Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема "Урал" ПАО "Форвард Энерго"
- ПАО "Форвард Энерго", г. Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:90903-23
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ПАО «Форвард Энерго» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ПАО «Форвард Энерго», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, блок коррекции времени ЭНКС-2 (БКВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электрической энергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода (результаты измерений), используемое для формирования данных коммерческого учета;
- формирование данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
- ведение единого времени при выполнении измерений количества активной и реактивной электрической энергии и формирования данных о состоянии средств измерений;
- периодический (1 раз в 30 минут) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии и данных о состоянии средств измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств измерений;
- обработку, формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной почте коммерческому оператору и внешним организациям с электронной подписью;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения (ПО) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- обеспечение по запросу коммерческого оператора дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений с сервера ИВК АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечение отображения коэффициентов трансформации измерительных каналов (ИК) на уровне ИВК.
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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на второй - верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации, передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с сервера АИИС КУЭ настоящей системы, осуществляется в ручном режиме с подтверждением подлинности электронной подписью ответственного сотрудника исполнительного аппарата ПАО «Форвард Энерго».
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). СОЕВ включает в себя часы сервера АИИС КУЭ, счетчиков и ЭНКС-2. БКВ синхронизирует собственную шкалу времени с национальной шкалой времени UTC(SU) по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS, получаемым от встроенного приемника сигналов ГНСС ГЛОНАСС/GPS.
С равнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени ЭНКС-2 происходит 1 раз в 30 минут. Коррекция шкалы времени сервера АИИС КУЭ выполняется при расхождении с показаниями ЭНКС-2 более чем на ±1 с.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками. Коррекция шкалы времени счетчика производится при расхождении времени счетчика и сервера более чем на ±1 с.
Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 001 средства измерений указывается в паспорте-формуляре. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО 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 с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Наименование программного модуля ПО | ac_metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав ИК
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 8, ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-2 - ЧТЗ 1 цепь | ТВ-110/52 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19 | ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15/ HP ProLiant DL 380 G7 | активная реактивная |
| 2 | Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 5, ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-2 -ЧТЗ 2 цепь | ТВ-110/52 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19 | ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 3 | Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 3, ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-2 -Бульварная | ТВ-110/52 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19 | ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 4 | Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 1, ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-2 -Транзитная | ТВ-110/52 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19 | ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 5 | Челябинская ТЭЦ-2, ОРУ-110 кВ, яч. 6, ОМВ-110 кВ | ТВ-110/52 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76654-19 | ЗНОГ-110 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23894-07 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 6 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 4 ТП3001-1 | ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 27 ТП3001-2 | ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15/ HP ProLiant DL 380 G7 | активная реактивная |
| 8 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 18 ЧТЗ РП-54-1 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 9 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 28 ЧТЗ РП-63-2 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 10 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 10 ЧТЗ РП-63-1 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 11 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 34 ЧТЗ РП-54-2 | ТПОЛ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 12 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 36 ЧТЗ РП-54-3 | ТПОФ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50 | НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 76653-19 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 13 | РУ-10 кВ Береговая насосная Оз1 ЧТЭЦ-2, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ 1Т | ТНШЛ-0,66 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 1673-07 | _ | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 14 | РУ-10 кВ Береговая насосная Оз1 ЧТЭЦ-2, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ 2Т | ТНШЛ-0,66 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 1673-07 | _ | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15/ HP ProLiant DL 380 G7 | активная реактивная |
| 15 | ТГ-1 | ТПШФА 5000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76646-19 | НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 363-49 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 16 | ТГ-2 | ТШЛ 5000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 64182-16 | ЗНОЛ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 46738-11 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 17 | ТГ-3 | ТШЛ 20 ТШЛ 20-1 8000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63 Рег. № 21255-03 | ЗНОМ-15 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 76663-19 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 18 | ТГ-4 | ТШЛ-20-1 10000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 21255-08 | ЗНОЛ.06 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-08 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 19 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 11-1 ТП-16 ввод 1 | ТОЛ-НТЗ 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-НТЗ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 69604-17 | A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| 20 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 33-1 РП Линейная ввод 1 | ТОЛ-НТЗ 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-НТЗ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 69604-17 | A1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 21 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 11-4 ТП-16 ввод 2 | ТОЛ-НТЗ 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-НТЗ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 69604-17 | А1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | ЭНКС-2 Рег. № 37328-15/ HP ProLiant DL 380 G7 | активная реактивная |
| 22 | Челябинская ТЭЦ-2, ГРУ-10 кВ, яч. 33-4 РП Линейная ввод 2 | ТОЛ-НТЗ 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-НТЗ 10500/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 69604-17 | А1802RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | |
| П р и м е ч а н и я 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 собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена БКВ на аналогичное утвержденного типа. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 5 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | ||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±6), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
| 1-5 | Активная Реактивная | 0,9 2,0 | 5,4 2,8 |
| 6-12 | Активная Реактивная | 1,2 2,5 | 5,7 4,1 |
| 13, 14 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 5,0 4,0 |
| 15, 17 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 5,5 2,9 |
| 16, 19-22 | Активная Реактивная | 0,5 1,1 | 2,0 2,0 |
| 18 | Активная Реактивная | 0,8 1,6 | 2,2 2,1 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | ||
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 22 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды, °С | от 99 до101 от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 | от 90 до 110 от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С | от -40 до +65 |
| температура окружающей среды в месте расположения БКВ, °С | от - 40 до +70 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 180 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТВ-110/52 | 15 |
| Трансформатор тока | ТПОФ | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 8 |
| Трансформатор тока | ТНШЛ-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПШФА | 3 |
| Трансформатор тока | ТШЛ | 3 |
| Трансформатор тока | ТШЛ 20 | 2 |
| Трансформатор тока | ТШЛ 20-1 | 1 |
| Трансформатор тока | ТШЛ-20-1 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ | 12 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОГ-110 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-15 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-НТЗ | 12 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 22 |
| Блок коррекции времени | ЭНКС-2 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL 380 G7 | 1 |
| Программное обеспечение | АльфаЦЕНТР | 1 |
| Формуляр | _ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Челябинской ТЭЦ-2 филиала Энергосистема «Урал» ПАО «Форвард Энерго», аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312601.
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.