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
76588-19: Методика поверки МП-312235-068-2019Скачать1.3 Мб