Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) розничных потребителей на объектах ПАО "ТГК-2" в г.Костроме

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) розничных потребителей на объектах ПАО «ТГК-2» в г. Костроме (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер приложений и баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределённой среде виртуализации WMware vSphere High Availability, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации каналов приёма-передачи информации и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика 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 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение и передача измерительной информации, а также отображение информации на АРМ.

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи в сети интернет в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым системным временем.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и транслирующего шкалу времени в цифровой форме по последовательному порту по протоколу NMEA 0183 на сервер. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Корректировка часов сервера АИИС КУЭ выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов сервера и системы глобального позиционирования более ±1 с. Сличение времени часов счётчиков АИИС КУЭ с временем часов сервера происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени встроенных часов счётчика осуществляется автоматически один раз в сутки, при расхождении времени часов счётчиков с временем часов сервера более ±2 с. От сервера также обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ АИИС КУЭ.

Журналы событий счётчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО ac metrology.dll

3Е736В7Е380863Е44СС8Е6Е7ВБ211С54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

КУЭ

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС

Номер и наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УССВ/Сервер

1

2

3

4

5

6

1

КРУ-6 кВ БНС Костромской ТЭЦ-2, 1 с.ш. 6 кВ, яч.3

ТВЛМ-10

Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) 1856-63

НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03.01 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

УСВ-3 Рег. № 64242-16/

WMware vSphere High Availability

2

КРУ-6 кВ БНС Костромской ТЭЦ-2, 2 с.ш. 6 кВ, яч.15

ТВЛМ-10

Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2-

14

Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

3

КРУ-6 кВ БНС Костромской ТЭЦ-2, 2 с.ш. 6 кВ, яч.10

ТВЛМ Кт = 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 45040-10

НТМИ-6 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.02.2-

14

Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

4

КРУ-6 кВ ПНС-1, 1с.ш. 6 кВ, яч.11

ТВЛМ-10

Кт = 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1856-63

НОМ-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.02.2-

14

Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

5

КРУ-6 кВ ПНС-1, 2с.ш. 6 кВ, яч.14

ТВЛМ-10

Кт = 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 1856-63

НОМ-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.02.2-

14

Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

6

КРУ-6 кВ ПНС-2, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 7

ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69

НОМ-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.02.2-

14

Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

7

КРУ-6 кВ ПНС-2, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 14

ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69

НОМ-6

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 159-49

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

8

КРУ-6 кВ ПНС-3, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 1

ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69

НАМИ-10 Кт = 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2-

14

Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

1

2

3

4

5

6

9

КРУ-6 кВ ПНС-3, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 15

ТЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2473-69

НАМИ-10 Кт = 0,2 Ктн = 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.02.2-

14

Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01

УСВ-3 Рег. № 64242-16/

WMware vSphere High Availability

10

КРУ-6 кВ Районной котельной №2, 1 с.ш., яч.1

ТПОЛ-10

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

11

КРУ-6 кВ Районной котельной №2, 1 с.ш., яч.4

ТВЛМ-10

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

12

КРУ-6 кВ Районной котельной №2, 2 с.ш., яч.18

ТПОЛ-10

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

13

КРУ-6 кВ Районной котельной №2, 2 с.ш., яч.16

ТПОЛ-10

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кт = 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

14

Сборка 0,4 кВ аварийного освещения Районной котельной №2, ввод аварийного освещения 0,4 кВ

-

-

ПСЧ-3ТМ.05Д.03 Кт = 1,0/Рег. № 39616-08

15

ТП-6/0,4 кВ обменного парка КТЭЦ-2, ввод 0,4 кВ тр-ра Т-1

Т-0,66 У3 Кт = 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 71031-18

-

ПСЧ-3ТМ.05М.03 Кт = 1,0/Рег. № 36354-07

Примечания:

1    Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утверждённых 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 3 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.

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.

Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер

ИК

Диапазон значений силы тока

Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), %

Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), %

cos ф

= 1,0

cos ф = 0,87

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

cos ф

= 1,0

cos ф = 0,87

cos ф

= 0,8

cos ф

= 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1 - 7, 10 - 13

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

0,051н1 < I1 < 0,21н1

1,8

2,5

2,9

5,5

2,3

2,9

3,2

5,7

0,21н1 < I1 < 1н1

1,2

1,5

1,7

3,0

1,7

2,0

2,2

3,4

1н1 < I1 < 1,21н1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,6

1,8

1,9

2,7

8, 9

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5S)

0,051н1 < I1 < 0,21н1

1,8

2,5

2,9

5,4

2,2

2,8

3,2

5,6

0,21н1 < I1 < Ie1

1,1

1,4

1,5

2,8

1,7

1,9

2,1

3,2

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

0,9

1,0

1,2

2,0

1,5

1,7

1,8

2,5

14

(ТТ -; ТН -; Сч 1,0)

0,05Iнl < I1 < 0,1 Iнl

1,7

-

-

-

3,1

-

-

-

0,Ин1 < I1 < 0,2I^

1,1

1,2

1,3

1,7

2,7

2,9

3,0

3,4

0,2Iн1 < I1 < Ie1

1,1

1,1

1,1

1,1

2,8

2,9

2,9

3,1

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

1,1

1,1

1,1

1,1

2,8

2,9

2,9

3,1

15

(ТТ 0,5; ТН -; Сч 1,0)

0,05Iнl < I1 < 0,1 Iнl

2,3

-

-

-

3,5

-

-

-

0,Ин1 < I1 < 0,2I^

1,8

2,3

2,6

4,7

3,0

3,5

3,8

5,5

0,2Iн1 < I1 < tl

1,4

1,6

1,7

2,8

2,9

3,1

3,2

4,1

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

1,2

1,3

1,4

2,1

2,9

3,0

3,1

3,6

Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер

ИК

Диапазон значений силы тока

Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), %

Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), %

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1

2

3

4

5

6

7

8

1 - 6

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,05I^ < I1 < 0,2Iнl

5,8

4,7

2,9

6,3

5,2

3,5

0,2^1 < Il < Iel

3,2

2,6

1,8

3,6

3,0

2,3

bl < I1 < 1,2Iн1

2,5

2,1

1,5

2,8

2,5

2,1

1

2

3

4

5

6

7

8

7, 10 - 13

0,051н1 < 11 < 0,21н1

5,7

4,6

3,0

6,6

5,6

4,3

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,21н1 < I1 < 1н1

3,2

2,6

1,8

4,5

4,1

3,5

1н1 < I1 < 1,21н1

2,5

2,1

1,5

4,1

3,8

3,4

8, 9

0,051н1 < ^ < 0,21н1

5,7

4,6

2,8

6,2

5,1

3,4

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 1,0)

0,21н1 < I1 < 1н1

3,0

2,5

1,7

3,4

2,9

2,2

1н1 < I1 < 1,21н1

2,2

1,9

1,4

2,6

2,3

2,0

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Л), с

5

Примечания

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

3    Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    сила тока, % от !ном

-    коэффициент мощности, cosj температура окружающей среды ,°C:

-    для счётчиков активной энергии:

ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ 30206-94

-    для счётчиков реактивной энергии:

ГОСТ Р 52425-2005

ГОСТ 26035-83

от 99 до 101 от 100 до 120 0,87

от +21 до +25

от +21 до +25 от +18 до +22

Условия эксплуатации: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    сила тока, % от !ном

-    коэффициент мощности

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C

-    для ТТ и ТН

-    для счётчиков

-    для УСВ-3

от 90 до 110 от 5(10) до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

от -45 до +35 от -40 до +55 от -25 до +60

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчётчики СЭТ-4ТМ.03:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

2

Электросчётчики СЭТ-4ТМ.02:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

72

Электросчётчики СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-08), ПСЧ-3ТМ.05Д,

ПСЧ-3ТМ.05М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

2

Электросчётчики СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-12):

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

2

Устройство синхронизации времени УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

24

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

0,99

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

Глубина хранения информации

Электросчётчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

45

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    в журналах событий счётчика и сервера фиксируются факты:

-    попытка несанкционированного доступа;

-    факты связи со счётчиком, приведших к изменениям данных;

-    изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера ИВК.

- наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счётчике;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

-    ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-    счётчиках (функция автоматизирована);

-    сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    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 типографическим способом. Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ТВЛМ-10

10 шт.

Трансформаторы тока

ТВЛМ

2 шт.

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

8 шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

6 шт.

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

3 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

2 шт.

Трансформаторы напряжения

НОМ-6

8 шт.

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

2 шт.

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2 шт.

Счётчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03.01

1 шт.

Счётчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02.2-14

7 шт.

Счётчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02М.03

5 шт.

Счётчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-3ТМ.05Д.03

1 шт.

Счётчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-3ТМ.05М.03

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1 шт.

Сервер на базе виртуальной машины

WMware vSphere High Availability

1 шт.

Методика поверки

МП-312235-068-2019

1 экз.

Формуляр

ГДАР.411711.057 ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-312235-068-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) розничных потребителей на объектах ПАО «ТГК-2» в г. Костроме. Методика поверки», утверждённому

ООО «Энергокомплекс» 21.08.2019 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 и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;

-    по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    электросчётчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

-    электросчётчиков СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счётчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ФБУ «Нижегородский ЦСМ»;

-    электросчётчиков СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

-    электросчётчиков СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-12) - в соответствии с документом «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

-    электросчётчиков ПСЧ-3ТМ.05Д - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.159РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-3ТМ.05Д. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованным с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 26.12.2008 г.;

-    электросчётчиков ПСЧ-3ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.138РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.138РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

-    устройства синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);

-    прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) розничных потребителей на объектах ПАО «ТГК-2» в г. Костроме», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) розничных потребителей на объектах ПАО «ТГК-2» в г. Костроме

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

Развернуть полное описание