Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-4 филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"
Номер в ГРСИ РФ: | 68758-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-4 филиала Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 68758-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-4 филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
Поверка
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
68758-17: Описание типа СИ | Скачать | 120.8 КБ | |
68758-17: Методика поверки МП 201-052-2017 | Скачать | 845.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-4 филиала Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический
сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа, хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств измерений;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
- предоставление по запросу АО «АТС» дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений с сервера (АРМа) ИВК АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, 0,5 по ГОСТ 1983-2001; счетчики электроэнергии Альфа A1800 класса точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ТУ 4228-011-29056091-11 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2, и соединяющие их измерительные цепи;
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе ЭКОМ-3000 и RTU-327L, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера» и ПО «Альфа-Центр» установленное на сервере АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (далее - рег. № 52169-12), коммуникационное оборудование, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.
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 мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Для ИК №№ 11 - 14, 18 данные о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии 1 раз в сутки поступают от сервера АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС в ИВК АИИС КУЭ в заданном формате по электронной почте. ИВК АИИС КУЭ сохраняет принятую информацию в базе данных. Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формируется файл отчета с результатами измерений по ИК № 1.1 -1.10 в формате XML и полученную информацию по ИК №№ 11 - 14, 18. Передача коммерческой информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии и мощности осуществляется в ручном режиме в виде электронного документа XML форматов (80020, 80040, 80050, 51070) с подтверждением его подлинности электронной подписью ответственного сотрудника исполнительного аппарата ОАО «Фортум».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе GPS-приемника, входящего в состав УСПД «ЭКОМ-3000», сервера БД и счетчиков. Для ИК №№ 1.1 - 1.10 Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,2 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД, осуществляется каждый час и корректировка времени сервера БД осуществляется при расхождении с временем УСПД ±3 с. Сличение времени УСПД с временем счетчиков Альфа А1800 выполняется с периодичностью 3 минуты, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД ±2 с.
Синхронизация измерительных компонентов ИК №№ 11 - 14, 18 происходит по СОЕВ АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется комплекс программно-технический измерительный (ПТК) «ЭКОМ», представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО, идентификационные данные которого указаны в таблице 1а. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «ПК Энергосфера». Уровень защиты «ПК Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
В АИИС КУЭ также используется ПО «АльфаЦЕНТР», установленное на сервере АИИС КУЭ ОАО «Фортум» филиал Ордена Ленина Челябинская ГРЭС. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1б. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1а - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Таблица 1б - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки) |
Метрологически значимая часть ПО |
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 12.1.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
4693A421492A284D16DDA0371FB56E41 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование объектов и номера точек измерений |
Состав измерительных каналов |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД / Сервер |
Границы интервала основной погрешности,% |
Границы интервала основной погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1.1 |
КРУЭ-110 кВ, яч.1, КВЛ 110 кВ Тракторозаводская |
AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 |
SUD 145/S 110000/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 |
А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
ЭКОМ-3000/HP Proliant DL380pGen8 |
Активная Реактивная |
±0,6 ±0,9 |
±1,4 ±2,3 |
1.2 |
КРУЭ-110 кВ, яч.2, КВЛ 110 кВ Восточная |
AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 |
SUD 145/S 110000/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 |
А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||||
1.3 |
КРУЭ-110 кВ, яч.8, КВЛ 110 кВ Заречная I цепь с отпайкой на ПС Заречная |
AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 |
SUD 145/S 110000/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 |
А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||||
1.4 |
КРУЭ-110 кВ, яч.10, КВЛ 110 кВ Заречная II цепь |
AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 |
SUD 145/S 110000/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 |
А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||||
1.5 |
КРУЭ-110 кВ, яч.11, КВЛ 110 кВ Шагол IV цепь с отпайками |
AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 |
SUD 145/S 110000/^3/ 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 |
А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1.6 |
КРУЭ-110 кВ, яч.16, КВЛ 110 кВ Шагол I цепь с отпайкой на ПС Цинковая 110 |
AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 |
SUD 145/S 110000/^3/ 100/\3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 |
А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 рег. № 17049-09/ HP Proliant DL380pGen8 |
Актив -ная Реактивная |
±0,6 ±0,9 |
±1,4 ±2,3 |
1.7 |
КРУЭ-110 кВ, яч.15, КВЛ 110 кВ СЗК - Челябинская ГРЭС с отпайкой на ПС Цинковая 110 |
AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 |
SUD 145/S 110000/03 / 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 |
А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||||
1.8 |
КРУЭ-110 кВ, яч.18, КВЛ 110 кВ Новометаллургическая I цепь |
AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 |
SUD 145/S 110000/33 / 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 |
А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||||
1.9 |
КРУЭ-110 кВ, яч.20, КВЛ 110 кВ Новометаллургическая II цепь |
AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 |
SUD 145/S 110000/33 / 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 |
А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ||||
1.10 |
КРУЭ-110 кВ, яч.12, КВЛ 110 кВ Аэродромная с отпайками |
AMT 145/3-6 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. №53126-13 |
SUD 145/S 110000/33 / 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37114-08 |
А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
11 |
ГРУ-10 кВ, яч.10-03 |
ТПОФУ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег.№518-50 (1 шт.) ТПОФ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег.№518-50 |
НОМ-10 10000/100 Кл . т . 0,5 Рег. №36349 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
RTU-327 L Рег. № 41907-09/ HP Proliant DL380pG7 |
Активная Реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,3 ±5,6 |
12 |
ГРУ-10 кВ, яч.10-11 |
ТПОФ 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. №518-50 |
НОМ-10 10000/100 Кл . т . 0,5 Рег. № 36349 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ||||
13 |
ГРУ-10 кВ, яч.10-45 |
ТПОФ 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. №518-50 |
НОМ-10 66 10000/100 Кл . т. 0,5 Рег. №2611-70 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ||||
14 |
ГРУ-10 кВ, яч.10-43 |
ТПОФ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. №518-50 |
НОМ-10 66 10000/100 Кл . т . 0,5 Рег. №2611-70 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ||||
18 |
ГРУ-10 кВ, яч.10-47 |
ТЛШ-10УЗ 2000/5 Кл. т. 0,5 Рег. №6811-78 |
НОМ-10 66 10000/100 Кл . т . 0,5 Рег. №2611-70 |
A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.
3 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
4 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
15 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cosф - частота, Гц - температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 1 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +20 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном: - для ИК 1.1 - 1.10 - для ИК 11 - 14, 18 - коэффициент мощности, cosф частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С: - для ИК 1.1 - 1.10 - для ИК 11 - 14, 18 температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 5 до 120 0,8 от 49,8 до 50,2 от -40 до +70 от +15 до +25 от -10 до +30 от +10 до +30 от +10 до +30 0,5 |
Надежность применяемых в системе компонентов: Счетчики1): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД ЭКОМ 3000: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД RTU-327L: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч ИВК: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
120000 24 100000 24 100000 24 0,99 1 160165 1 |
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики |
Значение |
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД: - суточные приращения активной и реактивной электроэнергии по каждой точке измерений, сут, не менее - при отключении питания, лет, не менее сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
200 3,5 60 5 3,5 |
Примечание: 1) счетчики Альфа А1800 относятся к невосстанавливаемым на месте эксплуатации изделиям, время восстановления учета электроэнергии зависит от наличия резервного счетчика на складе и времени его подключения. При наличии резервного счетчика время, необходимое на замену элемента (демонтаж, монтаж, параметризация) - 24 ч. |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты через резервируемую корпоративную сеть передачи данных (КСПД);
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- пропадания напряжения питания с фиксацией времени пропадания и восстановления;
- коррекции времени в счетчике, с фиксацией времени до и после коррекции ,величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- пропадание напряжения пофазно с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- формирование события по результатам автоматической самодиагностики.
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связи с ИВКЭ, приведшие к изменениям данных;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД, с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение, перезапуски УСПД;
- результаты самодиагностики.
- журнал событий ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчик;
- УСПД;
- сервер.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сут (функция автоматизирована);
- сбор результатов измерений - не реже 1 раза в сут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационных документов.
Комплектность
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Счетчик электроэнергии многофункциональный |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
10 |
Счетчик электроэнергии многофункциональный |
A1805RAL-P4GB-DW-4 |
5 |
Измерительный трансформатор тока |
AMT 145/3-6 |
10 |
Измерительный трансформатор тока |
ТПОФ |
11 |
Измерительный трансформатор тока |
ТПОФУ |
1 |
Измерительный трансформатор тока |
ТЛШ-10УЗ |
3 |
Измерительный трансформатор напряжения |
SUD 145/S |
4 |
Измерительный трансформатор напряжения |
НОМ-10 |
2 |
Измерительный трансформатор напряжения |
НОМ-10-66 |
2 |
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-327L |
1 |
Сервер АИИС КУЭ |
HP Proliant DL380pGen8 |
1 |
Сервер АИИС КУЭ |
HP Proliant DL380pG7 |
1 |
ПО |
«Энергосфера» |
1 |
ПО |
«Альфа-Центр» |
1 |
Формуляр |
55181848.422222.204/2 ФО |
1 |
Методика поверки |
МП 201-052-2017 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 201-052-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-4 филиала Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 июля 2017 года.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики А1800 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000- по документу ПБКМ.421459.03 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСПД RTU-327L- по документу ДЯИМ.466216.007 МП «Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), рег. № 27008-04;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационных документах.
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