Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Орскнефтеоргсинтез". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Орскнефтеоргсинтез"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Орскнефтеоргсинтез» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, 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-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и 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 (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД) с встроенным GPS модулем (устройством синхронизации времени (далее - УСВ)), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПАО «Орскнефтеоргсинтез», включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», каналообразующую аппаратуру и АРМ субъекта оптового рынка.

Первичные 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 (время интегрирования от 0,2 до 5 секунд) в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и реактивной 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 вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, а также дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка. АРМ субъекта оптового рынка раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet с использованием ЭП по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ в составе УСПД на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±1 с. Часы сервера БД синхронизируются от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится раз в 6 часов при расхождении часов сервера БД и УСПД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 6.4, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. 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».

Таблица 1 - Метрологические 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

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

К

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование

объекта

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Вид

электро

энергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ЦРП-1А 10/6 кВ,

Т0Л-НТЗ-10 УХЛ2

ЗН0ЛПМИ-10УХЛ2

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

±0,6

±1,5

1

РУ-10 кВ,

1 с.ш. 10 кВ, яч.31

Кл. т. 0,2S 1500/5

Кл. т. 0,2 10000/V3:100/V3

реактивная

±1,3

±2,9

ЦРП-1А 10/6 кВ,

Т0Л-НТЗ-10 УХЛ2

ЗН0ЛПМИ-10УХЛ2

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

±0,6

±1,5

2

РУ-10 кВ,

2 с.ш. 10 кВ, яч.30

Кл. т. 0,2S 1500/5

Кл. т. 0,2 10000/V3:100/V3

реактивная

±1,3

±2,9

3

ЦРП-2 10 кВ, РУ-10 кВ,

ТПОФ

Кл. т. 0,5

Н0М-10 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

±1,1

±3,0

1 с.ш. 10 кВ, яч.13

750/5

10000/100

реактивная

±2,7

±4,9

4

ЦРП-3 10/6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ,

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

±1,1

±3,0

яч.8

1500/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,9

ЦРП-3 10/6 кВ,

ТП0Л-10

НАМИТ-10-2 УХЛ2

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

±1,1

±3,0

5

РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ,

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

яч.11

1500/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,9

ЦРП-3 10/6 кВ,

ТВЛМ-10

НТМИ-10

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

±1,1

±3,0

6

РУ-10 кВ,

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

1 с.ш. 10 кВ, яч.9

600/5

10000/100

реактивная

±2,7

±4,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

ЦРП-3 10/6 кВ, РУ-10 кВ,

2 с.ш. 10 кВ, яч.12

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5

ЗНОЛП-10У2 Кл. т. 0,5 10000/V3:100/V3

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,9

8

ПС 110 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т1

TG145N УХЛ1 Кл. т. 0,5S 300/5

CPB 123 Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,9

9

ПС 110 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т2

TG145N УХЛ1 Кл. т. 0,5S 300/5

CPB 123 Кл. т. 0,5 110000/^3:100/^3

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,9

10

ПС 110 кВ НПЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.3

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 40/5

НОЛ.08-6 У2 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,9

11

ТП-16 10/6 кВ, ЗРУ-10 кВ,

2 с.ш. 10 кВ, яч.2

ТПК-10 УЗ Кл. т. 0,5 30/5

НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,9

12

КВЛ-6 кВ ф.5 ТП-10 на ТП-37, ТП-58 с отпайками, Предпоследняя опора, ЛМВ-1

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 100/5

НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,9

13

ТП-50 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

1 с.ш. 0,4 кВ, яч.4

Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 400/5

-

СЭТ-4ТМ.02М.10 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,8

14

ТП-50 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,

2 с.ш. 0,4 кВ, яч.1

Т-0,66 УЗ Кл. т. 0,5 400/5

-

СЭТ-4ТМ.02М.10 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,8

15

КП-2, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.30

ТПК-10УЗ Кл. т. 0,5 300/5

НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

16

ГПП Мехзавод 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.3

ТПЛ-10с УЗ Кл. т. 0,5 400/5

НАМИТ-10-1 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,9

17

ЦРП-3 10/6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.17

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,9

18

ПС 110 кВ НПЗ-2, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т1

ТОГФ-1ЮШ-УХЛ1 Кл. т. 0,2S 400/5

ЗНОГ-1ЮШ-У1 Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,9

19

ПС 110 кВ НПЗ-2, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т2

ТОГФ-1ЮШ-УХЛ1 Кл. т. 0,2S 400/5

ЗНОГ-1ЮШ-У1 Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,9

20

ПС 110 кВ НПЗ-2, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5

ТОЛ-НТЗ-10-11-УХЛ2 Кл. т. 0,2S 75/5

НАЛИ-НТЗ-6-07 Кл. т. 0,2 6000/100

СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл. т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-

3000

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,9

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

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.    Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 20 от минус 10 до плюс 40 °C.

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипные утвержденного типа. Допускается замена сервера и каналообразующего оборудования на аналогичное. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

20

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности СОБф

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8

- частота, Гц

емк.

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, С

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения сервера

от -40 до +65

и УСПД, оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.02 (Рег. № 36697-08)

140000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.02 (Рег. № 36697-12)

165000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.10

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД ЭКОМ-3000

75000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее:

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.02 (Рег. № 36697-08)

113

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.02М.02 (Рег. № 36697-12)

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее Сервер:

10

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 по основному или резервному каналу 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;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    журнал сервера БД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике, УСПД и сервере БД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком и УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Орскнефтеоргсинтез» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Наименование

Тип

Рег №

Количество,

шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-10 УХЛ2

51679-12

6

Трансформатор тока

ТПОФ

518-50

3

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

1261-02

6

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

1856-63

6

Трансформатор тока

Т-0,66 УЗ

17551-03

6

Трансформатор тока

TG145N УХЛ1

30489-09

6

Трансформатор тока

ТПК-10 УЗ

22944-02

6

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М У2

22192-03

5

Трансформатор тока

ТПЛ-10с УЗ

29390-05

3

Трансформатор тока

ТОГФ-1ЮШ-УХЛ1

61432-15

6

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-10-11-УХЛ2

51679-12

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛПМИ-10УХЛ2

46738-11

6

Трансформатор напряжения

НОМ-10

363-49

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2 УХЛ2

16687-02

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-10

831-53

1

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-10У2

23544-07

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-10У2

46738-11

1

Трансформатор напряжения

CPB 123

15853-06

6

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-1 УХЛ2

16687-02

4

Трансформатор напряжения

НОЛ.08-6 У2

3345-09

3

Трансформатор напряжения

ЗНОГ-1Ю-Ш-У1

61431-15

6

Трансформатор напряжения

НАЛИ-НТЗ-6-07

59814-15

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02М.02

36697-12

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02М.02

36697-08

13

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02М.10

36697-08

2

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

17049-09

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

-

1

Сервер БД

HP Proliant ML350 G3

-

1

Методика поверки

МП 206.1-059-2018

-

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.427 ПФ

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-059-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Орскнефтеоргсинтез». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 22.02.2018 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 без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.02 - 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.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.02 - 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» декабря 2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.10 - 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» декабря 2007 г.;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

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) оттиском клейма поверителя.

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 «Орскнефтеоргсинтез», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Орскнефтеоргсинтез»

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

Развернуть полное описание