Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 66677-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Свердловская энергогазовая компания" (СЭГК), г.Екатеринбург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК", далее по тексту - «АИИС КУЭ» или «система», предназначена для измерения количества активной и реактивной электрической энергии и электрической мощности, вырабатываемой, преобразуемой и распределяемой Кумертауской ТЭЦ за установленные интервалы времени, в целях коммерческого учета электрической энергии, а также для отображения, хранения, обработки и передачи полученной измерительной информации с привязкой к единому календарному времени.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66677-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Свердловская энергогазовая компания" (СЭГК), г.Екатеринбург
Поверка
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 66677-17: Описание типа СИ | Скачать | 107.2 КБ | |
| 66677-17: Методика поверки МП 180-262-2016 | Скачать | 1.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК", далее по тексту - «АИИС КУЭ» или «система», предназначена для измерения количества активной и реактивной электрической энергии и электрической мощности, вырабатываемой, преобразуемой и рапределяемой Кумертауской ТЭЦ за установленные интервалы времени, в целях коммерческого учета электрической энергии, а также для отображения, хранения, обработки и передачи полученной измерительной информации с привязкой к единому календарному времени.
Описание
Принцип действия системы состоит в использовании счетчиков электрической энергии с трансформаторным включением в цепи тока и напряжения контролируемого присоединения. Счетчик автоматически производит преобразование в цифровую форму, умножение сигналов тока и напряжения с последующим интегрированием, формирует и хранит профиль данных (результатов) измерений на заданных последовательных интервалах времени (как правило, 30 минут), передает измерительную информацию с помощью интерфейса на следующий уровень системы. Результат измерений электрической энергии получают накопительным итогом, результат измерений средней электрической мощности получают как отношение электрической энергии за установленный интервал времени к продолжительности этого интервала.
АИИС КУЭ выполнена двухуровневой с распределенной функцией измерения и централизованным управлением процессами сбора, обработки и представления измерительной информации.
Первый уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), которые включают в себя счетчики электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2015, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2015, их вторичные цепи, через которые унифицированные аналоговые сигналы тока и напряжения поступают на входы счетчиков, а также преобразователи интерфейсов для приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), основой которого является сервер базы данных (СБД) с необходимым программным обеспечением (ПО), сопряженный с автоматизированным рабочим местом оператора (АРМ) и системой обеспечения единого времени (СОЕВ) при помощи преобразователей интерфейсов и электрических каналов связи. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи. СБД с помощью ПО формирует запрос для получения информации со счетчиков, осуществляет сбор измерительной информации, ее обработку, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации взаимодействующим субъектам, включая субъекты ОРЭМ, в соответствии с требованиями действующих регламентов.
В системе использован ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ № 44595-10), в качестве СБД применен компьютер c ПО «Альфа-ЦЕНТР». Система обеспечения единого времени построена на основе устройства синхронизации системного времени (УССВ) типа УССВ-2 (Госреестр СИ № 54074-13). Сличение часов СБД с УССВ происходит один раз в 1 час, часов счетчиков с часами СБД - при обращении к счетчикам; при расхождении более чем в пределах ±3 с производится коррекция показаний времени.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение активной и реактивной электроэнергии, включая ее приращения на установленных интервалах времени;
- измерение календарного времени, синхронизация часов компонентов системы и формирование последовательности интервалов времени для измерения приращений электроэнергии;
- периодический и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор данных о состоянии счетчиков электроэнергии 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;
- формирование отчетных документов и расчет учетных показателей;
- передача результатов измерений смежным субъектам, включая субъекты ОРЭМ;
- 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;
- регистрацию событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и пр.);
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.
Конструктивно система включает в себя ряд обособленных узлов, расположенных в помещениях ТЭЦ. Трансформаторы тока и напряжения ОРУ-220 и ОРУ-110 - открытой установки, остальные трансформаторы размещены в машинном зале и в специальных помещениях КРУ. Счетчики расположены в специальных шкафах со степенью защиты не ниже IP51, СБД - в отдельном помещении с ограниченным доступом.
Механическая устойчивость технических средств системы к внешним воздействиям обеспечена конструктивным исполнением ее элементов (шкафы, кабельные короба, металлорукава и пр.). Предусмотрено экранирование и заземление узлов системы с целью радиоэлектронной защиты
Для всех технических и программных средств системы предусмотрена защита от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
- на счетчиках предусмотрена возможность пломбирования 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:
- попытки несанкционированного доступа;
- связь со счетчиком, приводящая к изменению данных;
- факты параметрирования счетчиков;
- факты пропадания напряжения;
- факты коррекции шкалы времени;
- отклонение тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов, включая отсутствие напряжения при наличии тока;
- перерывы питания.
Перечень измерительных каналов системы с указанием измерительных компонентов представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов системы
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
ТГ- 5 |
ТШВ-15 (3 шт.) 8000/5 КТ 0,5 |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 6000/V3/100/V3 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
|
2 |
ТГ- 6 |
ТШЛ 20 (3 шт.) 6000/5 КТ 0,5 |
ЗНОМ 15-63 (3 шт.) 10000/V3/100/V3 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
3 |
ОРУ-220 кВ, РСШ 220 кВ; яч.2; ВЛ220 кВ Кумертауская ТЭЦ - Г елий 3 |
ТФНД-220-I (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
НКФ-220-58-У1 (6 шт.) 220000/^3/100/^3 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
4 |
ОРУ-220 кВ, ОВ-220кВ |
ТФЗМ 220Б-1УУ1 (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 3 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
5 |
ОРУ-220 кВ, РСШ 220 кВ, яч.5, ВЛ220 кВ Кумертау -Самаровка |
ТФЗМ 220Б-ШУ1 (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 3 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
6 |
ОРУ-110 кВ, 1СШ 110кВ, яч.3, ВЛ110 кВ Кумертау -Октябрьская |
ТОГ-110 (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
НКФ-110-57 У1 (4 шт.) НКФ-110-83У1 (2 шт.) 110000/V3/100/V3 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
7 |
ОРУ-110 кВ, 2СШ 110кВ, яч. 02, ВЛ110 кВ Кумертау -Г ородская |
ТФЗМ-110Б-ГУ (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 6 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
8 |
ОРУ-110 кВ, 2СШ 110кВ, яч.5, ВЛ110 кВ Кумертау -Тюльганская с отпайками |
ТФНД-110М (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 6 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
|
9 |
ОРУ-110 кВ, 1СШ 110кВ, яч.7, ВЛ110 кВ Кумертау -Разрез с отпайками |
ТФЗМ-110Б-ГУ (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 6 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
|
10 |
ОРУ-110 кВ, 2СШ 110кВ, яч.9, ВЛ110 кВ Кумертау - Худайбердино с отпайкой на ПС Белая |
ТФНД-110М (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 6 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
11 |
ОРУ-110 кВ, 1СШ 110кВ, яч.11, ВЛ110 кВ Кумертау -Мелеуз с отпайкой на ПС Белая |
ТФЗМ-110Б-ГУ (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 6 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
12 |
ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ |
ТФЗМ-110Б-ГУ (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 6 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
|
13 |
ЗРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, яч.8; ВЛ-35 кВ КТЭЦ-Маячная-1 |
ТФН-35 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
ЗНОМ-35-65 (6 шт.) 35000/^3/100/^3 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
14 |
ЗРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.9; ВЛ-35 кВ КТЭЦ-Маячная-2 |
ТФН-35 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 13 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
15 |
ЗРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, яч.14; ВЛ-35 кВ Кумертау -Машзавод-1 |
ТФНД-35М (2 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 13 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
16 |
ЗРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.15; ВЛ-35 кВ Кумертау-Машзавод-2 |
ТФНД-35М (2 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 13 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
|
17 |
ЗРУ-35 кВ, 1СШ 35 кВ, яч.12; ВЛ-35 кВ КТЭЦ-Бахмут |
ТФН-35 (2 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 13 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
18 |
ЗРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.6; ВЛ-35 кВ КТЭЦ-ВЭС |
ТФНД-35М (2 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 13 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
19 |
ЗРУ-35 кВ, 2СШ 35 кВ, яч.5; ВЛ-35 кВ Плавка гололёда |
ТФН-35 (3 шт.) 600/5 КТ 0,5 |
из состава канала 13 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
20 |
ГРУ-6 кВ; ТСШ; яч.9; КЛ-6кВ Плавка гололёда |
ТПШФ-20 (2 шт.) 2000/5 КТ 0,5 |
НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
21 |
РУСН-6 кВ, 1СШ, яч.17, КЛ-6 кВ Трансформатор КЭС |
ТВК-10 (2 шт.) 200/5 КТ 0,5 |
НОМ-6 (2 шт.) 6000/V3/100/V3 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 |
|
№ ИК |
Наименование присоединения |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
22 |
РУСН-6 кВ, ввод 6 кВ ТСН Л10Т |
ТПОЛ-СВЭЛ-10-2 (2 шт.) 100/5 КТ 0,5 |
из состава канала 21 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
|
23 |
РУСН-0,4 кВ; секция 9Л; п.7; КЛ-0,4 кВ ООО «Энергоремонт» |
Т-0,66 (3 шт.) 40/5 КТ 0,5 |
- |
СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1 |
|
24 |
Котельное отделение КТЦ; сборка 0,4 кВ №1; КЛ-0,4 кВ ООО «Энергоремонт» |
Т-0,66 (3 шт.) 100/5 КТ 0,5 |
- |
СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1 |
|
25 |
РУСН-0,4 кВ; секция 9Л; п.17; КЛ-0,4 кВ ООО «Энергоремонт» |
Т-0,66 (3 шт.) 40/5 КТ 0,5 |
- |
СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1 |
|
26 |
РУСН-0,4 кВ; секция 2Л; п.9; КЛ-0,4 кВ ООО «Башэнерготранс» (Г араж) |
ТТИ (3 шт.) 50/5 КТ 0,5 |
- |
СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1 |
|
27 |
РУСН-0,4 кВ; секция 1Л; п.2; КЛ-0,4 кВ ООО УК «Энергоресурс» |
ТТИ (3 шт.) 50/5 КТ 0,5 |
- |
СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1 |
|
28 |
РУСН-0,4 кВ; секция 2Л; п.8; КЛ-0,4 кВ ООО «Башэнерготранс» (Пожарное депо) |
ТТИ (3 шт.) 50/5 КТ 0,5 |
- |
СЭТ-4ТМ.02М.15 КТ 0,5S/1 |
|
Примечание - В течение срока эксплуатации системы допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на такие же или аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице. Замену оформляют актом в установленном на Кумертауской ТЭЦ порядке, в соответствии с МИ 2999-2011 и записью в паспорте-формуляре системы. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | ||||
Программное обеспечение
В системе используется информационно-вычислительный комплекс для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10). Программное обеспечение (ПО) ИВК имеет архитектуру «клиент-сервер» и модульную структуру. ПО обеспечивает систему управления базой данных, управление коммуникацией в системе, управление синхронизацией времени, а также ввод исходных описаний и получение отчетов и выходных форм.
ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.77-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«АльфаЦЕНТР», ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение | |
|
1 |
2 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы, с |
±5 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности одного измерительного канала при номинальном токе нагрузки (активная электрическая энергия и средняя активная мощность), %: |
cos ц = 1 |
cos ц = 0,7 |
|
- каналы 1 - 5, 7-21 |
±1,4 |
±2,0 |
|
- каналы 6 |
±1,4 |
±1,9 |
|
- каналы 22 |
±1,9 |
±3,6 |
|
- каналы 23 - 25 |
±1,5 |
±1,9 |
|
- каналы 26-28 |
±1,6 |
±2,2 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности одного измерительного канала при номинальном токе нагрузки (реактивная электрическая энергия и средняя реактивная мощность), %: |
sin ц = 1 |
sin ц = 0,7 |
|
- каналы 1 - 5, 7-21 |
±1,7 |
±2,1 |
|
- каналы 6 |
±1,7 |
±2,0 |
|
- каналы 22 - 25 |
±2,9 |
±3,7 |
|
- каналы 26-28 |
±3,0 |
±3,4 |
|
Примечания: 1) характеристики относительной погрешности рассчитаны по метрологическим характеристикам средств измерений, входящих в канал; 2) погрешность измерительных каналов при токе нагрузки меньше номинального для cosц = 1 (мпц = 1) рассчитывают при соответствующих значениях погрешностей средств измерений, входящих в канал, по формуле, приведенной в методике поверки МП 180-2622016. | ||
Таблица 4 - Технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение | |
|
1 |
2 | |
|
Номинальное линейное напряжение ином на входах системы, В |
220000 |
каналы 3-5; |
|
110000 |
каналы 6-12; | |
|
35000 |
каналы 13-19; | |
|
10000 |
канал 2; | |
|
6000 |
каналы 1, 20-22; | |
|
380 |
каналы 23-28 | |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 | |
|
Номинальные значения силы первичного тока 1ном на входах системы, А |
8000 6000 2000 600 200 100 50 40 |
канал 1; канал 2; канал 20; каналы 3-19; канал 21; каналы 22, 24; каналы 26, 27, 28; каналы 23, 25 |
|
Показатели надежности: | ||
|
- среднее время восстановления, час (кроме трансформаторов открытой установки и шинных трансформаторов тока) |
8 | |
|
- коэффициент готовности, не менее |
0,99 | |
|
Условия эксплуатации: | ||
|
- температура окружающего воздуха, °С: измерительные трансформаторы класса 35 кВ и ниже, счетчики, ИВК; измерительные трансформаторы открытой установки. |
от +15 до +35 от -40 до +60 | |
|
- относительная влажность воздуха, % |
от 0 до 90 | |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 70 до 106 | |
|
- электропитание компонентов системы |
Сеть 220 В 50 Гц с параметрами по ГОСТ 32144-2013 | |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационных документов АИИС КУЭ печатным способом.
Комплектность
Полная комплектность АИИС КУЭ приведена в проектной документации. Заводские номера компонентов системы приведены в паспорте-формуляре. Сведения об измерительных и системообразующих компонентах приведены в таблице 5.
|
Таблица 5 - Комплектность АИ |
ИС КУЭ | ||
|
Наименование |
Обозначение |
Кол., шт. |
Номер в ФИФ |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТШВ-15 |
3 |
1836-63 |
|
Трансформатор тока |
ТШЛ 20 |
3 |
1837-63 |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-220-I |
3 |
3694-73 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 220Б-ШУ1 |
3 |
3694-73 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 220Б-ГУУ1 |
3 |
6540-78 |
|
Трансформатор тока |
ТОГ-110 |
3 |
26118-03 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б-ГУ |
12 |
26422-04 |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110М |
6 |
2793-71 |
|
Трансформатор тока |
ТФН-35 |
9 |
664-51 |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-35М |
6 |
3689-73 |
|
Трансформатор тока |
ТПШФ-20 |
2 |
519-50 |
|
Трансформатор тока |
ТВК-10 |
2 |
8913-82 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-СВЭЛ-10-2 |
2 |
45425-10 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
9 |
22656-07 |
|
Трансформатор тока |
ТТИ |
9 |
28139-12 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-15-63 |
6 |
1593-70 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58-У1 |
6 |
1382-60 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
4 |
14205-94 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-83У1 |
2 |
1188-84 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 |
912-70 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
380-49 |
|
Трансформатор напряжения |
НОМ-6 |
4 |
159-49 |
|
Счетчик электрической энергии электронный |
СЭТ-4ТМ.03 |
16 |
27524-04 |
|
Счетчик электрической энергии электронный |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 |
36697-08 |
|
Счетчик электрической энергии электронный |
СЭТ-4ТМ.02М.15 |
6 |
36697-08 |
|
Сервер |
HP Proliant DL60 G5 |
1 | |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS 2200 VA |
1 | |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
54074-13 |
|
Специализированное ПО |
АльфаЦЕНТР |
- |
44595-10 |
|
Паспорт-формуляр |
АИИС.2.1.0222.002 ФО |
1 | |
|
Руководство пользователя |
АИИС.2.1.0222.002 ИЗ |
1 | |
|
Методика поверки |
МП 180-262-2016 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 180-262-2016 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Кумертауской ТЭЦ филиала ОАО "СЭГК". Методика поверки", утвержденному ФГУП «УНИИМ» 26.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.15 - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к ИЛГШ.411152.145РЭ Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации;
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки
ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к ИЛГШ.411152.124 РЭ Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации;
- источник сигналов точного времени ±10-4 с от шкалы времени UTC(SU) (Интернет-ресурс www.ntp1.vniiftri.ru). (3.1.ZZC.0098.2013)
- термогигрометр, диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, абсолютная погрешность ±0,7 °С, диапазон измерений влажности от 10 до 100 %, абсолютная погрешность ±2,5 % (CENTER, рег. номер в ФИФ 22129-01);
- инженерный пульт (переносный компьютер) с техническими средствами чтения информации, хранящейся в памяти счетчика
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.
Знак поверки наносят на свидетельство о поверке системы.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
Смотрите также
