Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала ОАО "ОГК-3" "Костромская ГРЭС"
Номер в ГРСИ РФ: | 48145-11 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново |
Для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала ОАО "ОГК-3" "Костромская ГРЭС", сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 48145-11 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала ОАО "ОГК-3" "Костромская ГРЭС" |
Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2011 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ Пензенского ЦСМ |
Адрес центра | 440028, г.Пенза, ул.Комсомольская, д.20 |
Руководитель центра | Катышкин Юрий Григорьевич |
Телефон | (8*841*2) 62-02-63 |
Факс | 49-82-63 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 44325 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | Приказ 6290 от 31.10.11 п.61 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново
Россия
153002, ул.Калинина, 5. тел. (4932) 23-05-91, Факс 29-88-22 (153032, ул.Ташкентская, 90, Тел/факс: 298-822), тел/факс: (4932) 230-230, E-mail: askue@ien.ru
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 48145-11 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
48145-11: Описание типа СИ | Скачать | 738.6 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» (далее АИ-ИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электрической энергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии класса точности 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленных на объектах (23 точки измерений), вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
Между ИИК и ИВКЭ организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВКЭ.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), построен на базе устройств сбора и передачи данных типа RTU-325 (№ 37288-08 в Государственном реестре средств измерений).
На уровне ИВКЭ обеспечивается:
- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- разграничение прав доступа к информации.
Между ИВКЭ и ИВК организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИВКЭ в ИВК.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения (пакет «АльфаЦЕНТР», производства «ЭЛЬСТЕР МЕТРОНИКА», (№20481-00 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УССВ, автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).
На уровне ИВК обеспечивается:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
- безопасность хранения данных и ПО;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- разграничение прав доступа к информации;
- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows XP. На АРМ также установлен ПО «АльфаЦЕНТР».
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
- показатели режимов электропотребления;
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации - участники оптового рынка электрической энергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Время сервера БД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сервер осуществляет коррекцию времени УСПД и счетчиков. Сличение времени сервера и УСПД осуществляется каждые 60 мин, и корректировка времени УСПД выполняется при достижении расхождения времени сервера и УСПД ± 1 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем УСПД ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
Программное обеспечение
Прикладное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
Программа -планировщик опроса и передачи данных |
amrserver.exe |
3.28.6.0 |
6BE70157 |
CRC32 |
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
атгс.ехе |
3.29.2.0 |
D0893292 |
CRC32 |
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
amra.exe |
3.29.2.0 |
3D3B9794 |
CRC32 |
Драйвер работы с БД |
cdbora2.dll |
3.29.0.0 |
74A48292 |
CRC32 |
Библиотека шифрования пароля счетчиков ЕвроАльфа |
encryptdll.dll |
2.0.0.0 |
BD63F2C9 |
CRC32 |
Библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
_ |
A99F4657 |
CRC32 |
Технические характеристики
Основные метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2
№ ИК |
Наименование присоединения |
ТТ, коэф. класс точности (КТ) № в Госрее-стре СИ |
ТН, коэф. класс точности (КТ) № в Госреест-ре СИ |
Счетчик, класс точности (КТ) № в Гос-реестре СИ |
УСПД |
Вид элек-триче-ской энергии |
Метрологические характеристики ИК | |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
Г енера-тор 1 |
ТШЛ-20-1 12000/5 КТ 0,2S 21255-08 |
ЗНОЛ.06 20000/^3/ 100/V3 КТ 0,2 3344-08 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
RTU- |
активная реактивная |
±5,2 ±3,6 |
±5,3 ±4,0 |
2 |
Г енера-тор 2 |
ТШЛ-20-1 12000/5 КТ 0,2S 21255-08 |
ЗНОЛ.06 20000/^3/ 100/V3 КТ 0,2 3344-08 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
325 |
активная реактивная |
±5,2 ±3,6 |
±5,3 ±4,0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
3 |
Г енера-тор 3 |
ТШЛ-20-1 12000/5 КТ 0,2S 21255-08 |
ЗНОЛ.06 20000/^3/100/^3 КТ 0,2 3344-08 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,2 ±3,6 |
±5,3 ±4,0 | |
4 |
Г енера-тор 4 |
ТШЛ20Б-1 12000/5 КТ 0,5 4016-74 |
ЗНОМ-20-63 20000/^3/100/^3 КТ 0,5 1593-62 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 | |
5 |
Г енера-тор 5 |
ТШЛ-20-1 12000/5 КТ 0,2S 21255-08 |
ЗНОЛ.06 20000/^3/100/^3 КТ 0,2 3344-08 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,2 ±3,6 |
±5,3 ±4,0 | |
6 |
Г енера-тор 6 |
ТШЛ-20-1 12000/5 КТ 0,2S 21255-08 |
ЗНОЛ.06 20000/^3/100/^3 КТ 0,2 3344-08 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,2 ±3,6 |
±5,3 ±4,0 | |
7 |
Г енера-тор 7 |
ТШЛ-20-1 12000/5 КТ 0,2S 21255-08 |
ЗНОЛ.06 20000/^3/100/^3 КТ 0,2 3344-08 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
RTU- 325 |
активная реактивная |
±5,2 ±3,6 |
±5,3 ±4,0 |
8 |
Г енера-тор 8 |
ТШЛ20Б-1 12000/5 КТ 0,5 4016-74 |
ЗНОМ-20-63 20000/^3/100/^3 КТ 0,5 1593-62 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 | |
9 |
Г енера-тор 9 А |
ТШВ24 24000/5 КТ 0,5 6380-09 |
ЗНОМ-24-69У1 20000/^3/100/^3 КТ 0,5 8961-82 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 | |
10 |
Г енера-тор 9 Б |
ТШВ24 24000/5 КТ 0,5 6380-09 |
ЗНОМ-24-69У1 20000/^3/100/^3 КТ 0,5 8961-82 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 | |
11 |
ВЛ-500 Костромская ГРЭС-Загорская ГАЭС |
ТФЗМ 500Б 2000/1 КТ 0,2S 26546-11 |
НКФ-М 500000/\3/ 100/V3 КТ 0,2 26454-08 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,2 ±3,6 |
±5,3 ±4,0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
12 |
ВЛ-500 Костромская ГРЭС -Костромская АЭС |
ТФЗМ 500Б 2000/1 КТ 0,2S 26546-11 |
НКФ-М 500000/\3/ 100/V3 КТ 0,2 26454-08 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,2 ±3,6 |
±5,3 ±4,0 | |
13 |
ВЛ-500 Костромская ГРЭС -Луч |
ТФЗМ 500Б 2000/1 КТ 0,2S 26546-11 |
НКФ-М 500000/\3/ 100/V3 КТ 0,2 26454-08 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,2 ±3,6 |
±5,3 ±4,0 | |
14 |
ВЛ-500 Костромская ГРЭС -Владимирская |
ТФЗМ 500Б 2000/1 КТ 0,2S 26546-11 |
НКФ-М 500000/\3/ 100/V3 КТ 0,2 26454-08 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,2 ±3,6 |
±5,3 ±4,0 | |
15 |
ВЛ-220 Костромская ГРЭС -Мотор-деталь-1 |
ТФНД-220-1 1000/1 КТ 0,5 3694-73 |
НКФ-220-58 220000/^3/ 100/V3 КТ 0,5 14626-06 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 | |
16 |
ВЛ-220 Костромская ГРЭС -Мотор-деталь-2 |
ТФНД-220-1 1000/1 КТ 0,5 3694-73 |
НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3 КТ 0,5 14626-06 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
RTU- 325 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 |
17 |
ВЛ-220 Костромская ГРЭС-Кострома |
ТФНД-220-1 1000/1 КТ 0,5 3694-73 |
НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3 КТ 0,5 14626-06 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 | |
18 |
ВЛ-220 Костромская ГРЭС-Ярославль |
ТФНД-220-1 1000/1 КТ 0,5 3694-73 |
НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3 КТ 0,5 14626-06 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 | |
19 |
ВЛ-220 Костромская ГРЭС-Иваново-1 |
ТФНД-220-1 1000/1 КТ 0,5 3694-73 |
НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3 КТ 0,5 14626-06 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
20 |
ВЛ-220 Костромская ГРЭС-Иваново-2 |
ТФНД-220-1 1000/1 КТ 0,5 3694-73 |
НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3 КТ 0,5 14626-06 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
RTU- 325 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 |
21 |
ВЛ-220 Костромская ГРЭС-Вичуга-1 |
ТФНД-220-1 1000/1 КТ 0,5 3694-73 |
НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3 КТ 0,5 14626-06 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 | |
22 |
ВЛ-220 Костромская ГРЭС-Вичуга-2 |
ТФНД-220-1 1000/1 КТ 0,5 3694-73 |
НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3 КТ 0,5 14626-06 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 | |
23 |
Выключатель ОШСВ |
ТФНД-220-1 2000/1 КТ 0,5 3694-73 |
НКФ-220-58 220000/^3/100 /V3 КТ 0,5 14626-06 |
EA02RAL-P1-B4-W КТ 0,2S/0,5 16666-97 |
активная реактивная |
±5,3 ±4,1 |
±5,4 ±4,3 |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности.
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
• температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
• относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
• Индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия:
• температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
• относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха 30°С;
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
• Индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ЗАО «Тандер» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6. Надежность системных решений:
• Резервирование питания УСПД с помощью устройства АВР;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пе
редаваться в организации - рынка электрической энергии по электронной почте;
Глубина хранения информации:
• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств изме
рений - за весь срок эксплуатации системы.
7. Надежность применяемых в системе компонентов:
• Счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее
90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.
• Сервер - среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3
Наименование изделия |
Кол-во шт. |
Примечание |
Счетчик электрической энергии EA02RAL-P1-B4-W |
23 | |
Трансформатор тока ТШЛ-20-1 |
18 | |
Трансформатор тока ТШЛО-20Б |
6 | |
Трансформатор тока ТШВ-24 |
6 | |
Трансформатор тока ТФЗМ 500Б |
12 | |
Трансформатор тока ТФНД-220 |
27 | |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06 |
18 | |
Трансформатор напряжения ЗНОМ-20 |
6 | |
Трансформатор напряжения ЗНОМ-24 |
6 | |
Трансформатор напряжения НКФ-М |
6 | |
Трансформатор напряжения НКФ-220-58 |
6 | |
УСПД RTU-325 |
2 | |
Модем GSM модем Siemens TC-35i |
1 | |
Модем ZyXEL |
2 | |
Сервер БД HP Proliant DL 380 G-4 |
1 | |
Комплекс информационно-вычислительный ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 | |
Методика поверки ИЭН 1947РД-11.01.МП |
1 | |
Инструкция по эксплуатации ИЭН 1947РД-11.01.ИЭ |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 48145-11 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 20.10.2011 г.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.