Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) филиала ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1)
| Номер в ГРСИ РФ: | 75123-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Филиал ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1), г.Нижнекамск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) 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 | 75123-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) 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 | 5 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 75123-19: Описание типа СИ | Скачать | 349.8 КБ | |
| 75123-19: Методика поверки | Скачать | 4.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) 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» (Рег. № 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000». Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - 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 |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
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 |
Окончание таблицы 1
|
1 |
2 |
|
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
|
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 |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
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 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
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
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Перечень измерительных каналов (ИК) и их состав
|
№ И К |
Диспетчерское наименование ИК |
Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ | ||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.3, ВЛ-110 кВ НкТЭЦ-1 - Сидоровка 1 |
ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/^3) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
2 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.7, ВЛ-110 кВ НкТЭЦ-1 - Водоподъем |
ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/^3) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
3 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.11, ВЛ-110 кВ НкТЭЦ-1 - Соболеково 1 |
ТОГФ (П) кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 61432-15 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/^3) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
4 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.17, ВЛ-110 кВ ГПП-3,5 |
ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/^3) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
5 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.5, ВЛ-110 кВ НкТЭЦ-1 - Сидоровка 2 |
ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/43) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
6 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.15, ВЛ-110 кВ ГПП-1,2,9 |
ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/^3) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
7 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.9, ВЛ-110 кВ НкТЭЦ-1 - Город |
ТОГФ-110 кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 44640-10 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/^3) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
8 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.13, ВЛ-110 кВ НкТЭЦ-1 - Соболеково 2 |
ТОГФ (П) кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 61432-15 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/^3) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
9 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.35, ВЛ-110 кВ Этилен-1 |
ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/^3) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
10 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.31, ВЛ-110 кВ Нижнекамская 1 |
ТРГ-110 II* кл.т. 0,2 Ктт=1000/5 Рег. № 26813-04 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/43) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
11 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.28, ВЛ-110 кВ ГПП-10 |
ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/43) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
12 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.21, ВЛ-110 кВ ГПП-6,7 |
ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/^3) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Окончание таблицы 2
|
13 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.37, ВЛ-110 кВ ПАВ-2 |
ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег. № 26813-06 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/^3) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
14 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.30, ВЛ-110 кВ Нижнекамская 2 |
ТРГ-110 II* кл.т. 0,2 Ктт=1000/5 Рег. № 26813-04 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/43) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
15 |
Нижнекамская ТЭЦ ПТК-1, ЗРУ-110 кВ, яч.33, КЛ-110 кВ ГТУ |
ТРГ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт=1000/5 Рег.№ 26813-06 |
ЗНОГ-110 кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3): (100/^3) Рег. № 23894-02 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
|
Примечания: 1 Все ИИК ТИ объединены обним ИВК на базе комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» (Рег. № 29484-05) 2 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 указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. Предприятие-владелец АИИС КУЭ вносит изменения в эксплуатационные документы. | ||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
|
I, % от Ihom |
cos ф |
ИК №1- |
ИК №9, ИК №11- ИК №13, ИК №15 |
ИК №10, ИК №14 | |||||
|
Swoa % |
5wоР % |
6wa % |
6wP % |
Swoa % |
5wоР % |
6wa % |
6wP % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
2 |
0,50 |
±1,8 |
±1,5 |
±1,9 |
±2,0 |
- |
- |
- |
- |
|
2 |
0,80 |
±1,2 |
±1,8 |
±1,3 |
±2,3 |
- |
- |
- |
- |
|
2 |
0,87 |
±1,1 |
±2,1 |
±1,2 |
±2,5 |
- |
- |
- |
- |
|
2 |
1,00 |
±0,9 |
- |
±1,1 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
5 |
0,50 |
±1,3 |
±1,3 |
±1,4 |
±1,9 |
±2,0 |
±1,5 |
±2,1 |
±2,0 |
|
5 |
0,80 |
±0,9 |
±1,4 |
±1,0 |
±2,0 |
±1,3 |
±2,0 |
±1,4 |
±2,4 |
|
5 |
0,87 |
±0,8 |
±1,6 |
±1,0 |
±2,1 |
±1,2 |
±2,2 |
±1,3 |
±2,6 |
|
5 |
1,00 |
±0,6 |
- |
±0,6 |
- |
±0,9 |
- |
±1,0 |
- |
|
20 |
0,50 |
±0,9 |
±0,8 |
±1,1 |
±1,6 |
±1,2 |
±0,9 |
±1,3 |
±1,6 |
|
20 |
0,80 |
±0,6 |
±1,0 |
±0,8 |
±1,7 |
±0,8 |
±1,1 |
±0,9 |
±1,8 |
|
20 |
0,87 |
±0,6 |
±1,1 |
±0,8 |
±1,7 |
±0,7 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,9 |
|
20 |
1,00 |
±0,5 |
- |
±0,6 |
- |
±0,6 |
- |
±0,6 |
- |
|
100, 120 |
0,50 |
±0,9 |
±0,8 |
±1,1 |
±1,6 |
±0,9 |
±0,8 |
±1,1 |
±1,6 |
|
100, 120 |
0,80 |
±0,6 |
±1,0 |
±0,8 |
±1,7 |
±0,6 |
±1,0 |
±0,8 |
±1,7 |
Окончание таблицы3
|
100, 120 |
0,87 |
±0,6 |
±1,1 |
±0,8 |
±1,7 |
±0,6 |
±1,1 |
±0,8 |
±1,7 |
|
100, 120 |
1,00 |
±0,5 |
- |
±0,6 |
- |
±0,5 |
- |
±0,6 |
- |
|
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с | |||||||||
|
SWoA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности, 6WoP - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и активной средней мощности, 3WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения, 3WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения | |||||||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов (ИК) |
15 |
|
Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, минут |
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 не менее, лет |
3,5 |
|
Г лубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток |
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, не более, мТл |
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 0.068ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления
(вторая очередь) филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средств измерений
|
Наименование |
Тип, модификация |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТРГ-110 II* |
36 |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ (П) |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ-110 |
12 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
15 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Комплекс информационно-вычислительный |
ИКМ-Пирамида |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр |
0.068ФО |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки |
МП-173-ЯЛ.Ки.310556-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-'173-К.Л.К.и.3'10556-20'18 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 04 декабря 2018 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);
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
- 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 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
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии периметра потребления (вторая очередь) филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1)» Свидетельство об аттестации методики измерений № 425-RA.RU.311735-2018.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
