|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по НПС "Ростовка" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "Транснефть - Дружба", г.Брянск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 383 |
| 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 (далее – ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД) ЭКОМ-3000 со встроенным источником точного времени ГЛОНАСС/GPS и каналообразующую аппаратуру.
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 (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее – 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 группам точек поставки в организации-участники ОРЭМ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» - 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 сПриложением 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.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 с.
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, 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 используется ПО ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть содержится в модуле, указанном 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 – 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 | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов (далее - ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование точки измерения | Измерительные компоненты | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | НПС «Ростовка» | | 1 | ЗРУ-6кВ Др-1
НПС «Ростовка»,
1 с.ш. 6кВ, яч.1,
Ввод №1 6кВ | ТЛШ-10-1
Кл. т. 0,5S
Ктт 2000/5
Рег. № 47957-11 | ЗНОЛП-6У2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000
Рег.
№17049-14/
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-10-1
Кл. т. 0,5S
Ктт 2000/5
Рег. № 47957-11 | ЗНОЛП-6У2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | 3 | ЗРУ-6кВ Др-1
НПС «Ростовка»,
1 с.ш. 6кВ, яч.16 | ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 47959-11 | ЗНОЛП-6У2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 4 | ЗРУ-6кВ Др-1
НПС «Ростовка»,
2 с.ш. 6кВ, яч.22 | ТОЛ-10-I
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 47959-11 | ЗНОЛП-6У2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000
Рег.
№17049-14/
ССВ-1Г,
Рег.
№ 39485-08/
HP ProLiant ВL460 | | 5 | ЗРУ-6кВ Др-2
НПС «Ростовка»,
1 с.ш. 6кВ, яч.2,
Ввод №1 6кВ | ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 2000/5
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6У2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03M
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | 6 | ЗРУ-6кВ Др-2
НПС «Ростовка»,
2 с.ш. 6кВ, яч.19,
Ввод №2 6кВ | ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 2000/5
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6У2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 | | 7 | ЗРУ-6кВ Др-2
НПС «Ростовка»,
1 с.ш. 6кВ, яч.6 | ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6У2
Кл. т. 0,5
Ктн 6000/√3:100/√3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | 8 | ПС 110/35/6кВ «Ростовка»,
ОРУ-110кВ,
1 с.ш. 110кВ,
Ввод от ВЛ-110кВ «Ростовка-1» | TG 145-420
Кл. т. 0,2
Ктт 300/5
Рег. № 15651-96 | ЗНГА-1-110-II-У1
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3:100/√3
Рег. № 60290-15 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 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
Кл. т. 0,2
Ктт 300/5
Рег. № 15651-96 | ЗНГА-1-110-II-У1
Кл. т. 0,2
Ктн 110000/√3:100/√3
Рег. № 60290-15 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | 10 | ПС 110/35/6кВ «Ростовка»,
Ввод 35кВ
С-1-Т | ТВ-35-XV
Кл. т. 0,5
Ктт 400/5
Рег. № 56724-14 | ЗНОМ-35-65
Кл. т. 0,5
Ктн 35000/√3:100/√3
Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | 11 | ПС 110/35/6кВ «Ростовка»,
Ввод 35кВ
С-2-Т | ТВ-35-XV
Кл. т. 0,5
Ктт 400/5
Рег. № 56724-14 | ЗНОМ-35-65
Кл. т. 0,5
Ктн 35000/√3:100/√3
Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 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. | | Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности,
(±), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±),% | | 1, 3, 4, 6 | Активная | 1,1 | 3,0 | | 2, 5, 7 | Активная | 1,1 | 3,0 | | 8, 9 | Активная | 0,6 | 1,4 | | 10, 11 | Активная | 1,1 | 3,0 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | | Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos( = 0,8 инд I=0,02(0,05)·Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 11 от 0 до плюс 40 °C. |
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности,
(±), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±),% | | 1, 3, 4, 6 | Активная | 1,1 | 3,0 | | 2, 5, 7 | Активная | 1,1 | 3,0 | | 8, 9 | Активная | 0,6 | 1,4 | | 10, 11 | Активная | 1,1 | 3,0 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | | Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos( = 0,8 инд I=0,02(0,05)·Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 11 от 0 до плюс 40 °C. |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 11 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, оС | от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25 |
Окончание таблицы 4
| Наименование характеристики | Значение | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС:
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
от +10 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M | 90000
140000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
для УСПД ЭКОM-3000 | 100000
2 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч
ССВ-1Г:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 150000
48 | | Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 114
45
45
10
264599
0,5 |
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).
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. | | Трансформатор тока | ТЛШ-10-1 | 6 | | Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 5 | | Трансформатор тока | ТЛО-10 | 9 | | Трансформатор тока | TG 145-420 | 6 | | Трансформатор тока | ТВ-35-XV | 6 | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-6У2 | 12 | | Трансформатор напряжения | ЗНГА-1-110-II-У1 | 6 | | Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 3 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03 | 4 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 7 | | Устройство сбора и передачи данных | ЭКОM-3000 | 1 | | Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 | | Сервер | HP ProLiant ВL460 | 2 | | Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 | | Методика поверки | МП 092-2019 | 1 | | Паспорт-Формуляр | НС.2017.АСКУЭ.00383 ФО | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 092-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по НПС «Ростовка». Методика поверки», утвержденномуООО «Спецэнергопроект» 23.09.2019 г.
Основные средства поверки:
ТТ – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
ТН – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
счетчиков СЭТ-4ТM.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.;
счетчиков СЭТ-4ТM.03M – 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-4ТM.03M – по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
УСПД ЭКОM-3000 – по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с 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.;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04.
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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по НПС «Ростовка»
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
|
| Заявитель | Акционерное общество «Транснефть-Дружба» (АО «Транснефть-Дружба»)
ИНН 3235002178
Адрес: 241020, г. Брянск, ул. Уральская, д. 113
Телефон (факс): +7 (846) 332-83-17, +7 (846) 333-27-16
E-mail: uztnp@aktnp.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, пом. I, ком. 6, 7
Телефон: +7 (985) 992-27-81
E-mail: info.spetcenergo@gmail.com
Аттестат об аккредитации ООО «Спецэнергопроект» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312429 от 30.01.2018 г.
|
| |
