Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1)
| Номер в ГРСИ РФ: | 71414-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Филиал ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1), г.Нижнекамск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 71414-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
Филиал ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1), г.Нижнекамск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 13 |
| Найдено поверителей | 4 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 13 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 71414-18: Описание типа СИ | Скачать | 141.6 КБ | |
| 71414-18: Методика поверки МП-118-RA.RU.310556-2017 | Скачать | 3.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям,
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования импульсов телеметрии, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВК АИИС КУЭ состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» (Г.р. 29484-05), сервера баз данных и автоматизированных рабочих мест (АРМ).
ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU); синхронизацию часов счетчиков; ведение журналов событий.
ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, формирование отчетных документов и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» в информационные системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020 в соответствии с требованиями регламентов оптового рынка электроэнергии. Передача результатов измерений в формате XML 80020 заверенных электронно-цифровой подписью осуществляется с АРМ.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и их состав приведен в таблице 1. Замену измерительных компонентов оформляют в соответствии с МИ 2999-2011.
В АИИС КУЭ выделяется система обеспечения единого времени (СОЕВ), которая работает следующим образом. ИВК «ИКМ-Пирамида», получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием устройства синхронизации времени УСВ-2 (Г.р. № 41681-09). ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает синхронизацию часов счетчиков не реже одного раза в сутки и сервера БД постоянно.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов (ИК) и их состав
|
№ ИК |
Наименование |
Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ |
Фаза, тип СИ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 | ||
|
1 |
Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-2 |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1836-63; Ктт=8000/5 |
А |
ТШВ-15 |
|
С |
ТШВ-15 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=6000:^3/100:^3 |
А |
ЗНОМ-15-63 | ||
|
В |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
С |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
2 |
Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-3 |
ТТ |
КТ 0,2S; Г.р. № 64182-16; Ктт=8000/5 |
А |
ТШЛ |
|
В |
ТШЛ | ||||
|
С |
ТШЛ | ||||
|
ТН |
КТ 0,2; Г.р. № 46738-11; Ктн=10000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОЛ | ||
|
В |
ЗНОЛ | ||||
|
С |
ЗНОЛ | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 | ||
|
3 |
Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-4 |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1836-63; Ктт=8000/5 |
А |
ТШВ-15 |
|
С |
ТШВ-15 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=6000:^3/100:^3 |
А |
ЗНОМ-15-63 | ||
|
В |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
С |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
4 |
Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-5 |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1837-63; Ктт=8000/5 |
А |
ТШЛ-20 |
|
С |
ТШЛ-20 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=10000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОМ-15-63 | ||
|
В |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
С |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
5 |
Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-6 |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 3972-73; Ктт=8000/5 |
А |
ТШЛ-10У3 |
|
С |
ТШЛ-10У3 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=10000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОМ-15-63 | ||
|
В |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
С |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
6 |
Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-7 |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1837-63; Ктт=8000/5 |
А |
ТШЛ-20 |
|
С |
ТШЛ-20 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 46277-10; Ктн=10000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОМ-15-63М | ||
|
В |
ЗНОМ-15-63М | ||||
|
С |
ЗНОМ-15-63М | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03 | |||
|
7 |
Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-8 |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1837-63; Ктт=8000/5 |
А |
ТШЛ-20 |
|
С |
ТШЛ-20 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=10000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОМ-15-63 | ||
|
В |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
С |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
8 |
Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-9 |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1837-63; Ктт=10000/5 |
А |
ТШЛ-20 |
|
В |
ТШЛ-20 | ||||
|
С |
ТШЛ-20 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=10000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОМ-15-63 | ||
|
В |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
С |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 | ||
|
9 |
Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-10 |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1837-63; Ктт=10000/5 |
А |
ТШЛ-20 |
|
В |
ТШЛ-20 | ||||
|
С |
ТШЛ-20 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=10000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОМ-15-63 | ||
|
В |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
С |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
|
10 |
Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-11 |
ТТ |
КТ 0,5; Г.р. № 1837-63; Ктт=10000/5 |
А |
ТШЛ-20 |
|
В |
ТШЛ-20 | ||||
|
С |
ТШЛ-20 | ||||
|
ТН |
КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=10000: ^3/100:^3 |
А |
ЗНОМ-15-63 | ||
|
В |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
С |
ЗНОМ-15-63 | ||||
|
Счетчик |
КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000». Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 2. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные признаки ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Таблица 2 - Идентификационные признаки ПО
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
C391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
|
I, % от Ihom |
Коэффициент мощности |
ИК №1 №5, ИК |
, ИК №3 №7 - И |
- ИК К №10 |
ИК №2 |
ИК №6 | ||||
|
о A 0Wo , % |
е A 0W , % |
С P 0W , % |
о A OWo , % |
о A °W , % |
х p Ow , % |
e A 0Wo , % |
e A °W , % |
x p Ow , % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
2 |
0,50 |
- |
- |
- |
±1,8 |
±2,0 |
±2,1 |
- |
- |
- |
|
2 |
0,80 |
- |
- |
- |
±1,2 |
±1,4 |
±2,3 |
- |
- |
- |
|
2 |
0,87 |
- |
- |
- |
±1,1 |
±1,3 |
±2,5 |
- |
- |
- |
|
2 |
1,00 |
- |
- |
- |
±0,9 |
±1,2 |
- |
- |
- |
- |
|
5 |
0,50 |
±5,4 |
±5,5 |
±3,1 |
±1,3 |
±1,4 |
±1,9 |
±5,4 |
±5,4 |
±2,7 |
|
5 |
0,80 |
±2,9 |
±3,0 |
±4,7 |
±0,9 |
±1,1 |
±2,1 |
±2,9 |
±2,9 |
±4,5 |
|
5 |
0,87 |
±2,5 |
±2,6 |
±5,7 |
±0,8 |
±1,1 |
±2,1 |
±2,5 |
±2,6 |
±5,6 |
|
5 |
1,00 |
±1,8 |
±1,9 |
- |
±0,6 |
±0,8 |
- |
±1,8 |
±1,8 |
- |
|
20 |
0,50 |
±2,9 |
±3,0 |
±2,1 |
±0,9 |
±1,2 |
±1,7 |
±2,9 |
±3,0 |
±1,6 |
|
20 |
0,80 |
±1,6 |
±1,8 |
±2,8 |
±0,6 |
±1,0 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,5 |
|
20 |
0,87 |
±1,4 |
±1,6 |
±3,3 |
±0,6 |
±0,9 |
±1,8 |
±1,4 |
±1,5 |
±3,0 |
|
20 |
1,00 |
±1,1 |
±1,2 |
- |
±0,5 |
±0,7 |
- |
±1,1 |
±1,1 |
- |
|
100, 120 |
0,50 |
±2,2 |
±2,3 |
±1,9 |
±0,9 |
±1,2 |
±1,7 |
±2,2 |
±2,2 |
±1,3 |
|
100, 120 |
0,80 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,4 |
±0,6 |
±1,0 |
±1,8 |
±1,2 |
±1,3 |
±1,9 |
|
100, 120 |
0,87 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,7 |
±0,6 |
±0,9 |
±1,8 |
±1,1 |
±1,2 |
±2,3 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
100, 120 |
1,00 |
±0,9 |
±1,0 |
- |
±0,5 |
±0,7 |
- |
±0,9 |
±0,9 |
- |
|
П Н ИЛГШ.41 П относите; 6' при вероя мощности 6 ности Р=С рабочих у 6 ности Р=( ности в р< |
римечания ормальные условия измерений - по ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р 52323-2005, 1152.145ТУ ределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии гьно шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с WоA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности [тности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней I WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероят-),95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в словиях применения WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероят-),95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощ-1бочих условиях применения | |||||||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование |
Значение |
|
Количество измерительных каналов (ИК) |
10 |
|
Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, мин |
30 |
|
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут |
30 |
|
Формирование XML-файла для передачи внешним системам |
автоматическое |
|
Формирование базы данных с результатами измерений |
автоматическое |
|
Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК, лет, не менее |
3,5 |
|
Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ, суток, не менее |
90 |
|
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ |
автоматическое |
|
Температура окружающего воздуха для: | |
|
измерительных трансформаторов, °С |
от -45 до +40 |
|
счетчиков, связующих компонентов, °С |
от 0 до +40 |
|
оборудования ИВК, °С |
от +10 до +35 |
|
Частота сети, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
Напряжение сети питания, % от ином |
от 90 до 110 |
|
Индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более |
0,5 |
|
Допускаемые значения информативных параметров: | |
|
ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110; |
|
коэффициент мощности, cos ф |
0,5 инд. -1,0 - 0,5 емк. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра 10.04.00ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип, модификация |
Кол-во, шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТШВ-15 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-20 |
15 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-10У3 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-15-63 |
24 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-15-63М |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ |
3 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
9 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Комплекс информационно-вычислительный |
ИКМ-Пирамида |
1 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр |
10.04.00ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки |
МП-117-RA.RU.310556-2017 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу Mn-117-RA.RU.310556-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 23 ноября 2017 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени, вторичных эталонов ВЭТ 1-5 или ВЭТ 1-7;
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
- для комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 230.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2005 г.
- для устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 237.00.001И1, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» в августе 2009 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1)» Свидетельство об аттестации методики измерений № 366-RA.RU.311735-2017 от 07 декабря 2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
