Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-4 филиала Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа, хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств измерений;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
- предоставление по запросу АО «АТС» дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений с сервера (АРМа) ИВК АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, 0,5 по ГОСТ 1983-2001; счетчики электроэнергии Альфа A1800 класса точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ТУ 4228-011-29056091-11 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2, и соединяющие их измерительные цепи;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе ЭКОМ-3000 и RTU-327L, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера» и ПО «Альфа-Центр» установленное на сервере АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (далее - рег. № 52169-12), коммуникационное оборудование, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.
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 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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента 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 линиям связи поступает на входы УСПД, где
осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Для ИК №№ 11 - 14, 18 данные о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии 1 раз в сутки поступают от сервера АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС в ИВК АИИС КУЭ в заданном формате по электронной почте. ИВК АИИС КУЭ сохраняет принятую информацию в базе данных. Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формируется файл отчета с результатами измерений по ИК № 1.1 -1.10 в формате XML и полученную информацию по ИК №№ 11 - 14, 18. Передача коммерческой информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии и мощности осуществляется в ручном режиме в виде электронного документа XML форматов (80020, 80040, 80050, 51070) с подтверждением его подлинности электронной подписью ответственного сотрудника исполнительного аппарата ОАО «Фортум».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе GPS-приемника, входящего в состав УСПД «ЭКОМ-3000», сервера БД и счетчиков. Для ИК №№ 1.1 - 1.10 Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,2 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД, осуществляется каждый час и корректировка времени сервера БД осуществляется при расхождении с временем УСПД ±3 с. Сличение времени УСПД с временем счетчиков Альфа А1800 выполняется с периодичностью 3 минуты, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД ±2 с.
Синхронизация измерительных компонентов ИК №№ 11 - 14, 18 происходит по СОЕВ АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется комплекс программно-технический измерительный (ПТК) «ЭКОМ», представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО, идентификационные данные которого указаны в таблице 1а. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «ПК Энергосфера». Уровень защиты «ПК Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
В АИИС КУЭ также используется ПО «АльфаЦЕНТР», установленное на сервере АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1б. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1а - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 1б - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Метрологически значимая часть ПО |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4693A421492A284D16DDA0371FB 56E41 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Наименование объектов и номера точек измерений | Состав измерительных каналов | Вид электроэнергии | Метроло гические харак теристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД / Сервер | Г раницы интервала основной погрешности,% | Границы интервала основной погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1.1 | КРУЭ-110 кВ, яч.1, КВЛ 110 кВ Тракторозаводская | AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 | SUD 145/S 110000/V3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 | А 1 8 02RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ЭКОМ-3000/HP Proliant DL380pGen8 | Актив ная Реакти-вн ая | ±0, 6 ±0,9 | ±1,4 ±2,3 |
| 1.2 | КРУЭ-110 кВ, яч.2, КВЛ 110 кВ Восточная | AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 | SUD 145/S 110000/V3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 | А 1 8 02RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 1.3 | КРУЭ-110 кВ, яч.8, КВЛ 110 кВ Заречная I цепь с отпайкой на ПС Заречная | AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 | SUD 145/S 110000/V3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 | А 1 8 02RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 1.4 | КРУЭ-110 кВ, яч.10, КВЛ 110 кВ Заречная II цепь | AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 | SUD 145/S 110000/V3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 | А 1 8 02RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 1.5 | КРУЭ-110 кВ, яч.11, КВЛ 110 кВ Шагол IV цепь с отпайками | AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 | SUD 145/S 110000/V3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 | А 1 8 02RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1.6 | КРУЭ-110 кВ, яч.16, КВЛ 110 кВ Шагол I цепь с отпайкой на ПС Цинковая 110 | AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 | SUD 145/S 110000/V3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 | А1 802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ЭКОМ-3000 рег. № 17049-09/ HP Proliant DL380pGen8 | Акт и в -ная Реактив ная | ±0,6 ±0,9 | ±1,4 ±2,3 |
| 1.7 | КРУЭ-110 кВ, яч.15, КВЛ 110 кВ СЗК - Челябинская ГРЭС с отпайкой на ПС Цинковая 110 | AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 | SUD 145/S 110000/V3 / 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 | А1 802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 1.8 | КРУЭ-110 кВ, яч.18, КВЛ 110 кВ Новометаллургическая I цепь | AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 | SUD 145/S 110000/V3 / 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 | А1 802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 1.9 | КРУЭ-110 кВ, яч.20, КВЛ 110 кВ Новометаллургическая II цепь | AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 | SUD 145/S 110000/V3 / 100/V3 Кл. т. 0,2 Р е г . № 37114-08 | А1 802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 1.10 | КРУЭ-110 кВ, яч.12, КВЛ 110 кВ Аэродромная с отпайками | AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 | SUD 145/S 110000/V3 / 100/V3 Кл. т. 0,2 Р е г . № 37114-08 | А1 802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 11 | ГРУ-10 кВ, яч.10-03 | ТПОФУ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег.№518-50 (1 шт.) ТПОФ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег.№518-50 | НОМ-10 10000/100 Кл . т . 0 , 5 Рег. №36349 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | RTU-327 L Рег. № 41907-09/ HP Proliant DL380pG7 | Актив ная Реактив ная | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,6 |
| 12 | ГРУ-10 кВ, яч.10-11 | ТПОФ 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. №518-50 | НОМ-10 10000/100 Кл . т . 0 , 5 Р е г . № 3 6 3 -49 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
| 13 | ГРУ-10 кВ, яч.10-45 | ТПОФ 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. №518-50 | НОМ-10 66 10000/100 Кл . т. 0,5 Рег. №2611-70 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
| 14 | ГРУ-10 кВ, яч.10-43 | ТПОФ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. №518-50 | НОМ-10 66 10000/100 Кл . т . 0 . 5 Рег. №2611-70 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
| 18 | ГРУ-10 кВ, яч.10-47 | ТЛШ-10УЗ 2000/5 Кл. т. 0,5 Рег. №6811-78 | НОМ-10 66 10000/100 Кл . т . 0 , 5 Рег. №2611-70 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
| Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. 3 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 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть. 4 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 15 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uном | от 98 до 102 |
| - ток, % от !ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos9 | 0,9 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| - температура окружающей среды, °С | от +20 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
| - ток, % от !ном: | |
| - для ИК 1.1 - 1.10 | от 2 до 120 |
| - для ИК 11 - 14, 18 | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos9 | 0,8 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С: | |
| - для ИК 1.1 - 1.10 | от +15 до +25 |
| - для ИК 11 - 14, 18 | от -10 до +30 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +10 до +30 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +30 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в системе компонентов: | |
| Счетчики1): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| УСПД ЭКОМ 3000: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| УСПД RTU-327L: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 160165 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 200 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 3,5 |
| УСПД: | |
| - суточные приращения активной и реактивной электроэнергии по | |
| каждой точке измерений, сут, не менее | 60 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Примечание: | |
| ’ счетчики Альфа А1800 относятся к невосстанавливаемым на месте эксплуатации изделиям, |
| время восстановления учета электроэнергии зависит от наличия резервного счетчика на |
| складе и времени его подключения. При наличии резервного счетчика время, необходимое на |
| замену элемента (демонтаж, монтаж, параметризация) - 24 ч. | |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания 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 через резервируемую корпоративную сеть передачи данных (КСПД);
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- пропадания напряжения питания с фиксацией времени пропадания и восстановления;
- коррекции времени в счетчике, с фиксацией времени до и после коррекции ,величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- пропадание напряжения пофазно с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- формирование события по результатам автоматической самодиагностики.
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связи с ИВКЭ, приведшие к изменениям данных;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД, с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение, перезапуски УСПД;
- результаты самодиагностики.
- журнал событий ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
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:
- электросчетчик;
- УСПД;
- сервер.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сут (функция автоматизирована);
- сбор результатов измерений - не реже 1 раза в сут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационных документов.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Счетчик электроэнергии многофункциональный | А1802RAL-P4GB-DW-4 | 10 |
| Счетчик электроэнергии многофункциональный | A1805RAL-P4GB-DW-4 | 5 |
| Измерительный трансформатор тока | AMT 145/3-6 | 10 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПОФ | 11 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПОФУ | 1 |
| Измерительный трансформатор тока | ТЛШ-10УЗ | 3 |
| Измерительный трансформатор напряжения | SUD 145/S | 4 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НОМ-10 | 2 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НОМ-10-66 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327L | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | HP Proliant DL380pGen8 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | HP Proliant DL380pG7 | 1 |
| ПО | «Энергосфера» | 1 |
| ПО | «Альфа-Центр» | 1 |
| Формуляр | 55181848.422222.204/2 ФО | 1 |
| Методика поверки | МП 201-052-2017 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 201-052-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-4 филиала Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 июля 2017 года.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики А1800 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000- по документу ПБКМ.421459.03 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСПД RTU-327L- по документу ДЯИМ.466216.007 МП «Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), рег. № 27008-04;
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
приведены в эксплуатационных документах.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-4 филиала Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-4 филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-4 филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"")
68758-17: Методика поверки МП 201-052-2017Скачать845.1 Кб