Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2
| Номер в ГРСИ РФ: | 77469-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 77469-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 002 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 11 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 11 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 77469-20: Описание типа СИ | Скачать | 103.8 КБ | |
| 77469-20: Методика поверки МП 26.51.43/21/19 | Скачать | 9.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределённой среде виртуализации VMware vSphere High Availability, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (УССВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. 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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, а также отображение информации на АРМах.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи в сети интернет в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым системным временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Корректировка часов сервера АИИС КУЭ выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов сервера и системы глобального позиционирования более ±2 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов сервера происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически один раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера более ±2 с. От сервера также обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ АИИС КУЭ.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 15.07.06). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -«средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование модуля ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор модуля ПО |
3E736B7F38O863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УССВ / Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Костромская ТЭЦ-2, Турбогенератор №1 |
ТШЛ20Б-1 8000/5, КТ 0,2 Рег. № 4016-74 |
ЗНОМ-15-63 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16 / VMware vSphere High Availability |
|
2 |
Костромская ТЭЦ-2, Турбогенератор №2 |
ТШЛ20Б-1 8000/5, КТ 0,2 Рег. № 4016-74 |
ЗНОМ-15-63 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1593-70 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
3 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 2 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
4 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, яч. № 4 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
5 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, яч. № 7 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
6 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 8 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | |
|
7 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 10 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
8 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. № 11 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 (I С.Ш.) НКФ-110-57 У1 (II С.Ш.) 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, яч. № 12 |
ТФНД-110М 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 76442-19 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16 / VMware vSphere High Availability |
|
10 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 2 СШ, яч. № 15 |
ТФЗМ-110Б-ШХЛ1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 26421-04 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
11 |
Костромская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, 1 СШ, яч. № 16 |
ТФЗМ-110Б-ГУ ТФЗМ-110Б-ШХЛ1 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 26422-04 Рег. № 26421-04 |
НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | |
|
12 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 1 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
13 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 2 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
14 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 4 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
15 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 5 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
16 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 7 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
17 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 8 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
18 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 9 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
19 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 10 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16 / VMware vSphere High Availability |
|
20 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 11 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
21 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 1 АР, яч. № 13 |
ТВЛМ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
22 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 4 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
23 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 5 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
24 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 6 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
25 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 7 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
26 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 8 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
27 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 9 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
28 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 10 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
29 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 11 |
ТЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 2473-69 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
УСВ-3. Рег. № 64242-16 / VMware vSphere High Availability |
|
30 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 12 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
31 |
Костромская ТЭЦ-2, ПКРУ-6 кВ, секция 2 АР, яч. № 13 |
ТВЛМ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1856-63 |
НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | |
|
Примечания: 1 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 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности ±6, % |
Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
|
1, 2 |
Активная Реактивная |
0,8 1,2 |
1,5 2,3 |
|
3-31 |
Активная Реактивная |
1,3 2,0 |
3,2 5,2 |
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
31 |
|
Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,8 |
|
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
|
- частота, Гц |
50 |
|
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 (sm9) |
от 0,5 инд. до 1 емк |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды для счетчиков, °С СЭТ-4ТМ.03М |
от -40 до +60 |
|
СЭТ-4ТМ.03 |
от -40 до +60 |
|
СЭТ-4ТМ.02.2 |
от -40 до +55 |
|
- температура окружающей среды для сервера, °С |
от +10 до + 30 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 80,0 до 106,7 |
|
- относительная влажность, %, не более |
98 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее СЭТ-4ТМ.03М |
165000 |
|
СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02 |
90000 |
|
УСВ-3 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут |
114 |
|
Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
22 |
|
ТЛМ-10 |
18 | |
|
ТФЗМ-110Б-ШХЛ1 |
5 | |
|
ТФЗМ-ИОБ-IV |
1 | |
|
ТФНД-110М |
21 | |
|
ТШЛ20Б-1 |
6 | |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-15-63 |
6 |
|
НКФ-110-57 У1 |
9 | |
|
НТМИ-6-66 |
2 | |
|
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.02.2-14 |
19 |
|
СЭТ-4ТМ.03 |
1 | |
|
СЭТ-4ТМ.03.01 |
8 | |
|
СЭТ-4ТМ.03М |
1 | |
|
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
2 | |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Основной сервер |
VMware vSphere High Availability |
1 |
|
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
1 |
|
Документация | ||
|
Методика поверки |
МП 26.51.43/21/19 |
1 |
|
Формуляр |
ФО 26.51.43/21/19 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43/21/19 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 04.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде (рег. № 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Костромской ТЭЦ-2. МВИ 26.51.43/21/19, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
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
Смотрите также
