Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ)
| Номер в ГРСИ РФ: | 68737-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "Т Плюс", Московская обл. |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 68737-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ) |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 346.01 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Т Плюс", Московская обл.
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 68737-17: Описание типа СИ | Скачать | 112.2 КБ | |
| 68737-17: Методика поверки РТ-МП-4448-500-2017 | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 41907-09 (Рег. № 41907-09), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в каналообразующую аппаратуру, сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
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);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Принцип действия
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики и считывает 30-минутный профиль мощности. УСПД выступает в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.
Сервер ИВК с периодичностью один раз в сутки считывает из УСПД 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий счетчиков и самого УСПД. Считанные данные записываются в базу данных.
При помощи программного обеспечения (ПО) сервер ИВК осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение, оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты электронного документа 80020).
С уровня ИВК Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ) осуществляется передача XML макетов 80020 по протоколу ftp либо по электронной почте на АРМ ПАО «Т Плюс».
XML макеты 80020 обрабатываются АРМ ПАО «Т Плюс», шифруются, подписываются ЭЦП и передаются в АО «АТС», ЦСИ филиала ОАО «СО ЕЭС» Мордовское РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется yCCB-35HVS производства ООО «Эльстер Метроника». yCCB-35HVS осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов УСПД и УССВ-35HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УССВ-35HVS осуществляется независимо от показаний часов УСПД и УССВ-35HVS.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Диспетчерское наименование ИИК |
Состав ИИК АИИС КУЭ |
Вид электро энергии | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.2 "ЮгоЗападная-1" |
ТВ-110/50 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 2160135 Зав. № 2160152 Зав. № 2160125 Рег. № 3190-72 |
НКФ-110-57 Кл. т 0,5 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 706930 Зав. № 706849 Зав. № 706931 Рег. № 14205-94 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 495 Зав. № 551 Зав. № 533 Рег. № 24218-08 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276631 Рег. № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 006515 Рег. № 41907-09 |
Smartum Rack-4262-W |
активная реактивная |
|
2 |
Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.4 "ЮгоЗападная-2" |
ТВ-110/50 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 2189150 Зав. № 2189160 Зав. № 2189180 Рег. № 3190-72 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276627 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |||
|
3 |
Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.13 "Резинотех-ника-1" |
ТВ-110/50 Кл.т. 0,5 750/5 Зав. № 1697180 Зав. № 1697183 Зав. № 1697160 Рег. № 3190-72 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276623 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |||
|
4 |
Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.14 "Резинотех-ника-2" |
ТВ-110/50 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 1695155 Зав. № 1695152 Зав. № 1695130 Рег. № 3190-72 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276642 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |||
|
5 |
Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.16 "Восточная-2" |
ТВ-110/50 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 2052130 Зав. № 2052160 Зав. № 2052140 Рег. № 3190-72 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276625 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
6 |
Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.17 "Восточная-1" |
ТВ-110/50 Кл.т. 0,5 750/5 Зав. № 1906125 Зав. № 1906160 Зав. № 1906145 Рег. № 3190-72 |
НКФ-110-57 Кл. т 0,5 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 706930 Зав. № 706849 Зав. № 706931 Рег. № 14205-94 НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 495 Зав. № 551 Зав. № 533 Рег. № 24218-08 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276618 Рег. № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 006515 Рег. № 41907-09 |
Smartum Rack-4262-W |
активная реактивная |
|
7 |
Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.6 "Светотехника-1" |
ТВ-110/50 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 2001140 Зав. № 2001120 Зав. № 2001150 Рег. № 3190-72 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276624 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |||
|
8 |
Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ яч.8 "Светотехника-2" |
ТВ-110/50 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 1895150 Зав. № 1895160 Зав. № 1895170 Рег. № 3190-72 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276629 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |||
|
9 |
Саранская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.№10, ВЛ -110 кВ Центролит-1 |
ТВ-110/50 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 1999120 Зав. № 1999180 Зав. № 1999160 Рег. № 3190-72 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276620 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |||
|
10 |
Саранская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.№11, ВЛ -110 кВ Центролит-2 |
ТВ-110/50 Кл.т. 0,5 750/5 Зав. № 1694180 Зав. № 1694181 Зав. № 1694182 Рег. № 3190-72 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276636 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |||
|
11 |
Саранская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, СШ-110 кВ, яч.№7, ОМВ-110 кВ |
ТВ-110/50 Кл.т. 0,5 750/5 Зав. № 2516120 Зав. № 2516180 Зав. № 2516140 Рег. № 3190-72 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276646 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
12 |
Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-35 кВ яч.1 ВЛ-35 кВ "Центральная котельная" |
ТФНД-35М Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 2555 Зав. № 2530 Рег. № 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 Кл. т 0,5 35000:^3/ 100:^3 Зав. № 1274569 Зав. № 1145273 Зав. № 1146110 Рег. № 912-70 ЗНОМ-35-65 Кл. т 0,5 35000:^3/ 100:^3 Зав. № 1232488 Зав. № 1232556 Зав. № 1232536 Рег. № 912-70 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276635 Рег. № 31857-11 |
RTU-327 Зав. № 006515 Рег. № 41907-09 |
Smartum Rack-4262-W |
активная реактивная |
|
13 |
Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-35 кВ яч.3 ВЛ-35 кВ "Лямбирь" |
ТФНД-35М Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 2286 Зав. № 2278 Рег. № 3689-73 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276640 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |||
|
14 |
Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-35 кВ яч.5 ВЛ-35 кВ "Ромодано-во" |
ТФНД-35М Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 2508 Зав. № 2530 Рег. № 3689-73 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276644 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная | |||
|
15 |
Саранская ТЭЦ-2 ОРУ-35 кВ яч.7 ВЛ-35 кВ "Атемар" |
ТФНД-35М Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 2574 Зав. № 2524 Рег. № 3689-73 |
A1805RAL-P4GE-DW-4 Кл. т 0,5S/1,0 Зав.№ 01276645 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
1100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 - 15 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,2 |
±1,6 |
±1,5 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,8 |
±1,6 | |
|
0,8 |
- |
±3,1 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
0,7 |
- |
±3,8 |
±2,3 |
±2,0 | |
|
0,5 |
- |
±5,6 |
±3,2 |
±2,6 | |
|
1 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S) |
1,0 |
- |
±2,1 |
±1,6 |
±1,4 |
|
0,9 |
- |
±2,6 |
±1,7 |
±1,5 | |
|
0,8 |
- |
±3,1 |
±1,9 |
±1,6 | |
|
0,7 |
- |
±3,7 |
±2,2 |
±1,8 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
Продолжение таблицы 3
|
Номер ИИК |
simp |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения 5, % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 - 15 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
0,44 |
- |
±7,2 |
±4,7 |
±4,1 |
|
0,6 |
- |
±5,5 |
±3,9 |
±3,6 | |
|
0,71 |
- |
±4,7 |
±3,6 |
±3,4 | |
|
0,87 |
- |
±4,0 |
±3,3 |
±3,1 | |
|
1 - 11 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0) |
0,44 |
- |
±7,1 |
±4,6 |
±3,9 |
|
0,6 |
- |
±5,4 |
±3,8 |
±3,5 | |
|
0,71 |
- |
±4,7 |
±3,5 |
±3,3 | |
|
0,87 |
- |
±4,0 |
±3,2 |
±3,1 | |
Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%Р и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%Р и 5i(2)%q для coso- 1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
3 В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4 Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд;
температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С;
относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 °С.
5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином;
сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном;
температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;
относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 °С.
6 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005; в режиме измерения реактивной электроэнергии согласно описанию типа Рег. № 31857-11.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч;
УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
для счетчика Тв < 2 ч;
для УСПД Тв < 2 ч;
для сервера Тв < 1 ч;
для компьютера АРМ Тв < 1 ч;
для модема Тв < 1 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
фактов параметрирования счетчика;
фактов пропадания напряжения;
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики Альфа А1800 - не менее 74 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 сут; при отключении питания - не менее 5 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений указана в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110/50 |
33 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-35М |
8 шт |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 |
3 шт |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 шт |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 шт |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
A1805RAL-P4GE-DW-4 |
15 шт |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 шт |
|
Устройство синхронизации времени |
yCCB-35HVS |
1 шт |
|
Сервер |
Smartum Rack-4262-W |
1 шт |
|
Методика поверки |
РТ-МП-4448-500-2017 |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.346 ПФ |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4448-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 28.06.2017 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков Альфа А1800 - по методике проверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2012 г.;
УСПД RTU-327 - по методике поверки по методике проверки ДЯИМ466215.007 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08;
Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Регистрационный № 46656-11);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в аттестованном документе.
Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Саранской ТЭЦ-2 (ВЛ-35 кВ, ВЛ-110 кВ).
Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0010/2017-01.00324-2011 от 19.06.2017 г.
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
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
Смотрите также
