Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Вологодской ТЭЦ ПАО «ТГК-2» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (УСВ-3) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные 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.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по сети Internet через интернет-провайдера, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УСВ-3 времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК. Коррекция часов ИВК проводится вне зависимости от наличия расхождения часов ИВК и времени приемника. Часы счетчиков синхронизируются с часами ИВК с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков происходит после выявления разницы во времени между ИВК и ИИК в 2 с, максимальная коррекция составляет 2 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 12.1. Уровень защиты ПО 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 -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1-Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификаторфайлов ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД/УССВ/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Вологодская ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Текстильная-1 | ТФЗМ-35Б-1У1 Кл. т. 0,5 600/5 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 3689-73 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000/100 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | УСВ-3 Рег. № 6424216/ HP ProLiant DL120 G7 E3-1240 |
| 2 | Вологодская ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Текстильная-2 | ТФМ-35 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 59533-14 | ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 35000/100 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 3 | Вологодская ТЭЦ, ТГ-1 (6 кВ) | ТЛШ 10 Кл. т. 0,5 1500/5 Рег. № 11077-03 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 4 | Вологодская ТЭЦ, ТГ-2 (6 кВ) | ТЛШ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Рег. № 11077-07 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6300/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 5 | Вологодская ТЭЦ, ТГ-3 (6 кВ) | ТЛШ 10 Кл. т. 0,5 1500/5 Рег. № 11077-03 | НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 17158-98 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 6 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 1 с.ш., яч.3 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 7 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 1 с.ш., яч.5 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 8 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 1 с.ш., яч.7 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 9 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 1 с.ш., яч.15 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 10 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 2 с.ш., яч.4 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 11 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 2 с.ш., яч.10 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | УСВ-3 Рег. № 6424216/ HP ProLiant DL120 G7 E3-1240 |
| 12 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 2 с.ш., яч.12 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 13 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 2 с.ш., яч.14 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 14 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 3 с.ш., яч.103 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 15 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 3 с.ш., яч.105 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 16 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 3 с.ш., яч.107 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 17 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 3 с.ш., яч.113 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. t0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 18 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 3 с.ш., яч.115 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. t0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 19 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 4 с.ш., яч.110 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. t0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 20 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 4 с.ш., яч.112 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. t0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 21 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 4 с.ш., яч.114 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. t0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 22 | Вологодская ТЭЦ, РП-6 кВ, 4 с.ш., яч.116 | ТЛК10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. t0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 23 | Вологодская ТЭЦ, РУ-6 кВ ХВО, 1 с.ш. яч.4 | ТПОЛ-10 Кл. т.0,5 75/5 Рег. № 1261-08 | НТМИ-6 Кл. т.0,5 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. ^0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
| 24 | Вологодская ТЭЦ, ХВО, щит 500 В, ф.21 | Т-0,66У3 Кл. т.0,5 300/5 Рег. № 6891-85 | НОС-0,5 Кл. т. 0,5 500/100 Рег. № 46784-11 | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. ^0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
| 25 | Вологодская ТЭЦ, ХВО, щит 380/220 В, ф.22 | Т-0,66У3 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 6891-85 | - | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. ^0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
| 26 | Вологодская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ, п.17, ф."Сборка общежития" | Т-0,66У3 Кл. т.0,5 100/5 Рег. № 6891-85 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. ^0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
| 27 | Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод 1 ЭВ ТБ-2 тр-ра ТБ-2 | TAT Кл. т. 0,2S 1000/5 Рег. № 29838-11 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. ^0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | УСВ-3 |
| 28 | Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод 2 ЭВ ТБ-2 тр-ра ТБ-2 | TAT Кл. т. 0,2S 1000/5 Рег. № 29838-11 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. ^0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Рег. № 6424216/ HP ProLiant DL120 G7 E3- |
| 29 | Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод 1 ЭВ ТБ-1 тр-ра ТБ-1 | TAT Кл. т. 0,2S 1000/5 Рег. № 29838-11 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. ^0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | 1240 |
| 30 | Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод 2 ЭВ ТБ-1 тр-ра ТБ-1 | TAT Кл. т. 0,2S 1000/5 Рег. № 29838-11 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. ^0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 31 | Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110кВ, ввод ЭВ РТСН тр-ра РТСН | TAT Кл. т. 0,2S 500/5 Рег. № 29838-11 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. ^0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 32 | Вологодская ТЭЦ, Г-2 (10,5 кВ) | ТЛШ-10 Кл. т.0,2 3000/5 Рег. № 11077-07 | TJP4 Кл. т.0,2 10500/V3/100/V3 Рег. № 17083-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. ^0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 33 | Вологодская ТЭЦ, Г-1 (10,5 кВ) | АО№Р Кл. т. 0,2S 6500/1 Рег. № 43946-10 | CTY17 Кл. т. 0,2 10500/V3/100/V3 Рег. № 45813-10 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. ^0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
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 Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение, указанных в таблице 2, метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСВ-3 на аналогичное утвержденного типа.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится
совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Г раницы основной погрешности (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| | активная | 1,51 | 1,9 |
| 1,2,6-20 | | | |
| | реактивная | 2,34 | 2,53 |
| | активная | 1,52 | 1,76 |
| 3,4,5 | | | |
| | реактивная | 2,34 | 2,38 |
| | активная | 1,42 | 1,9 |
| 21,22 | | | |
| | реактивная | 2,16 | 2,53 |
| | активная | 1,51 | 1,9 |
| 23,24 | | | |
| | реактивная | 2,33 | 2,53 |
| | активная | 0,92 | 1,79 |
| 25,26 | | | |
| | реактивная | 1,25 | 2,32 |
| | активная | 0,72 | 0,8 |
| 27-31,33 | | | |
| | реактивная | 1,15 | 1,6 |
| | активная | 0,72 | 0,9 |
| 32 | | | |
| | реактивная | 1,15 | 1,7 |
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р = 0,95 | | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 33 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cosj - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от +21 до +25 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от +15 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| аппаратуры передачи и обработки данных, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| - СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09, | 90000 |
| - СЭТ-4ТМ.03М.01, | 140000 |
| - СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 80000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Г лубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сут., не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации о | |
| состоянии средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
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.
Регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере БД.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера;
- защита на программном уровне:
установка пароля на счетчик; установка пароля на сервер БД.
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 АИИС КУЭ Вологодской ТЭЦ ПАО «ТГК-2» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение изделия | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03.01 | 20 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 | 3 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03.09 | 2 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 6 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 1 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-35Б | 2 |
| Трансформатор тока | ТФМ-35 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТЛК10 | 51 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | Т-0,66У3 | 8 |
| Трансформатор тока | ТАТ | 15 |
| Трансформатор тока | AON-F | 3 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-6-77 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НОС-0,5 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 9 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
| Трансформатор напряжения | TJP4 | 3 |
| Трансформатор напряжения | CTY17 | 3 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL120 G7 E3-1240 | 1 |
| Программное обеспечение | АльфаЦЕНТР SE | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 |
| Формуляр | - | 1 |
| Методика поверки | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 75800-19 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Вологодской ТЭЦ ПАО «ТГК-2». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Марийский ЦСМ» 17.05.2019 г. Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (номер в Госреестре 36697-12) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (номер в Госреестре 36697-08) - по методике поверке ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (номер в Госреестре 27524-04) - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной 1'ЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.
- УСВ-3 (номер в Госреестре 64242-16) - по методике поверки РТ-МП-3124-441-2016, утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016;
- радиосервер точного времени РСТВ-01 ПГ ±0,1 мкс (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 40586-09).
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 документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности Вологодской ТЭЦ ПАО «ТГК-2».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности Вологодской ТЭЦ ПАО «ТГК-2»
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
75800-19: Методика поверкиСкачать1,021.1 Кб