Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Северной ТЭЦ-21 филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут и нарастающим итогом приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);
- автоматический сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
- периодический (не реже 1-го раза в сутки и/или по запросу (настраиваемый параметр)) автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
- хранение результатов измерений;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового (розничного) рынка электроэнергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без нее;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительно-информационный комплексы (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счётчики активной и реактивной электрической энергии. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) - технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее - ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства и программное обеспечение (далее - ПО) для обеспечения функции хранения результатов измерений (далее -сервер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и формирования автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ).
ПТК АИИС КУЭ развернут в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развернуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов.
На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Измеренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезависимую память счетчика.
На втором уровне происходит:
- настройка параметров ИВК;
- сбор данных из памяти счетчиков в БД;
- хранение данных в БД;
- формирование справочных и отчетных документов;
- передача информации смежным субъектам электроэнергетики - участникам оптового рынка электрической энергии и мощности и в ПАК КО;
- настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- поддержание точного времени в системе.
ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электроэнергии и их хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирование и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленного обмена данными с другими ПТК как макетами утвержденных форм, так и данными в собственном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и без неё.
Для поддержания единого времени в АИИС КУЭ используется шкала времени сервера синхронизации времени ССВ-1Г (регистрационный номер № 58301-14). ПТК АИИС КУЭ не менее одного раза в сутки синхронизирует часы с сервером времени при расхождении более чем на ±2 с (настраиваемый параметр). ПТК АИИС КУЭ синхронизирует часы счетчиков при сеансах связи при расхождении времени более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 12.0 в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.1 и/или ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.2.
ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО ««Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | as metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pro metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО ПК «Энергосфера» не влияют на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменения параметров, защиту прав пользователей и входа с помощью пароля, кодирование данных при передаче, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменения параметров, защиту прав пользователей и входа с помощью пароля, кодирование данных при передаче, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в Таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Канал измерений | | | | Метрологические характеристики |
| | | yioivicjjriiGji-bfivji vj jvanajia | |
| 1 | Наименование объекта | ТТ | ТН | Счетчик | Вид электроэнергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ТИ-21.001 | Г-1 | NXCT-F3 Кл. т. 0,2S | ЗНОЛ.06.4-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/^3:100/^3 Рег. № 46738-11 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 | активная | ±0,6 | ±1,5 |
| Ктт 8000/1 Рег. № 35899-12 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | реактивная | ±1,3 | ±2,4 |
| ТИ-21.002 | Г-2 | NXCT-F3 Кл. т. 0,2S | ЗНОЛ.06.4-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/^3:100/^3 Рег. № 46738-11 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 | активная | ±0,6 | ±1,5 |
| Ктт 8000/1 Рег. № 35899-12 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | реактивная | ±1,3 | ±2,4 |
| ТИ-21.003 | Г-3 | NXCT-F3 Кл. т. 0,2S | ЗНОЛ.06.4-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/^3:100/^3 Рег. № 46738-11 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 | активная | ±0,6 | ±1,5 |
| Ктт 8000/1 Рег. № 35899-12 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | реактивная | ±1,3 | ±2,4 |
| ТИ-21.004 | Г-4 | NXCT-F3 Кл. т. 0,2S | ЗНОЛ.06.4-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/^3:100/^3 Рег. № 46738-11 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 | активная | ±0,6 | ±1,5 |
| Ктт 8000/1 Рег. № 35899-12 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | реактивная | ±1,3 | ±2,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ТИ-21.005 | Г-5 | NXCT-F3 Кл. т. 0,2S | ЗНОЛ.06.4-10 Кл. т. 0,2 Ктн 10000/^3:100/^3 Рег. № 46738-11 | A1802RALQ- P4GB-DW-4 | активная | ±0,6 | ±1,5 |
| Ктт 8000/1 Рег. № 35899-12 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | реактивная | ±1,3 | ±2,4 |
| ТИ-21.411 | РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО- | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S | UGE Кл. т. 0,5 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 1А, яч. 125 | Ктт 1500/5 Рег. № 47959-11 | Ктн 6000/V3:100/V3 Рег. № 25475-06 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | реактивная | ±2,8 | ±5,8 |
| ТИ-21.412 | РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО- | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S | UGE Кл. т. 0,5 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 1Б, яч. 129 | Ктт 1500/5 Рег. № 47959-11 | Ктн 6000/V3:100/V3 Рег. № 25475-06 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | реактивная | ±2,8 | ±5,8 |
| ТИ-21.421 | РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО- | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S | UGE Кл. т. 0,5 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 2А, яч. 223 | Ктт 1500/5 Рег. № 47959-11 | Ктн 6000/V3:100/V3 Рег. № 25475-06 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | реактивная | ±2,8 | ±5,8 |
| ТИ-21.422 | РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО- | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S | UGE Кл. т. 0,5 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 2Б, яч. 227 | Ктт 1500/5 Рег. № 47959-11 | Ктн 6000/V3:100/V3 Рег. № 25475-06 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | реактивная | ±2,8 | ±5,8 |
| ТИ-21.431 | РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО- | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S | UGE Кл. т. 0,5 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 3А, яч. 321 | Ктт 1500/5 Рег. № 47959-11 | Ктн 6000/V3:100/V3 Рег. № 25475-06 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | реактивная | ±2,8 | ±5,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ТИ-21.432 | РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО-3Б, яч. 325 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 47959-11 | UGE Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3:100/V3 Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,8 |
| ТИ-21.441 | РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО-4А, яч. 421 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 47959-11 | UGE Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3:100/V3 Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,8 |
| ТИ-21.442 | РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО-4Б, яч. 425 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 47959-11 | UGE Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3:100/V3 Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,8 |
| ТИ-21.451 | РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО-5 А, яч. 521 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S Ктт. 1500/5 Рег. № 47959-11 | UGE Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3:100/V3 Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,8 |
| ТИ-21.452 | РУСН-6 кВ, Ввод ТСНО-5Б, яч. 525 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 47959-11 | UGE Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3:100/V3 Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,8 |
| ТИ-21.461 | РУСН-6 кВ, Ввод ТСН-Р-ША, яч. 103 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 47959-11 | UGE Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3:100/V3 Рег. № 25475-06 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| | РУСН-6 кВ, | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S | UGE Кл. т. 0,5 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| ТИ-21.462 | Ввод ТСН-Р-ШБ, яч. 130 | Ктт 1500/5 Рег. № 47959-11 | Ктн 6000/V3:100/V3 Рег. № 25475-06 | реактивная | ±2,8 | ±5,8 |
| ТИ-21.505 | КЛ-0,4 кВ ООО «ЭСМ- | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт. 150/5 Рег. № 47959-11 | | A1805RALQ- P4GB-DW-4 | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| Комплект» РУСН-0,4 кВ НГВС яч. 5 | | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | реактивная | ±2,4 | ±5,5 |
| | КЛ-0,4 кВ ОАО «СевероЗападный «Промжелдортранс» РУСН-0,4 кВ НГВС яч. 8 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S | | A1805RALQ- P4GB-DW-4 | активная | ±1,0 | ±3,2 |
| ТИ-21.508 | Ктт 200/5 Рег. № 47959-11 | | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | реактивная | ±2,4 | ±5,5 |
| 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 cosj = 0,8 инд 1=0,02 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 19 от плюс 10 до плюс 35 °C.
4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 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 указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена ССВ-1Г на аналогичные утвержденных типов.
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 19 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 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 емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -60 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +10 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, °С | от +10 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика A1802RALQ-Р4GB-DW-4 | 120000 |
| для электросчетчика A1805RALQ-Р4GB-DW-4 | 120000 |
| для электросчетчика A1805RALQ-Р4GB-DW-4 | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 80000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | 45 |
| сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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.
Надежность системных решений:
- применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
- стойкость к электромагнитным воздействиям;
- ремонтопригодность;
- программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
- функция контроля процесса работы и средства диагностики системы;
- резервирование электропитания оборудования системы;
- резервирование каналов связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или п каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал событий ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- получение с уровня ИИК «Журнал событий» ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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 АИИС КУЭ 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 | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | NXCT-F3 | 5 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 36 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06.4-10 | 15 |
| Трансформатор напряжения | UGE | 21 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-F4GB-DW-4 | 5 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RALQ-F4GB-DW-4 | 12 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RALQ-F4GB-DW-4 | 2 |
| У стройство синхронизации времени | ССВ-1Г | 1 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Программное обеспечение | «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 074-2018 | 1 |
| Формуляр | ПЭ-299.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 074-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Северной ТЭЦ-21 филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 06.11.2018 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 A1802RALQ-F4GB-DW-4, A1805RALQ-F4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков A1805RALQ-F4GB-DW-4 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- термогигрометр CENTER (мод.315): 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 %, Рег. № 22129-09.
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) Северной ТЭЦ-21 филиала «Невский» ПАО «ТГК-1», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ Северной ТЭЦ-21 филиала «Невский» ПАО «ТГК-1»
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
73485-18: Методика поверки МП 074-2018Скачать1.5 Мб