Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ПАО «Транснефть», сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики электроэнергии класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (24 точки измерений).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70, устройство синхронизации системного времени УСВ-2, каналы связи и каналообразующее оборудование (маршрутизатор) сети передачи данных (СПД).
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, программное обеспечение (далее-ПО) ПК «Энергосфера», а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
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 преобразуются 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы 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 уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Данные по группе 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 ведение реестра субъектов оптового рынка 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» (регистрационный № 54083-13).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, СБД АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВК используются два сервера синхронизации времени ССВ-1Г, входящие в состав центра сбора и обработки данных (далее - 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, 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 устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-2 проводится независимо от расхождения времени.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД
осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с. Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции. Журналы событий УСПД и сервер БД отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции.
В случае неисправности устройства синхронизации времени УСВ-2 синхронизация часов УСПД осуществляется от устройства точного времени уровня ИВК АИИС КУЭ. Сличение времени между устройством точного времени уровня ИВК АИИС КУЭ и УСПД осуществляется при каждом опросе УСПД сервером опроса уровня ИВК АИИС КУЭ.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера»
ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll, версия 1.1.1.1 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав АИИС КУЭ
| Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительных каналов системы |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ЛПДС «Хохлы» |
| 1 | ПС 110/6 кВ «Хохлы Нефть»;КРУН-6 кВ, Ввод №1, яч.№2 | ТЛК-10-4 800/5 Кл.т. 0,5S | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70, УСВ-2 | HP Proliant Series DL-320 |
| 2 | ПС 110/6 кВ «Хохлы Нефть»;КРУН-6 кВ, Ввод №2, яч.№13 | ТЛК-10-4 800/5 Кл.т. 0,5S | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 3 | ЛПДС «Хохлы» КТП-2х630 кВА, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.№6 (Котельная ф.6) | Т-0,66 200/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 4 | ЛПДС «Хохлы» КТП-2х630 кВА, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.№14 (Котельная ф.14) | Т-0,66 200/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | ЛПДС «Хохлы» ТП-320/6 «Промплощадка», 0,4 кВ (Узел связи) | Т-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70, УСВ-2 | HP Proliant Series DL-320 |
| 6 | ЛПДС «Хохлы» ТП-320/6 «Промплощадка», 0,4 кВ (Котельная) | Т-0,66 200/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 7 | ПС 110/6 кВ «Хохлы Нефть»; шкаф СН 0,4 кВ | Т-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 8 | ПС 110/6 кВ «Хохлы Нефть» КРУН 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.№5 | ТЛК-10-4 150/5 Кл.т. 0,5S | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 9 | ПС 110/6 кВ «Хохлы Нефть» КРУН 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.№10 | ТЛК-10-4 150/5 Кл.т. 0,5S | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
| ЛПДС «Георгиевка» |
| 10 | ЛПДС «Г еоргиевка» КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.№6 «Ввод №1» | ТЛМ-10 400/5 Кл.т. 0,5S | НАМИТ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70, УСВ-2 | HP Proliant Series DL-320 |
| 11 | ЛПДС «Г еоргиевка» КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.№25 «Ввод №2» | ТЛМ-10 400/5 Кл.т. 0,5S | НАМИТ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 12 | ЛПДС «Г еоргиевка» КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ТСН №1 0,4 кВ | Т-0,66 150/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 13 | ЛПДС «Г еоргиевка» КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ТСН №2 0,4 кВ | Т-0,66 150/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 14 | ЛПДС «Г еоргиевка» ЩСУ-2 0,4 кВ, 1 секция 0,4 кВ, панель №2 гр.3 | Т-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70, УСВ-2 | HP Proliant Series DL-320 |
| 15 | ЛПДС «Г еоргиевка» ЩСУ-2 0,4 кВ, 2 секция 0,4 кВ, панель №7 гр.1 | Т-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| ЛПДС «Исилькуль» |
| 16 | ЛПДС «Исилькуль» КРУН-6 кВ 1 секция шин 6 кВ яч.№2 | ТЛК-10-4 400/5 Кл.т. 0,5S | ЗНОЛ.0,6-6 6000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70, УСВ-2 | HP Proliant Series DL-320 |
| 17 | ЛПДС «Исилькуль» КРУН-6 кВ 2 секция шин 6 кВ яч.№13 - | ТЛК-10-4 400/5 Кл.т. 0,5S | ЗНОЛ.0,6-6 6000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 18 | ЛПДС «Исилькуль», КРУН-6 кВ, Шкаф ввода и АВР Собств. нужд, 0,4 кВ | Т-0,66 75/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 19 | ЛПДС «Исилькуль», РУ-0,4 кВ ЩС-3, 1 секция 0,4 кВ, Резервный ввод от КТП "5Ю-40" ТМ-160 10/0,4 кВ | ТШ-0,66 300/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 20 | ЛПДС «Исилькуль» ЩС-3 РУ-0,4 кВ, 1 секция 0,4 кВ, ф. QF15, Жил. поселок | Т-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 21 | ЛПДС «Исилькуль» ЩС-3 РУ-0,4 кВ, 2 секция 0,4 кВ, ф. QF24, Котельная №13 | Т-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 22 | ЛПДС «Исилькуль» ЩС №4, 0,4 кВ ОАО «Омскоблво-доканал» | Т-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 23 | ООО «Исилькульская тепловая компания-1» ЩС №4, 0,4 кВ, Подогрев мазута | Т-0,66 100/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70, УСВ-2 | HP Proliant Series DL-320 |
| 24 | ЩУПД №3 0,4 кВ АО «Связьтранснефть», Узел связи | Т-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 |
| 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 Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. 3. Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера однотипных ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности, (±6), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), % |
| 1, 2, 9 - 11 | Активная Реактивная | 1,0 2,6 | 2,7 4,6 |
| 3 - 8 | Активная Реактивная | 0,8 2,2 | 2,0 3,1 |
| 16, 17 | Активная Реактивная | 1,0 2,6 | 2,7 4,2 |
| 18 - 24 | Активная Реактивная | 0,8 2,2 | 1,9 2,5 |
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях в таблице 3 указана для тока 0,02 Ihom, cos9 = 0,8 инд. для точек измерений № 1, 2, 8-11, 16-17, 0,01 Ihom, cos9 = 0,8 инд. для точек измерений № 37, 12-15, 18-24 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии: ЛПДС «Хохлы» и ЛПДС «Георгиевка» от минус 20 до плюс 35 °С; ЛПДС «Исилькуль» от 10 до 35 °С. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 24 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 1 до 120 0,9 от 49,8 до 50,02 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности: - COSф - simp - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Георгиевка», °С - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков ЛПДС «Исилькуль», °С - температура окружающей среды в месте расположения контроллера СИКОН С70, °С - температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 1(2) до 120 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от 49,8 до 50,02 от -40 до +50 от -20 до +35 от +10 до +35 от -20 до +55 от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч к онтроллер СИКОН С70: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч У СВ-2: - 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 Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее к онтроллер СИКОН С70: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, чуток, не менее - при отключении питания, лет, не менее сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний с редств измерений, лет, не менее | 165000 2 70000 2 35000 2 113060 1 114 5 45 5 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллера СИКОН С70
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 контроллера СИКОН С70:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН С70;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- контроллера СИКОН С70;
- сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- контроллера СИКОН С70;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- контроллере СИКОН С70 (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Измерительный трансформатор тока | ТЛК-10-4 | 18 |
| Измерительный трансформатор тока | Т-0,66 | 45 |
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Измерительный трансформатор н тока | ТШ-0,66 | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | ТЛМ-10 | 6 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6 | 4 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 8 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 16 |
| УСПД | СИКОН С70 | 1 |
| Сервер | HP Proliant Series DL-320 | 1 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-2 | |
| ПК «Энергосфера» | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 51859-12 | 1 |
| Паспорт-формуляр | № Г.0.000.12021- УТНП/ГТП-00.000.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 51859-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль». Измерительные каналы. Методика поверки (с Изменением № 1)» утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 06.12.2016 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки ВЛСТ 220.00.000 И1;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 221.00.000МП «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), регистрационный № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С,
цена деления 1°С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016.
Нормативные документы
| ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 7746-2001 ГОСТ 34.601-90 | «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». «Трансформаторы тока. Общие технические условия». «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи- |
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
