Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
| Номер в ГРСИ РФ: | 70822-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70822-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ ХГ-КТЭЦ-3/2018 |
Производитель / Заявитель
АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 70822-18: Описание типа СИ | Скачать | 130.1 КБ | |
| 70822-18: Методика поверки МП 206.1-010-2018 | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на выход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска.
Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субьектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования -ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ±1 мс.
УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ТЕЛЕСКОП+ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll |
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты ПО - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Канал измерений |
Состав измерительного канала КттКтн'Ксч |
Метрологические характеристики | ||||||||
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) |
Обозначение, тип |
Ктт •Ктн •Ксч |
ИВКЭ |
Вид энергии |
Основная погрешность ИК (±Л), % |
Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±Л), % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
|
1 |
Комсомольская ТЭЦ-3, Турбогенератор №1 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 21255-08 |
А |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
315000 |
ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13 |
Активная Реактивная |
0,8 1,4 |
2,5 3,7 |
|
В |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||||||||
|
С |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 15750:^3/100:^3 № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ.06-15 У3 | |||||||
|
В |
ЗНОЛ.06-15 У3 | |||||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-15 У3 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
2 |
Комсомольская ТЭЦ-3, Турбогенератор №2 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 21255-08 |
А |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
315000 |
Активная Реактивная |
0,8 1,4 |
2,5 3,7 | |
|
В |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||||||||
|
С |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 15750:^3/100:^3 № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ.06-15 У3 | |||||||
|
В |
ЗНОЛ.06-15 У3 | |||||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-15 У3 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
|
3 |
ьская ТЭЦ-3, 0кВ, яч.1, •110кВ ьская ТЭЦ-3 -1ТФ - Старт" (С-115) |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 2793-88 |
А |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 |
220000 |
ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,6 3,3 |
|
В |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 | |||||||||
|
С |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||
|
В |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
ол -11 Лол М21 1 |
С |
НКФА-110 II УХЛ1 | ||||||||
|
Комсом ЗРУ I "Комсом ПС:БА № |
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||||||
|
4 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110кВ, яч.3, ВЛ-110кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 - ПС:БАМ-ПТФ -Старт" №2 (С-116) |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 2793-88 |
А |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 |
220000 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,6 3,3 | |
|
В |
ТФЗМ 110Б-ШУ1 | |||||||||
|
С |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||
|
В |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
5 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110кВ, яч.7, ВЛ-110кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС: ГПП-5 - К" №1 (С-117) |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 2793-88 |
А |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 |
220000 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,6 3,3 | |
|
В |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 | |||||||||
|
С |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||
|
В |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
|
6 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110кВ, яч.5, ВЛ-110кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС: ГПП-5 - К" №2 (С-118) |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 2793-88 |
А |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 |
220000 |
ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,6 3,3 |
|
В |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 | |||||||||
|
С |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||
|
В |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
7 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110кВ, яч.12, ВЛ-110кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -НПЗ-2" №1 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 № 46101-10 |
А |
ТВ-110-1-5 ХЛ2 |
132000 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
4,9 3,8 | |
|
В |
ТВ-110-1-5 ХЛ2 | |||||||||
|
С |
ТВ-110-1-5 ХЛ2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||
|
В |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | ||||||||
|
8 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110кВ, яч.14, ВЛ-110кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -НПЗ-2" №2 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 № 46101-10 |
А |
ТВ-110-1-5 ХЛ2 |
132000 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
4,9 3,8 | |
|
В |
ТВ-110-1-5 ХЛ2 | |||||||||
|
С |
ТВ-110-1-5 ХЛ2 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||
|
В |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | ||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||
|
9 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110кВ, яч.4, ОМВ-110кВ |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 2793-88 |
А |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 |
220000 |
ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
5,6 3,3 |
|
В |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 | |||||||||
|
С |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 | |||||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||
|
В |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
С |
НКФА-110 II УХЛ1 | |||||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | ||||||||
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | |||||||||
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)^1ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,87 |
|
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: | |
|
ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: | |
|
ГОСТ Р 52425-2005 |
от +21 до +25 |
|
ГОСТ 26035-83 |
от +18 до +22 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
|
- для ТТ и ТН |
от -60 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
|
- для УСПД |
от 0 до +40 |
|
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ -4ТМ.03М: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
1 |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
88000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух |
45 |
|
направлениях, сут, не более ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, |
45 |
|
не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа
к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-20-1 УХЛ2 |
6 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ 110Б-Ш У1 |
15 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-110-1-5 ХЛ2 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06-15 У3 |
6 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФА-110 II УХЛ1 |
6 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
7 шт. |
|
Контроллеры многофункциональные |
ARIS MT200 |
1 шт. |
|
Программное обеспечение |
ТЕЛЕСКОП+ |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП 206.1-010-2018 |
1 экз. |
|
Паспорт - Формуляр |
РЭП.411711.ХГ-КТЭЦ-3.ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-010-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 07.02.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации, МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- по МИ 3195-2009 - Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009 - Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- для УСПД ARIS MT200 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
