Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ мобильных агрегатов энергоснабжения. Площадка № 2 - Сочинская ТЭС

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55799-13
Производитель / заявитель: ОАО "Электроцентроналадка" (ОАО "ЭЦН"), г.Москва
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ мобильных агрегатов энергоснабжения. Площадка № 2 - Сочинская ТЭС поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55799-13: Описание типа СИ Скачать 115.5 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55799-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ мобильных агрегатов энергоснабжения. Площадка № 2 - Сочинская ТЭС
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке НВЦП.422200.075.МП
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1452 п. 38 от 09.12.2013
Производитель / Заявитель

ОАО "Электроцентроналадка", г.Москва

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ мобильных агрегатов энергоснабжения. Площадка № 2 - Сочинская ТЭС (далее - АИИС КУЭ мобильных агрегатов - Сочинская ТЭС) предназначена для измерений, коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.

Описание

АИИС КУЭ мобильных агрегатов - Сочинская ТЭС, предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).

АИИС КУЭ мобильных агрегатов - Сочинская ТЭС, представляет собой трехуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) состоит из установленных на объектах контроля трансформаторов тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей, технических средств каналов передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в который входит устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-327, обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (каналообразующей аппаратуры).

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (ПО), каналообразующую аппаратуру, рабочую станцию (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в ОАО «АТС».

АИИС КУЭ мобильных агрегатов - Сочинская ТЭС решает следующие основные задачи:

-    измерение активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;

-    измерение средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;

-    ведение единого времени при помощи УССВ.

Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируется в базе данных УСПД и ИВК.

Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.

В АИИС КУЭ мобильных агрегатов - Сочинская ТЭС измерения и передача данных на верхний уровень происходят следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики Альфа А1800, Альфа А2 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=UTcosffl) и полную мощность (S=UI). Реактивная мощность (Q) рас-

2 2 0 5

считывается в счетчике по алгоритму Q=(S -P ) ’ . Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация передается в УСПД. В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМ. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и уровнем доступа АРМ к базе данных. Для передачи данных (информации) об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ к другому используется проводная (оптоволоконная) линия связи (основной канал передачи данных), в качестве резервного канала передачи данных применяется GSM-сеть связи.

АИИС КУЭ мобильных агрегатов - Сочинская ТЭС имеет 3 независимых устройств синхронизации времени (УССВ). Коррекция времени ИВК (сервера) производится не реже одного раза в сутки по сигналам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного к ИВК (серверу). Коррекция времени каждого УСПД производится не реже одного раза в час по сигналам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД.

Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).

Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам или УСПД (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа Notebook с последующей передачей данных на компьютер высшего уровня.

В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.

Все основные технические компоненты, используемые в АИИС КУЭ мобильных агрегатов - Сочинская ТЭС, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов УСПД, а определяются

классом точности применяемых ТТ, ТН (класс точности 0,2; 0,5S; 0,5) и электросчетчиков (класс точности 0,2S/0,5; 0,5S/1).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВКЭ, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ мобильных агрегатов - Сочинская ТЭС, приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР».

Наименование программного обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Альфа ЦЕНТР»

Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) (amrserver.exe)

Альфа Центр AC PE 100 12.07.04.01

045761ae9e8e40c82b06

1937aa9c5b00

MD5

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД (amrc.exe)

b9b908fbf31b532757cd

5cd1efedf6d8

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД (amra.exe)

a5d6332fc9afe785b9f24

3a6861606f2

Драйвер работы с БД (cdbora2.dll)

860d26cf7a0d26da4acb

3862aaee65b1

Библиотека шифрования пароля счетчиков (encryptdll.dll)

0939ce05295fbcbbba40

0eeae8d0572c

Библиотека сообщений планировщика опросов (alphamess.dll)

b8c331abb5e34444170e

ee9317d635cd

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Таблица 2 - Метрологические и технические характе

ристики.

Параметр

Значение

Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии.

Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3

Параметры питающей сети переменного тока:

-    напряжение, В

-    частота, Гц

220± 22 50 ± 1

Температурный диапазон окружающей среды для:

-    счетчиков электрической энергии, °С

-    трансформаторов тока и напряжения, °С

от +5 до +35 от -40 до +40

Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл

0,5

Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения

25-100

Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %

0,25

Первичные номинальные напряжения, кВ

110; 12; 10; 0,4

Первичные номинальные токи, кА

2,0; 0,4; 0,3; 0,1

Номинальное вторичное напряжение, В

120; 100

Номинальный вторичный ток, А

5

Количество точек измерения, шт.

10

Интервал задания границ тарифных зон, минут

30

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, секунд

±5

Средний срок службы системы, лет

15

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении

электрической энергии, для рабочих условий эксплуатации, 8э %.

ИК

Состав ИИК

cos ф (sin ф)

5 1(2)%I 11(2)%<1<15%

5 5%I

I5%—I<I20%

5 20%I I20%<I—1100%

5 100%i I100%<I—1120%

1,

5, 8

ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S

(активная энергия)

1

Не нормируется

±1,1

±0,8

±0,8

0,8

(емк.)

Не нормируется

±1,5

±1,0

±1,0

0,5

(инд.)

Не нормируется

±2,2

±1,4

±1,2

ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5

(реактивная энергия)

0,8

(0,6)

Не нормируется

±2,5

±1,9

±1,8

0,5

(0,87)

Не нормируется

±1,8

±1,5

±1,5

4

ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S

(активная энергия)

1

Не нормируется

±1,1

±0,8

±0,8

0,8

(емк.)

Не нормируется

±1,5

±1,0

±1,0

0,5

(инд.)

Не нормируется

±2,2

±1,4

±1,2

ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5

(реактивная энергия)

0,8

(0,6)

Не нормируется

±2,3

±1,4

±1,2

0,5

(0,87)

Не нормируется

±1,7

±1,2

±1,1

2, 3

ТТ класс точности 0,5 ТН отсутствует Счетчик класс точности 0,5S

(активная энергия)

1

Не нормируется

±2,2

±1,6

±1,5

0,8

(емк.)

Не нормируется

±3,3

±2,2

±1,9

0,5

(инд.)

Не нормируется

±5,6

±3,1

±2,4

ТТ класс точности 0,5 ТН отсутствует Счетчик класс точности 1,0

(реактивная энергия)

0,8

(0,6)

Не нормируется

±5,2

±3,0

±2,4

0,5

(0,87)

Не нормируется

±3,6

±2,3

±2,1

6, 7

ТТ класс точности 0,5 ТН отсутствует Счетчик класс точности 0,2S

(активная энергия)

1

Не нормируется

±1,8

±1,0

±0,8

0,8

(емк.)

Не нормируется

±2,9

±1,6

±1,2

0,5

(инд.)

Не нормируется

±5,3

±2,7

±1,9

ТТ класс точности 0,5 ТН отсутствует Счетчик класс точности 0,5

(реактивная энергия)

0,8

(0,6)

Не нормируется

±4,5

±2,3

±1,7

0,5

(0,87)

Не нормируется

±2,7

±1,5

±1,2

9, 10

ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S

(активная энергия)

1

±1,9

±1,2

±1,0

±1,0

0,8

(емк.)

±3,0

±1,8

±1,4

±1,4

0,5

(инд.)

±5,5

±3,0

±2,3

±2,3

ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5

(реактивная энергия)

0,8

(0,6)

±4,7

±3,0

±2,4

±2,4

0,5

(0,87)

±3,0

±2,0

±1,8

±1,8

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (8 р ), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):

8 р = ±

82 э +

, где

8 р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;

8 э - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3, в %;

K - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;

К е - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт*ч);

Тср - величина интервала усреднения мощности, выраженная в часах;

P - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.

Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:

8 ркорр =——--100%, где

ркорр- 3600Т

ср

At — величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках, выраженная в секундах;

Тср - величина интервала усреднения мощности, выраженная в часах.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ мобильных агрегатов - Сочинская ТЭС типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входят:

-    средства измерения, приведенные в таблицах 4 и 5;

-    вспомогательное оборудование, документация и ПО, представлены в таблице 6. _Таблица 4 - Состав АИИС КУЭ мобильных агрегатов - Сочинская ТЭС_

Канал учета

Средство измерений

ИК

Наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

Вид СИ

Тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра

1

ТГ-1

ТТ

780I-202-5

I1/I2 = 2000/5; класс точности 0,2 №№ 52717209; 52717210 ГР № 51411-12

ТН

PTW5-2-110-SD02442FF

U1/U2 = 12000/120; класс точности 0,2

№№ 52740637; 52740638

ГР № 51410-12

Счетчик

Альфа A1800;

(мод. А1802RAL-P4GB-DW-4) класс точности 0,2S/0,5 № 01246797

1ном = 5 А

ГР № 31857-11

2

ГТЭС №1 ТСН-ТШ2

ТТ

ASK, EASK, (E)ASK(D)

(мод. ASK 63.4)

I1/I2 = 400/5; класс точности 0,5 №№ 08H 92171510; 08H 92171519; 08H92171520 ГР № 31089-06

ТН

Нет

Счетчик

Альфа A2;

(мод. A2R2-4-AL-C29-T) класс точности 0,5S/1 № 01193600

!-ном = 5 А

ГР № 27428-04

3

ГТЭС №1 ТСН-ТШ1

ТТ

ASK, EASK, (E)ASK(D)

(мод. ASK 31.4)

I1/I2 = 100/5; класс точности 0,5 №№ 08G 92118456; 08G 92118432; 08G92118453 ГР № 31089-06

ТН

Нет

Счетчик

Альфа A2;

(мод. A2R2-4-AL-C29-T) класс точности 0,5S/1 № 01193602

!-ном = 5 А

ГР № 27428-04

4

ГТЭС №1 Ввод 110 кВ мобильной ГТЭС

ТТ

TAT

I1/I2 = 300/5; класс точности 0,2 №№ GD8/P28014; GD8/P28009; GD8/P28007 ГР № 29838-05

ТН

EMF 52-170

(мод. EMF 145) U1/U2 = 110000:V3/100:V3; класс точности 0,2 №№ 1HSE 8777 930; 1HSE 8777 931; 1HSE 8777 932 ГР № 32003-06

Счетчик

Альфа A1800

(мод. А1802RAL-P4GB-DW-4) класс точности 0,2S/0,5 № 01163869

1«ом = 5 А

ГР № 31857-06

5

ТГ-2

ТТ

780I-202-5

I1/I2 = 2000/5; класс точности 0,2 №№ 52840041; 52840046 ГР № 53453-13

ТН

PTW5-2-110-SD02442FF

U1/U2 = 12000/120; класс точности 0,2

№№ 52843287; 52843288

ГР № 53454-13

Счетчик

Альфа A1800

(мод. А1802RAL-P4GB-DW-4) Класс точности 0,2S/0,5 № 01246813

!^ном = 5 А

ГР № 31857-11

6

ГТЭС №2 TCH-TN22

ТТ

ASK, EASK, (E)ASK(D)

(мод. ASK 63.4)

I1/I2 = 400/5; класс точности 0,5 № № 12K 94994634; 12K 94994636; 12K 94994639 ГР № 49019-12

ТН

Нет

Счетчик

Альфа A1800

(мод. А1802RAL-P4GB-DW-4) Класс точности 0,2S/0,5 № 01263002

!-ном = 5 А

ГР № 31857-06

7

ГТЭС №2 TCH-TN21

ТТ

ASK, EASK, (E)ASK(D)

(мод. ASK 31.3)

I1/I2 = 100/5; класс точности 0,5 №№ 12D 94613780; 12D 94613784; 12D 94613791 ГР № 49019-12

ТН

Нет

Счетчик

Альфа A1800

(мод. А1802RAL-P4GB-DW-4) Класс точности 0,2S/0,5 № 01263003

!-ном = 5 А

ГР № 31857-06

8

ГТЭС №2 Ввод 110 кВ мобильной ГТЭС

ТТ

TAT

I1/I2 = 300/5; класс точности 0,2 №№ 6091367; 6091368; 6091366 ГР № 29838-05

ТН

EMF 52-170 (мод. EMF 145)

U1/U2 = 110000:V3/100:V3;

класс точности 0,2

№№ 1HSE 8728 890; 1HSE 8728 891;

1HSE 8728 892

ГР № 32003-06

Счетчик

Альфа A1800;

(мод. А1802RAL-P4GB-DW-4) Класс точности 0,2S/0,5 № 01263005

1«ом = 5 А

ГР № 31857-11

9

КРУН-10 кВ, яч. №1

ТТ

ТОЛ-СЭЩ

(мод. Т0Л-СЭЩ-10-23)

I1/I2 = 100/5; класс точности 0,5S №№ 17700-13; 17661-13; 17644-13 ГР № 51623-12

ТН

НАЛИ-СЭЩ

(мод. НАЛИ-СЭЩ-10)

U1/U2 = 10000/100; класс точности 0,5 №№ 00513-13 ГР № 51621-12

Счетчик

Альфа A1800

(мод. А1802RAL-P4GB-DW-4) класс точности 0,2S/0,5 № 01249126

1«ом = 5 А

ГР № 31857-11

10

КРУН-10 кВ, яч. №3

ТТ

ТОЛ-СЭЩ

(мод. Т0Л-СЭЩ-10-23)

I1/I2 = 100/5; класс точности 0,5S №№ 17628-13; 17619-13; 17548-13 ГР № 51623-12

ТН

НАЛИ-СЭЩ

(мод. НАЛИ-СЭЩ-10)

U1/U2 = 10000/100; класс точности 0,5 №№ 00513-13 ГР № 51621-12

Счетчик

Альфа A1800

(мод. А1802RAL-P4GB-DW-4) класс точности 0,2S/0,5 № 01249117

1«ом = 5 А

ГР № 31857-11

Таблица 5 - Перечень УСПД, входящих в состав АИИС КУЭ мобильных агрегатов -Сочинская ТЭС.

Тип, модификация, № Госреестра

зав. №

Номер измерительного канала

RTU-327,

(мод. RTU-327LV01-E2-B04-M04) ГР № 41907-09

007623

1 - 4

007624

5 - 10

Таблица 6 - Перечень вспомогательного оборудования, документации и ПО.

Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации

Необходимое количество для АИИС КУЭ мобильных агрегатов -Сочинская ТЭС

ИВК HP Proliant DL160G5 Xeon E 5405/ОЗУ-1GB/ НЖМД- 2x250Gb

1 шт.

Устройство синхронизации времени (УССВ-16HVS, УССВ-35П^)

3 шт.

Источник бесперебойного питания (ИБП) Smart-UPS 1000RM

2 шт.

Спутниковый терминал

3 шт.

Сотовый модем TC35T

3 шт.

Маршрутизатор Cisco 2960

3 шт.

Инженерный пульт на базе Notebook

1 шт.

Формуляр НВЦП.422200.075.ФО

1(один) экземпляр

Методика поверки НВЦП.422200.075.МП

1(один) экземпляр

Руководство по эксплуатации НВЦП.422200.075.РЭ

1(один) экземпляр

Программное обеспечение для настройки электросчетчиков («MeterCat 3.2.1»; «APLHAPLUS W 1.30»)

Состав программных модулей определяется заказом потребителя

Программное обеспечение для настройки УСПД RTU-327

Состав программных модулей определяется заказом потребителя

Программный пакет AC PE 100 «Альфа-ЦЕНТР». Версия 12.07.04.01

Состав программных модулей определяется заказом потребителя

Поверка

осуществляется по документу НВЦП.422200.075.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) мобильных агрегатов энергоснабжения. Площадка № 2 - Сочинская ТЭС. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

-    средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    средства поверки счетчиков электрической энергии типа Альфа А2 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2004 г.;

-    средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800 в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2006 г.;

-    средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа А1800 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки. ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    средства поверки устройств сбора и передачи данных RTU-327 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-    радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1мкс, ГР № 27008-04.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе: «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ мобильных агрегатов энергоснабжения. Площадка № 2 - Сочинская ТЭС». НВЦП.422200.75.МИ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) мобильных агрегатов энергоснабжения. Площадка № 2 - Сочинская ТЭС

1.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

2.    ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

3.    ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

4.    ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статистические счетчики реактивной энергии».

5.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

6.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

Рекомендации к применению

при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Смотрите также