Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания » Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь представляет собой информационно-измерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746-2001 и трансформаторы напряжения (ТН), соответствующие ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии, изготовленные по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии).
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВ-КЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) или промконтроллер, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении, далее - сервер); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания » Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
- активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
- календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируется в базе данных УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и сервере сбора данных может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках пара-
метров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания » Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь измерения и передача данных на верхний уровень осуществляются в следующем порядке. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.
АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания » Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция часов производится не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени (УСВ-2), подключенного к ИВК.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на АРМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечение
ПО «Пирамида 2000. Сервер» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000» и определяются классом применяемых электросчетчиков (классы точности 0,2S; 0,5; 0,5S; 1,0).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000. Сервер», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Сервер»
| Наиме нова-ние программ ного обеспечения | Наименование программного модуля(идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения(контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Пирами-да 2000. Сервер» | модуль, объединяющий драйвера счетчиков | BLD.dll | Версия 10 | 6121EDE76B7EA59C7F2 13F648FF851BA | MD5 |
| драйвер работы с БД | dbd.dll | CEBADB743811C013537 522AE72C1C5A0 |
| CfgDlgs.dll | 8F5303419E79B439B2F0 1CA5259C5279 |
| драйвер работы с макетами форматов 800х0 | DD800x0.dll | C7FA73DBD6B96E58AC D18E6E5011C3D4 |
| драйвер работы с макетами формата Пирамида | imppirdata.dll | 36E08D52B4E8DE398A0 8B734AA84C6A6 |
| драйвер работы с СОЕВ | ITV.dll | A6949E58DCA1CF94D72 1FAD8ED33D81C |
| драйвера кэширования и опроса данных контроллеров и счетчиков СЭТ-4ТМ | cacheS1.dll | E21C5B5A0B4FF0DB33 E1EA7D367E858E |
| cacheS10.dll | 230E3874561D91414770 E4B641F17DCA |
| sicon1.dll | 14BF4DABF87B904D9F AF44942B14B4F9 |
| sicons10.dll | B22DB830E55EA162BE7 87D605E97CEEE |
| sicons102.dll | E7D4E80AC17999FD654 E7005D470528C |
| sicons50.dll | CF876CEBB634D8A104 AACDC998AAF90A |
| SET4TM02.dll | 7E09BD108C9D99A38C1 5AAD6BC38D669 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2- Метрологические и технические характеристики
| Параметр | значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
| Параметры питающей сети переменного тока: напряжение, В частота, Гц | 220+ 22 50 + 1 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от -20 до +55 от -40 до +50 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 10 |
| Первичные номинальные токи, кА | 1; 0,6; 0,4; 0,15 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | 14 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, секунд в сутки | +5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, §э, %.
| № И К | Состав ИИК | cos ф (sin ф) | 5 1(2)%I 11(2) %<I<I5 % | 5 5%I I5 %—I<I20 % | 5 20%I I20 %<I<I100 % | 5 100%i I100 %<I<I120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 13 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=43 °C | 1 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 (инд.) | ±1,8 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,5 (инд.) | ±2,6 | ±2,0 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,8 (0,60) | ±3,4 | ±3,1 | ±3,0 | ±3,0 |
| 0,5 (0,87) | ±2,5 | ±2,3 | ±2,1 | ±2,1 |
| 14 | ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=43 °C | 1 | - | ±1,9 | ±1,3 | ±1,1 |
| 0,8 (инд.) | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 |
| 0,5 (инд.) | - | ±5,5 | ±3,1 | ±2,5 |
| 0,8 (0,60) | - | ±5,2 | ±3,6 | ±3,2 |
| 0,5 (0,87) | - | ±3,3 | ±2,4 | ±2,2 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (§ р ), рассчитываются по сле-
дующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
2
I KK -100% 1
, 1000PT I ср
, где
§р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, %;
§э - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3, %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Кe - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт^ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
8„KO = =--~--100%, где
р.корр. 3600Т ср
Лt - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблицах 4, 5 и 6.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь_______________________________________________________________________
| Канал учета | Средство измерений |
| № ИК | Код точки измерения | Наименование объекта учета(измерительного канала) | Вид СИ | Обозначение, тип, метрологические характеристики,зав. №, № Госреестра |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| АИИС ния» ' | КУЭ ОАО «Генерирующая компа-Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь | УСПД | СИКОН С1 № 1242; 1740 1227,1492 № Гос.р.15236-03 |
| 1 | 161150002113701 | яч. 72А РУСИЧ | ТН трансформатор напряжения | НТМИ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 831-69 |
| ТТ трансформатор тока | ТОЛ-10-1-2У2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 15128-03 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Ihom = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р. 36697-08 |
| 2 | 161150002113703 | яч. 82А КВЗ | ТН трансформатор напряжения | НТМИ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 831-53 |
| ТТ трансформатор тока | ТОЛ-10-1-2У2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 15128-03 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Ihom = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р. 36697-08 |
| 3 | 161150002113517 | яч.82Б КМПО | ТН трансформатор напряжения | НТМИ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 831-53 |
| ТТ трансформатор тока | ТОЛ-10-1-2У2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 15128-03 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
| 4 | 161150002113107 | РУ-10кВ фидер № 1 Электр. Сети | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
| 5 | 161150002113207 | РУ-10кВ фидер 2 КМПО | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
| 6 | 161150002113108 | РУ-10кВ фидер № 3 Электр. Сети | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
| 7 | 161150002113109 | РУ-10кВ фидер 5 КМПО | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
| 8 | 161150002113113 | РУ-10кВ фидер 8 КМПО | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
| 9 | 161150002113114 | РУ-10кВ фидер № 9 Электр. сети | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
| 10 | 161150002113117 | РУ-10кВ фидер № 12 Элекон | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
| 11 | 161150002113120 | РУ-10кВ фидер 14 КМПО | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 1000/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
| 12 | 161150002113509 | РУ-10кВ фидер 55 Электр. сети | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
| 13 | 161150002113513 | РУ-10кВ фидер 58 КМПО | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
| 14 | 161150002113122 | ф.7А VELD | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПЛ-10 Коэфф.тр. 150/5 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 1276-59 |
| | | Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
Таблица 5
| Наименование средств измерений | Количество приборов в АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь | Номер в Госреестре средств измерений |
| Устройство синхронизации времени УСВ-2 | Один | № 41681-10 |
Таблица 6
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь |
| Устройство бесперебойного питания для «СИКОН С1» | |
| Программный пакет «Пирамида 2000». Версия 10 | Один |
| Программное обеспечение электросчетчиков СЭТ-4ТМ | Один |
| Формуляр (АИИСГК 13.01.03 ФО) | 1(один) экземпляр |
| Методика поверки (АИИСГК 13.01.03 ПМ) | 1(один) экземпляр |
| Эксплуатационная документация (АИИСГК 13.01.03 ЭД) | 1(один) экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу АИИСГК13.01.03 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «ЦМС Татарстан» в 2013г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.02 по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИ-ИФТРИ в 2004г.
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С1. Методика поверки» ВЛСТ 166.00.000 И1, утвержденной в 2003 г.;
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь. Методика измерений» АИ-ИСГК13.01.03 МИ.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения ».
3. ГОСТ Р 52323-05 (МЭК 62053-22:2003) «Национальный стандарт Российской Федерации. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
4. ГОСТ Р 52425-05 (МЭК 62053-23:2003) «Национальный стандарт Российской Федерации. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статистические счетчики реактивной энергии».
5. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
6. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
