Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Читинская ТЭЦ-1 «Читинской генерации» (АИИС КУЭ Читинской ТЭЦ-1) (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) 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, автоматизированное рабочее место (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 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 каналу связи сети Internet поступает на сервер, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация передается на АРМ по корпоративной сети передачи данных.
Передача информации от АРМ 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 с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов 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-35НУ8, 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 более ±1 с.
Также СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия.
В случае неисправности или ремонта УССВ-35HVS имеется возможность синхронизации часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ». Контроль показаний времени часов сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, коррекция часов производится при расхождении на величину более ±2 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 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) «АльфаЦЕНТР», 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.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.08 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид элек- триче- ской энергии | Метрологически И | е характеристики К |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 6 кВ ТГ-1 | ТШВ-15 Кл.т. 0,5 8000/5 Рег. № 1836-63 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49 Фазы: АВС | A1802RAL-P4GB-DW3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325 Рег. № 37288-08 | Depo Storm | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 2 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 6 кВ ТГ-2 | ТШВ-15 Кл.т. 0,5 8000/5 Рег. № 1836-63 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49 Фазы: АВС | A1802RAL-P4GB-DW3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 3 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 10 кВ | ТШЛ-20 Кл.т. 0,5 8000/5 | ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | A1802RAL-P4GB-DW3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Активная Реактив- | 1,1 | 3,0 |
| | ТГ-3 | Рег. № 1837-63 | Рег. № 1593-70 | | | 2,3 | 4,7 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | ная | | |
| 4 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 10 кВ | ТШЛ-20 Кл.т. 0,5 8000/5 | ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | A1802RAL-P4GB-DW3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Активная Реактив ная | 1,1 | 3,0 |
| | ТГ-4 | Рег. № 1837-63 Фазы: А; С | Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С | RTU-325 Рег. № 37288-08 | Depo | 2,3 | 4,7 |
| 5 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 10 кВ | ТШЛ-20 Кл.т. 0,5 8000/5 | ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | A1802RAL-P4GB-DW3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Storm | Активная Реактив- | 1,1 | 3,0 |
| | ТГ-5 | Рег. № 1837-63 | Рег. № 1593-70 | | | 2,3 | 4,7 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | ная | | |
| 6 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 10 кВ | ТШЛ-20 Кл.т. 0,5 8000/5 | ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | A1802RAL-P4GB-DW3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Активная Реактив- | 1,1 | 3,0 |
| | ТГ-6 | Рег. № 1837-63 | Рег. № 1593-70 | | | 2,3 | 4,7 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | ная | | |
| | | ТФЗМ-220Б-Ш | 1 с.ш.: | | | | | | |
| | | Кл.т. 0,5 | НКФ-220-58 | | | | | | |
| | Читинская ТЭЦ-1, | 600/5 Рег. № 26006-03 Фазы: А ТФНД-220-1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3694-73 Фазы: В; С | Кл.т. 0,5 220000/V3/100/V3 Рег. № 14626-00 Фазы: А; В; С | A1802RAL- | RTU-325 Рег. № 37288-08 | | Активная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 7 | СШ 220 кВ, Яч №203 | P4GB-DW4 Кл.т. 0,2S/0,5 | Depo Storm | Реактив- |
| | ВЛ-220-201 | 2 с.ш.: НКФ-220-58 Кл.т. 0,5 220000/V3/100/V3 | Рег. № 31857-11 | | ная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 8 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 220 кВ, Яч №205 ВЛ-220-202 | ТФЗМ-220Б-Ш Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26006-03 Фазы: А ТФНД-220-1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3694-73 Фазы: В; С | Рег. № 14626-00 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 9 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 220 кВ, Яч №207 ВЛ-220-293 | ТФНД-220-1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3694-73 Фазы: А; С ТФЗМ-220Б-Ш Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26006-03 Фазы: В | 1 с.ш.: НКФ-220-58 Кл.т. 0,5 220000/V3/100/V3 Рег. № 14626-00 Фазы: А; В; С 2 с.ш.: НКФ-220-58 Кл.т. 0,5 220000/V3/100/V3 | A1802RAL-P4GB-DW4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325 Рег. № 37288-08 | Depo Storm | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 10 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 220 кВ, Яч №208 ВЛ-220-296 | ТФНД-220-1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3694-73 Фазы: А; С ТФЗМ-220Б-Ш Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26006-03 Фазы: В | Рег. № 14626-00 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 11 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С | | A1802RAL- P4GB-DW4 | | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| Яч №101 | | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Реактив- | 2,3 | 4,7 |
| | ВЛ-110-01 | | Рег. № 31857-11 | | | ная |
| 12 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С | 1 с.ш.: НКФ-110-83 | A1802RAL- P4GB-DW4 | | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| Яч №103 ВЛ-110-02 | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Реактив ная | 2,3 | 4,7 |
| | | ТФЗМ-110Б-1У Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С | | | | | | |
| 13 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ | Фазы: А; В | A1802RAL- P4GB-DW4 | | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| Яч №106 | НКФ-110-57 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Реактив- | 2,3 | 4,7 |
| | ВЛ-110-07 | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | Рег. № 31857-11 | RTU-325 Рег. № | Depo | ная |
| | | ТФЗМ-110Б-1У Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С | | Storm | | | |
| 14 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ | Рег. № 14205-94 Фазы: С | A1802RAL- P4GB-DW4 | 37288-08 | Активная | 1,1 | 3,0 |
| Яч №108 | | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | Реактив- | 2,3 | 4,7 |
| | ВЛ-110-08 | 2 с.ш.: НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | Рег. № 31857-11 | | | ная |
| 15 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С | A1802RAL- P4GB-DW4 | | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| Яч №111 ВЛ-110-09 | Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Реактив ная | 2,3 | 4,7 |
| 16 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С | | A1802RAL- P4GB-DW4 | | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| Яч №112 ВЛ-110-10 | | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Реактив ная | 2,3 | 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 17 | Читинская ТЭЦ-1, СШ 110 кВ Яч №110 ОВ-110 | ТФЗМ-110Б-ГУ Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26422-04 Фазы: А; В; С | 1 с.ш.: НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: С 2 с.ш.: НКФ-110-83 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С | A1802RAL-P4GB-DW4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-325 Рег. № 37288-08 | Depo Storm | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 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 !ном, cosj = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, в режиме измерений реактивной электрической энергии по ТУ 4228-011-29056091-11.
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 | 17 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С 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 0 до +40 от +10 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УССВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 120000 2 100000 24 35000 2 |
| 1 | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 180 |
| при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| 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. |
| Трансформаторы тока | ТШВ-15 | 4 |
| Трансформаторы тока шинные | ТШЛ-20 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-220Б-Ш | 4 |
| Трансформаторы тока | ТФНД-220-1 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б-1У | 21 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63 | 12 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-220-58 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-83 | 5 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 | 1 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 17 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| Сервер | Depo Storm | 1 |
| У стройства синхронизации системного времени | УССВ-35HVS | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-091-2018 | 1 |
| Формуляр | ТГК-14. АИИС.001.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-091-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Читинская ТЭЦ-1 «Читинской генерации» (АИИС КУЭ Читинской ТЭЦ-1). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 11.07.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- 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);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
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
«Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «ТГК-14» Читинская ТЭЦ-1 «Читинской генерации» (АИИС КУЭ Читинской ТЭЦ-1)», свидетельство об аттестации № 107/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТГК-14» Читинская ТЭЦ-1 «Читинской генерации» (АИИС КУЭ Читинской ТЭЦ-1)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72383-18: Методика поверки МП ЭПР-091-2018Скачать10.5 Мб