Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПГУ-115 МВт Дягилевской ТЭЦ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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 (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени на базе ГЛОНАСС/ GPS-приемника типа УСВ-2 (Зав. № 3053), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, осуществляется
хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по каналу связи Ethernet, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-2, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC составляет не более 10 мкс. ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-2, корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) составляет не более ±3 с/сутки. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении часов счетчиков и УСПД ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 | MD5 |
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности | CalcLeak-age.dll | 3 | b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f | MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac | MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e6649 4521f63d00b0d9f | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseMod-bus.dll | 3 | c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePira-mida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f | MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dl l | 3 | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 | MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Сервер |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ГТП Г енерации |
1 | ТГ5 | ТЛП-10 4000/1 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 39 575 В: Зав. № 39 573 С: Зав. № 39 578 | ЗНОЛ.06.4-10 10500:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № 3005750 В:Зав. № 3005747 С: Зав. № 3005748 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812124182 | СИКОН С70 Зав. № 07361 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 508 | активная реактивная |
2 | ТГ6 | ТЛП-10 4000/1 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 39 577 В: Зав. № 39 576 С: Зав. № 39 574 | ЗНОЛ.06.4-10 10500:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № 3005745 В: Зав. № 3005749 С: Зав. № 3005742 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0822125027 | СИКОН С70 Зав. № 07361 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 508 | активная реактивная |
3 | ТГ7 | ТЛП-10 3000/1 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 39 570 В: Зав. № 39 572 С: Зав. № 39 571 | ЗНОЛ.06.4-10 10500:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № 3005744 В:Зав. № 3005743 С: Зав. № 3005746 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0822125019 | СИКОН С70 Зав. № 07361 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 508 | активная реактивная |
Окончание таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ГТП Потребления |
4 | Дягилевская ТЭЦ (ПГУ) (110/10/6/0,4), ОРУ 110 кВ ПГУ, яч.2, КЛ 110кВ Дягилевская ТЭЦ - Дягилево №2 | ТОГФ-110 800/1 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 488 В: Зав. № 487 С: Зав. № 481 | НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № 9380 В: Зав. № 9368 С: Зав. № 9365 НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 А: Зав. № 9367 В: Зав. № 9381 С: Зав. № 9357 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812123735 | СИКОН С70 Зав. № 07361 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 508 | активная реактивная |
5 | Дягилевская ТЭЦ (ПГУ) (110/10/6/0,4), ОРУ 110 кВ ПГУ, яч.3, КВЛ 110кВ Дягилевская ТЭЦ - Рязань с отпайкой на ПС Печатная | ТОГФ-110 800/1 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 482 В: Зав. № 483 С: Зав. № 484 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0822125012 | СИКОН С70 Зав. № 07361 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 508 | активная реактивная |
6 | Дягилевская ТЭЦ (ПГУ) (110/10/6/0,4), ОРУ 110 кВ ПГУ, яч.5, КВЛ 110кВ Дягилевская ТЭЦ - Ямская с отпайками | ТОГФ-110 800/1 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 470 В: Зав. № 469 С: Зав. № 468 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812123741 | СИКОН С70 Зав. № 07361 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 508 | активная реактивная |
7 | Дягилевская ТЭЦ (ПГУ) (110/10/6/0,4), ОРУ 110 кВ ПГУ, яч.6, КВЛ 110кВ Дягилевская ТЭЦ - Дягилево №1 | ТОГФ-110 800/1 Кл.т. 0,2S А: Зав. № 485 В: Зав. № 486 С: Зав. № 480 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0822125133 | СИКОН С70 Зав. № 07361 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 508 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
Основная погрешность, (+ 3), % | Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), % |
cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
1-7 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | Ihi<Ii<1,2Ihi | 0,6 | 0,7 | 1,0 | 0,9 | 1,0 | 1,2 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 0,6 | 0,7 | 1,0 | 0,9 | 1,0 | 1,2 |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 | 0,7 | 0,8 | 1,2 | 1,0 | 1,1 | 1,4 |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 1,2 | 1,3 | 2,1 | 1,4 | 1,5 | 2,2 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
Основная погрешность, (+ 3), % | Погрешность в рабочих условиях, ( + 3 ), % |
cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
1-7 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 1,9 | 1,8 | 1,7 |
0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 1,9 | 1,8 | 1,7 |
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 1,6 | 1,4 | 1,0 | 2,2 | 1,9 | 1,7 |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 | 2,6 | 2,0 | 1,6 | 2,9 | 2,4 | 2,1 |
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 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uh; диапазон силы тока
(0,02 - 1,2) Ih, частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
- ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
- УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- ИВК от плюс 15 °С до плюс 25 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4 Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока (0,01 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9 (миф) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха
от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С доплюс 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида», УСВ на однотипные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
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 и сотовой 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;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК «ИКМ-Пирамида»;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- ИВК «ИКМ-Пирамида».
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточный график средних мощностей по каждому каналу - 45 суток;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств
измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПГУ-115 МВт Дягилевской ТЭЦ» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 30709-11 | 9 |
Трансформаторы тока | ТОГФ-110 | 44640-10 | 12 |
Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛ | 46738-11 | 9 |
Трансформаторы напряжения антире-зонансные однофазные | НАМИ-110 УХЛ1 | 24218-13 | 6 |
Счётчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 7 |
Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 |
Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
Комплексы информационновычислительные | «ИКМ-Пирамида» | 45270-10 | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 59443-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПГУ-115 МВт Дягилевской ТЭЦ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2014 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато
ры 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»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриаль
ные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;
- УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени
УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 12 мая 2010 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информаци
онно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- 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.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии «ПГУ-115 МВт Дягилевской ТЭЦ» для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ «ПГУ-115 МВт Дягилевской ТЭЦ»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы
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.