Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть-Восток" по НПС "Тулун"
Номер в ГРСИ РФ: | 73334-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Транснефть - Восток", г.Братск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть-Восток» по НПС «Тулун» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 73334-18 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть-Восток" по НПС "Тулун" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 02/04 |
Производитель / Заявитель
ООО "Транснефть - Восток", г.Братск
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
73334-18: Описание типа СИ | Скачать | 108.8 КБ | |
73334-18: Методика поверки МП 007-17 | Скачать | 2.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть-Восток» по НПС «Тулун» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики) по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-3 на базе GPS-приемника.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».
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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 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.
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 оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и розничного рынка электроэнергии (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» (Регистрационный № 54083-13) с учетом агрегации 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 ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой 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.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем UTC обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-3. Сравнение показаний часов УСПД с УСВ-3 производится не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-3 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Трансфнефть».
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более ±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 используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. ПО 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 ПО ПК «Энергосфера».
Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименова ние измеритель ного канала |
Состав ИК | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ/ИВК | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ПС 110/6 кВ «Тулун», ОРУ-110 кВ, ввод Т1 110 кВ |
ТБМО-110 УХЛ1 100/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С Рег. №23256-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С Рег. №24218-08 НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В, С Рег. №24218-08 |
A1802RLXQV -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №3185711 |
СИКОН С70 Рег. №28822-05 УСВ-3 Рег. №51644-12 ССВ-1Г Рег. №39485-08 HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
2 |
ПС 110/6 кВ «Тулун», ОРУ-110 кВ, ввод Т2 110 кВ |
ТБМО-110 УХЛ1 100/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С Рег. №23256-11 |
A1802RLXQV -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №3185711 | ||
3 |
НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. 27, ТСР №1 ввод 6 кВ |
ТОЛ-10-I 5/5 Кл. т. 0,5S Фазы: А, В, С Рег. №47959-16 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В, С Рег. №35956-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. №3669712 | |
4 |
НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, яч.5, ТСР №2 ввод 6 кВ |
ТОЛ-10-I 5/5 Кл. т. 0,5S Фазы: А, В, С Рег. №47959-16 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В, С Рег. №35956-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. №3669712 | |
5 |
НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. 25 |
ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С Рег. №51623-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В, С Рег. №35956-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. №3669712 |
Продолжение таблицы 2
6 |
НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. 7 |
ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С Рег. №51623-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В, С Рег. №35956-12 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №3669712 |
СИКОН С70 Рег. №28822-05 УСВ-3 Рег. №51644-12 ССВ-1Г Рег. №39485-08 HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
7 |
НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. 2 |
ТОЛ-СЭЩ-10 150/5 Кл. т. 0,5S Фазы: А, В, С Рег. №51623-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В, С Рег. №35956-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. №3669712 | |
8 |
НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. 34 |
ТОЛ-СЭЩ-10 150/5 Кл. т. 0,5S Фазы: А, В, С Рег. №51623-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В, С Рег. №35956-12 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №2752404 | |
9 |
НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. 36 |
ТОЛ-СЭЩ-10 150/5 Кл. т. 0,5S Фазы: А, В, С Рег. №51623-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В, С Рег. №35956-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. №3669712 |
Примечание:
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 Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменение в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±6) % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±6) % |
1 |
2 |
3 |
4 |
1, 2 |
Активная Реактивная |
1,2 2,0 |
1,4 2,4 |
3, 4, 7, 9 |
Активная Реактивная |
2,6 4,5 |
2,8 5,2 |
5 |
Активная Реактивная |
1,7 3,5 |
2,2 4,8 |
6 |
Активная Реактивная |
1,3 2,3 |
1,5 2,8 |
8 |
Активная Реактивная |
2,3 4,4 |
2,5 4,6 |
Примечание: В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№ 1-9 от плюс 17 до плюс 30 °C. |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
9 |
1 |
2 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 5 до 120 0,9 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -40 до +50 от +17 до +30 от +17 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ: УСВ-3 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
120000 2 165000 2 90000 2 264599 0,5 70000 2 45000 2 |
ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - средний срок службы, лет, не менее |
15000 10 |
Продолжение таблицы 4
Глубина хранения информации Электросчетчики: Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сутки, не менее |
1200 |
- при отключении питания, лет, не менее |
30 |
СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
113 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
113 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
УСПД: - график средних мощностей за интервал 30 мин, сутки |
45 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
± 5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
- журнал ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверных шкафов);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервале 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть-Восток» по НПС «Тулун» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформаторы тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
15 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-I |
6 |
Трансформаторы напряжения антирезонансные |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
6 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
1 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Серверы синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
Сервер |
HP ProLiant BL 460c Gen8 |
1 |
HP ProLiant BL 460c G6 |
1 | |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
Методика поверки |
МП-007-17 |
1 |
Паспорт-формуляр |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-007-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть-Восток» по НПС «Тулун». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «МетроСервис» от «24» июля 2018 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 Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденному руководителем
ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр «Ива-6А-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 % до 98 %, дискретность 0,1 %;
- миллитесламетр Ш1-15У: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 199,9 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть-Восток» по НПС «Тулун», аттестованной ООО «Метросервис», аттестат об аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
Нормативные документы
ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть-Восток» по НПС «Тулун»
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