Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3
| Номер в ГРСИ РФ: | 57098-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Территориальная генерирующая компания №2", г.Ярославль |
| 57098-14: Описание типа СИ | Скачать | 113.6 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 57098-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 481 п. 51 от 16.04.2014 |
Производитель / Заявитель
ОАО "ТГК № 2", г.Ярославль
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1797/550-2014 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 57098-14: Описание типа СИ | Скачать | 113.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ЕвроАльфа класса точности 0,5S в части активной электроэнергии (по ГОСТ Р 52323-2005), класса точности 1,0 в части реактивной электроэнергии (по ГОСТ Р 52425-2005), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), реализован на базе устройства сбора и передачи данных (далее по тексту -УСПД) RTU-325 (Госреестр № 37288-08) выполняющего функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень Центра сбора данных АИИС КУЭ. ИВКЭ содержит программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР»;
3-ий уровень - измерительно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), реализованный на базе серверного оборудования (Сервер НР Proliant ML370R G4). ИВК содержит сервер базы данных (далее по тексту - СБД), программное обеспечение основного сервера управления «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту - ИВК «АльфаЦЕНТР») (Госреестр № 44595-10), автоматизированное рабочее место оператора (далее по тексту - АРМ), каналы сбора данных с уровня ИВКЭ, каналы передачи данных субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;
- 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 заинтересованные организации;
- 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ). Принцип действия.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВКЭ входит устройство синхронизации времени (УСВ) на основе приемника GPS типа 35-HVS. СОЕВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов УСПД, при превышении порога ± 2 с происходит коррекция часов УСПД. Часы сервера синхронизируются при каждом сеансе связи сервер - УСПД, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 2 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ± 2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Основная среднесуточная погрешность счетчиков по времени согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей - ± 1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
Уровень ИВК Центра сбора данных содержит ПО «АльфаЦЕНТР». С помощью ПО «АльфаЦЕНТР» решаются задачи коммерческого многотарифного учета электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов, автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
|
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Идентификационное наименование файла ПО |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
Версия 12 |
3e736b7f380863f44cc8e6f7b d211c54 |
ас imetrology.dll |
MD5 |
ПО ИВК «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 .
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Наименование объекта |
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ |
Вид электроэнергии | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик |
УСПД | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
136.1 |
Ярославская ТЭЦ-3, ОВВ 110 кВ |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 391; 400; 382 Госреестр № 30559-05 |
ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 729; 732; 730; 733; 731; 734 Госреестр № 41794-09 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134997 Госреестр № 16666-97 |
RTU-325 Зав. № 2103 Госреестр № 37288-08 |
активная реактивная |
|
141.1 |
Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Ярославская-2 |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 383; 386; 389 Госреестр № 30559-05 |
ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 732; 733; 734 Госреестр № 41794-09 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134958 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
142.1 |
Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Ярославская-3 |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 390; 394; 396 Госреестр № 30559-05 |
ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 729; 730; 731 Госреестр № 41794-09 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134969 Госреестр № 16666-97 |
активная реактивная | |
|
149.1 |
Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Ярославская-1 |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 405; 406; 407 Госреестр № 30559-05 |
ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 729; 730; 731 Госреестр № 41794-09 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134992 Госреестр № 16666-07 |
активная реактивная | |
|
150.1 |
Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Пионерская |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 380; 381; 385 Госреестр № 30559-05 |
ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 729; 730; 731 Госреестр № 41794-09 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134987 Госреестр № 16666-07 |
активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
151.1 |
Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Комсомольская |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 393; 397; 399 Госреестр № 30559-05 |
ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 732; 733; 734 Госреестр № 41794-09 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134978 Госреестр № 16666-07 |
RTU-325 Зав. № 2103 Госреестр № 37288-08 |
активная реактивная |
|
152.1 |
Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Перекопская |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 388; 395; 398 Госреестр № 30559-05 |
ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 729; 730; 731 Госреестр № 41794-09 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134961 Госреестр № 16666-07 |
активная реактивная | |
|
153.1 |
Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Фрунзенская-1 |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 402; 404; 401 Госреестр № 30559-05 |
ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 729; 730; 731 Госреестр № 41794-09 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134983 Госреестр № 16666-07 |
активная реактивная | |
|
154.1 |
Ярославская ТЭЦ-3, ВЛ-110 кВ Фрунзенская-2 |
ТВИ-110 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 408; 409; 403 Госреестр № 30559-05 |
ЗНГ-110 кл.т 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Зав. № 732; 733; 734 Госреестр № 41794-09 |
EA05RAL-B-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01134982 Госреестр № 16666-07 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИК |
cos ф |
81(2)%, |
85 %, |
820 %, |
8100 %, |
|
I1(2)% - I изм< I 5 % |
I5 %-I изм<1 20 % |
I20 %-1изм<1100% |
I100 %-1изм-1120% | ||
|
136.1, 141.1, 142.1, 149.1, 150.1, 151.1, 152.1, 153.1, 154.1 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
1,0 |
±2,0 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±2,5 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±3,0 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,0 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,5 |
±5,4 |
±2,9 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИК |
cos ф |
81(2)%, |
85 %, |
820 %, |
8100 %, |
|
I1(2)% - I изм< I 5 % |
I5 %-I изм<1 20 % |
I20 %-1изм<1100% |
I100 %-1изм-1120% | ||
|
136.1, 141.1, 142.1, 149.1, 150.1, 151.1, 152.1, 153.1, 154.1 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
0,9 |
±6,4 |
±3,6 |
±2,7 |
±2,4 |
|
0,8 |
±4,5 |
±2,7 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,7 |
±3,7 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±2,9 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,4 | |
Продолжение таблицы 3
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИК |
cos ф |
81(2)%, |
85 %, |
820 %, |
8100 %5 |
|
I1(2)% - I изм< I 5 % |
I5 %-1 изм<| 20 % |
I20 %-1изм<1100% |
1100 %-1изм-1120% | ||
|
136.1, 141.1, 142.1, 149.1, 150.1, 151.1, 152.1, 153.1, 154.1 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
1,0 |
±2,4 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,8 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±3,2 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,8 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±5,6 |
±3,3 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИК |
cos ф |
8 1(21%- |
85 %, |
820 %; |
8100 %; |
|
I1(2)% - 1 изм< 1 5 % |
I5 %-1 изм<| 20 % |
I20 %-1изм<1100% |
I100 %-1изм-1120% | ||
|
136.1, 141.1, 142.1, 149.1, 150.1, 151.1, 152.1, 153.1, 154.1 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,2) |
0,9 |
±7,3 |
±5,0 |
±4,5 |
±4,1 |
|
0,8 |
±5,7 |
±4,4 |
±3,7 |
±3,7 | |
|
0,7 |
±5,0 |
±4,1 |
±3,5 |
±3,5 | |
|
0,5 |
±4,3 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,4 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%p и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала. соответствующие вероятности 0.95.
4 Нормальные условия эксплуатации :
- параметры сети: диапазон напряжения - от 0,98^ином до 1,02^ином; диапазон силы тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд; частота - (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40°С до плюс 50°С; счетчиков -от плюс 18°С до плюс 25°С; ИВКЭ - от плюс 10°С до плюс 30°С; ИВК - от плюс 10°С до плюс 30°С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^ин1 до 1,1 ин1; диапазон силы первичного тока - от 0,01 1н1 до 1,2 1н1; коэффициент мощности cos9 (sm9) - от 0,5 до 1,0 (0,4 + 0,9); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30°С до плюс 35°С.
для электросчетчиков:
- для счётчиков электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" от минус 40°C до плюс 65 °C;
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)ин2;
- сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИК № 1 - 9; частота - (50 ± 0,4) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в Ярославской ТЭЦ-3 порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- УСВ - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 23612 часа;
- ИВК «АльфаЦЕНТР» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 1 час;
- для сервера Тв < 1 час;
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
- на счетчики предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчиков;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- серверах, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - до 30 лет при отсутствии питания;
- УСПД - Хранение данных при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение (Тип) |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
1 Трансформатор тока |
ТВИ-110 |
27 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
|
2 Трансформатор напряжения |
ЗНГ-110 |
6 |
|
3 Счётчик электрической энергии |
EA05RAL-B-4 |
9 |
|
4 Устройство сбора и передачи данных |
RTU325-E1-256-M3-B4-Q-i2-G |
1 |
|
5 Специализированное программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
6 Сервер базы данных |
Сервер НР Proliant ML370R G4 |
1 |
|
7 Устройство синхронизации времени |
35-HVS |
1 |
|
8 Формуляр-Паспорт |
ПРКФ.411711.001.ПМ.М |
1 |
|
9 Методика поверки |
МП 1797/550-2014 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1797/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 . Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в марте 2014 года.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2919-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики ЕвроАльфа- в соответствии с документом « Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные "ЕвроАЛЬФА". Методика поверки» ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2012 г.;
- УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передача данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП» утвержденному ГСИ СИ ФГУП «ВНИ-ИМС» в 2008г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием систем автоматизированных информационноизмерительных коммерческого учета электроэнергии ГУ ОАО «ТГК-2» по ЯО» с именением № 1, 2. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 993/446-01.00229-2012 от 29.03.2012 года.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ 31819.22-2012 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S".
7 ГОСТ 31819.23-2012 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
