1,0 |
±1,9 |
|
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч2 0,2S) |
I=1,0-Ih |
±0,5 |
±0,9 |
±0,8 |
±1,3 |
|
10, 11 |
I=0,1 •Ik |
±1,4 |
±4,4 |
±1,6 |
±4,5 |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч2 0,5S) |
I=1,0-Ih |
±0,7 |
±1,9 |
±0,9 |
±2,1 |
|
Сч1 обозначает счетчик СЭТ-4 |
ТМ.03; Сч2 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03М | ||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)
|
Номер ИК |
Значение силы тока |
Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, % | |||
|
В нормальных условиях эксплуатации |
В рабочих условиях эксплуатации | ||||
|
sinф = 0,866 |
simp = 0,6 |
sinф = 0,866 |
simp = 0,6 | ||
|
1, 3, 4, 6, 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч1 0,2S) |
1=0,1 "Ih |
±1,4 |
±2,2 |
±1,8 |
±2,5 |
|
I=1,0-Ih |
±1,2 |
±1,8 |
±1,5 |
±2,1 | |
|
2, 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч2 0,2S) |
I=0,1-Ih |
±1,4 |
±2,2 |
±2,1 |
±2,8 |
|
I=1,0-Ih |
±1,2 |
±1,9 |
±2,0 |
±2,6 | |
|
8, 9 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч2 0,2S) |
I=0,1-Ih |
±1,1 |
±1,5 |
±1,9 |
±2,3 |
|
I=1,0-Ih |
±0,8 |
±1,0 |
±1,7 |
±2,0 | |
|
10, 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч2 0,5S) |
I=0,1-Ih |
±2,1 |
±3,6 |
±2,6 |
±4,0 |
|
I=1,0-Ih |
±1,1 |
±1,6 |
±1,9 |
±2,4 | |
Сч1 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03; Сч2 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03М
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
11 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для ТТ, °С - температура окружающей среды для ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С - температура окружающей среды для УСПД, °С |
от 99 до101 от 100 до 120 0,9 от -45 до +50 от -60 до +60 от +21 до +25 от -30 до +50 |
|
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 |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +50 от -5 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД ЭКОМ-3000: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч ССВ-1Г: - 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 90000 2 100000 2 15000 2 264599 0,5 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - 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 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 эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛШ-10-1У3 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
5 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
1 |
|
Трансформатор тока |
TG 145-420 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-35-XV |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-6У2 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНГА-110 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
5 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
|
Сервер |
HP ProLiant BL460 |
2 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
НС.2018.АСКУЭ.00502 ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».
Основные средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер 33750-07 в Федеральном информационном фонде);
- радиочасы РЧ-011/2 (регистрационный номер 35682-07 в Федеральном
информационном фонде);
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2003 и/или ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- ЭКОМ-3000 - по документу «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки» ПБКМ.421459.007 МП, утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;
- ССВ-1Г - по документу «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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений 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 системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по НПС «Ростовка», аттестат аккредитации ФБУ «Пензенский ЦСМ» № 01.00230-2013 от 17.04.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
