Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Мичуринская ГТ-ТЭЦ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, автоматизированное рабочее место (АРМ) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя центральный сервер баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS, АРМ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через преобразователи интерфейсов поступает на УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД по проводным линиям связи поступает на сервер (основной канал связи). При отказе основного канала связи полученные данные от УСПД поступают на GSM-модем, который по резервному каналу связи стандарта GSM передаёт измерительную информацию на сервер. На сервере осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» Курское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 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 кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS, синхронизирующее часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенным к нему УCСВ-35HVS) осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера производится при расхождении с УССВ-35HVS на величину ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаТЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. 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 указана в таблице 1.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа | ЦЕНТР» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.04.01.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электри ческой энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.1-5 | AR Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С | VR Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | HP ProLiant ML370 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | ,0 ,7 34 |
| 2 | Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.2-6 | AR Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С | VR Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 3 | Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.3-5 | AR Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С | VR Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 4 | Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.4-6 | AR Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 21989-01 Фазы: А; В; С | VR Кл.т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 21988-01 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 110 кВ Мичу | ТВГ-110 | НКФ-110-57 У1 | | | | Активная | | |
| | ринская, ОРУ-110 кВ, | Кл.т. 0,2 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | 0,9 | 1,6 |
| 5 | ВЛ 110 кВ | 600/5 | 110000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Реактив- | | |
| | Белгород - Мичу | Рег. № 22440-07 | Рег. № 14205-94 | Рег. № 36697-12 | | | 1,6 | 2,5 |
| | ринская ГТ-ТЭЦ | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | | ная | | |
| 6 | ПС 110 кВ Мичуринская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Мичуринская ГТ-ТЭЦ - Фрунзенская с отпайками | ТВГ-110 Кл.т. 0,2 600/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | | Активная Реактив ная | ,9 ,6 0, 1, | ,6 ,5 1, 2, |
| 7 | ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.17 | TPU 4 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С | TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | HP ProLiant ML370 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | ,0 ,7 34 |
| | | TPU 4 | TJP 4 | | | | Активная | | |
| | ПС 110 кВ Мичу | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | 1,1 | 3,0 |
| 8 | ринская, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.20 | 400/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С | 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | | Реактив ная | 2,3 | 4,7 |
| | | TPU 4 | TJP 4 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | | Активная Реактив- | | |
| 9 | ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.19 | Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 17085-98 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 | | | ,3 ,5 1, 2, | ,2 ,5 3, 5, |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | ная | | |
| | | TPU 4 | TJP 4 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | | Активная | | |
| | ПС 110 кВ Мичу | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | RTU-325L | HP | 1,3 | 3,2 |
| 10 | ринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.25 | 600/5 Рег. № 17085-98 | 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 | Рег. № 37288-08 | ProLiant ML370 | Реактив- | 2,5 | 5,5 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | ная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 11 | ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.26 | TPU 4 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С | TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | | Активная Реактив ная | ,3 ,5 1, 2, | ,2 ,5 3, 5, |
| 12 | ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.27 | TPU 4 Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С | TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | ,0 ,7 34 |
| 13 | ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.28 | TPU 4 Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С | TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 14 | ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.29 | TPU 4 Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С | TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 15 | ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.30 | TPU 4 Кл.т. 0,5 1250/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С | TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 16 | ПС 110 кВ Мичуринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.15 | TPU 4 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С | TJP 4 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С | EA05RAL-B-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | HP ProLiant ML370 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3.2 5.2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | TPU 4 | TJP 4 | | | | Активная | | |
| | ПС 110 кВ Мичу | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | EA05RAL-B-4 | | | 1,3 | 3,2 |
| 17 | ринская, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.18 | 1000/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С | 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | | | Реактив ная | 2,5 | 5,2 |
| | | TPU 4 | TJP 4 | | | | Активная | | |
| | ПС 110 кВ Мичу | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | EA05RL-B-4 | | | 1,3 | 3,2 |
| 18 | ринская, ГРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.21 | 600/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С | 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | | | Реактив ная | 2,5 | 5,2 |
| | | TPU 4 | TJP 4 | | | | Активная | | |
| | ПС 110 кВ Мичу | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | EA05RL-B-4 | | | 1,3 | 3,2 |
| 19 | ринская, ГРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.22 | 600/5 Рег. № 17085-98 Фазы: А; В; С | 6000/V3/100/V3 Рег. № 17083-98 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 | | | Реактив ная | 2,5 | 5,2 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном, соБф = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83. Но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
5 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. Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа, а также замена УССВ и сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ 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 |
| Количество ИК | 19 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С для ИК №№ 5, 6 для остальных ИК температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +15 до +35 от +15 до +35 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2 |
| 1 | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер | |
| в Федеральном информационном фонде 36697-08): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для УССВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-12): | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-08): | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 74 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для УСПД: | |
| суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для сервера: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | AR | 12 |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВГ-110 | 6 |
| Трансформаторы тока | TPU 4 | 39 |
| Трансформаторы напряжения | VR | 12 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | TJP 4 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 15 |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 4 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325L | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-35HVS | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Сервер | HP ProLiant ML370 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-073-2018 | 1 |
| Формуляр | ГТ-ТЭЦ.7703806647.007.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-073-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Мичуринская ГТ-ТЭЦ. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 28.03.2018 г. Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «ГТ Энерго» Мичуринская ГТ-ТЭЦ», свидетельство об аттестации № 088/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Мичуринская ГТ-ТЭЦ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
71400-18: Методика поверки МП ЭПР-073-2018Скачать2.0 Мб