Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПГУ-110 Вологодской ТЭЦ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных ПГУ-110 Вологодской ТЭЦ (далее по тексту -сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве сервера АИИС КУЭ используется промышленный компьютер HP ProLiant DL120 G7, зав. номер CZ224609C1, производства компании HP с установленным программным обеспечением «Программный комплекс «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту - ПК «АльфаЦЕНТР») производства ООО «Эльстер Метроника».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Сервер АИИС КУЭ автоматически в заданные интервалы времени производит считывание из счетчиков данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков. Считывания данных из счетчиков и обмен информацией с сервером АИИС КУЭ происходит по медным кабельным и оптоволоконным линиям по протоколам RS-485 и Ethernet. После поступления в сервер считанной информации с помощью внутренних сервисов ПК «АльфаЦЕНТР» данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память сервера АИИС КУЭ (заносятся в базу данных). При этом происходит приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт.
В АИИС КУЭ в качестве подсистемы входит АИИС КУЭ ОАО «Вологодская ТЭЦ» (Госреестр № 34654-07). Результаты измерений и записи журналов событий средств измерения АИИС КУЭ ОАО «Вологодская ТЭЦ» передаются в сервер АИИС КУЭ посредством доступа по ЛВС к базам данных сервера АИИС КУЭ ОАО «Вологодская ТЭЦ», организованного средствами ПК «АльфаЦЕНТР».
Передача информации коммерческому оператору оптового рынка электрической энергии и мощности (ОАО «АТС»), в региональное подразделение ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям осуществляется с сервера АИИС КУЭ по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. При необходимости, он подписывается электронной цифровой подписью.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве УССВ используется NTP-сервер точного времени «Метроном-200», зав. номер 030111376220, производства ООО «Метротек», укомплектованный антенной для приема сигналов точного времени систем GPS/ГЛОНАСС
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УССВ происходит с цикличностью один раз в 1024 с. Синхронизация осуществляется при каждом цикле сравнения не зависимо от величины расхождения показаний часов сервера и УССВ.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 3 с.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, программные средства СБД АИИС КУЭ - ПО систем управления базами данных (СУБД SQL), и прикладное ПО - ПК «АльфаЦЕНТР», программные средства счетчиков электроэнергии - встроенное ПО счетчиков электроэнергии, встроенное ПО СОЕВ.
Лист № 3
Всего листов 9
Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификато -ра программного обеспечения |
| ПО на сервере АИИС КУЭ | Альфа Центр ifrun60.EXE | 12.06.01 | 216924675 | CRC32 |
| Альфа Центр Коммуникатор trtu.exe | 4.0.2 | 2896230859 | CRC32 |
| Альфа Центр Диспетчер заданий ACTaskManager.exe | 2.13.1.0 | 711817817 | CRC32 |
| Альфа Центр Утилиты ACUtils.exe | 2.5.12.155 | 2053471825 | CRC32 |
| Альфа Центр Редактор формул ACCalc.exe | 2.12.11.0 | 2511169314 | CRC32 |
| Альфа Центр Мониторинг ACMonitor.exe | 2.3.14.306 | 526616940 | CRC32 |
| Альфа Центр GPS Time Reader GPSReader.exe | 3.12.1.0 | 4192314270 | CRC32 |
| Альфа Центр МакетыАТС XMLC onfig. exe | 2.12.11.0 | 1455821011 | CRC32 |
| Альфа Центр L center l.exe | 4.0.2 | 1052709472 | CRC32 |
| ПО на АРМ | Альфа Центр ifrun60.EXE | 12.06.01 | 216924675 | CRC32 |
ПО АИИС КУЭ не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.
| № ИИК | Наименование ИИК (присоединения), код точки измерений | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Сервер | Вид электроэнергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 |
| 1 | Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод 1 ЭВ ТБ-2 тр-ра ТБ-2 353080001207201 | ТАТ КТ 0,2S 1000/5 Зав №№ 12030274; 12030273; 12030284 Госреестр № 29838-11 | НАМИ-110УХЛ1 КТ 0,2 (110000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 8405; 8385; 8386 Госреестр № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0802130914 Госреестр № 36697-12 | HP ProLiant DL120 G7, зав. номер CZ224609C1 | Активная Реактивная |
| 2 | Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод 2 ЭВ ТБ-2 тр-ра ТБ-2 353080001207202 | ТАТ КТ 0,2S 1000/5 Зав №№ 12030279; 12030281; 12030295 Госреестр № 29838-11 | НАМИ-110УХЛ1 КТ 0,2 (110000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 8405; 8385; 8386 Госреестр № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0802130916 Госреестр № 36697-12 | Активная Реактивная |
| 3 | Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод 1 ЭВ ТБ-1 тр-ра ТБ-1 353080001207101 | ТАТ КТ 0,2S 1000/5 Зав №№ 12030277; 12030280; 12030278 Госреестр № 29838-11 | НАМИ-110УХЛ1 КТ 0,2 (110000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 8402; 8400; 8394 Госреестр № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0802130928 Госреестр № 36697-12 | Активная Реактивная |
| 4 | Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод 2 ЭВ ТБ-1 тр-ра ТБ-1 353080001207102 | ТАТ КТ 0,2S 1000/5 Зав №№ 12030276; 12030283; 12030275 Госреестр № 29838-11 | НАМИ-110УХЛ1 КТ 0,2 (110000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 8402; 8400; 8394 Госреестр № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0802131072 Госреестр № 36697-12 | Активная Реактивная |
| 5 | Вологодская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ввод ЭВ РТСН тр-ра РТСН 353080001107301 | ТАТ КТ 0,2S 500/5 Зав №№ 12030299; 12030297; 12030298 Госреестр № 29838-11 | НАМИ-110УХЛ1 КТ 0,2 (110000/<3)/(100/<3) Зав. №№ 8381; 8391; 8395 Госреестр № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0802131079 Госреестр № 36697-12 | Активная Реактивная |
| 6 | Турбогенератор Г-2 351150003213002 | ТЛШ-10 КТ 0,2 3000/5 Зав №№ 1136; 1134; 1135 Госреестр № 11077-07 | TJP4 КТ 0,2 (10500/<3)/(100/<3) Зав. №№ 1VLT5212007688; 1VLT5212007689; 1VLT5212007690 Госреестр № 17083-08 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0802130995 Госреестр № 36697-12 | Активная Реактивная |
| 7 | Турбогенератор Г-1 351150003213001 | AON-F КТ 0,2S 6500/1 Зав №№ 09/449570203; 09/449570201; 09/449570202 Госреестр № 43946-10 | CTY17 КТ 0,2 (10500/^3)/(100/^3) Зав. №№ 08191522; 08191520; 08191524 Госреестр № 45813-10 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0809110015 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 8 | Вологодская ТЭЦ, РУСНБ 6 кВ 2 с.ш. яч.20 351150003114201 | ТЛО-10 КТ 0,2S 150/5 Зав №№ 13691; -; 13687 Госреестр № 25433-08 | ЗНОЛП-6У2 КТ 0,5 (6300/^3)/(100/^3) Зав. №№ 1003439; 1003740; 1003942 Госреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0804113407 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 9 | РУСНБ 6 кВ 1 с.ш. яч.17 | ТЛО-10 КТ 0,2S 1500/5 Зав №№ 13725; 13718; 13721 Госреестр № 25433-08 | ЗНОЛП-6У2 КТ 0,5 (6300/^3)/(100/^3) Зав. №№ 1004198; 1004200; 1005947 Госреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0804113311 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 10 | РУСНБ 6 кВ 2 с.ш. яч.23 | ТЛО-10 КТ 0,2S 1500/5 Зав №№ 13727; 13731; 13715 Госреестр № 25433-08 | ЗНОЛП-6У2 КТ 0,5 (6300/^3)/(100/^3) Зав. №№ 1003439; 1003740; 1003942 Госреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0804110699 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 11 | РУСНБ 6 кВ РС яч.2 | ТЛО-10 КТ 0,2S 1500/5 Зав №№ 13723; 13722; 13728 Госреестр № 25433-08 | ЗНОЛП-6У2 КТ 0,5 (6300/^3)/(100/^3) Зав. №№ 1003779; 1004195; 1003781 Госреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0804113393 Госреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| Номер ИИК | Коэф. мощности cos ф | Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 8, % |
| I1(2)%—1изм<15% | I5%—1изм<120% | I20%—1изм<1100% | 1100%—1изм—1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 5, 7 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2 S | 1,0 | ± 1,2 | ± 0,8 | ± 0,8 | ± 0,8 |
| 0,9 | ± 1,2 | ± 0,9 | ± 0,8 | ± 0,8 |
| 0,8 | ± 1,3 | ± 1,0 | ± 0,9 | ± 0,9 |
| 0,7 | ± 1,5 | ± 1,1 | ± 0,9 | ± 0,9 |
| 0,6 | ± 1,7 | ± 1,2 | ± 1,0 | ± 1,0 |
| 0,5 | ± 2,0 | ± 1,4 | ± 1,2 | ± 1,2 |
| 8 - 11 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2 S | 1,0 | ± 1,3 | ± 1,0 | ± 0,9 | ± 0,9 |
| 0,9 | ± 1,3 | ± 1,1 | ± 1,0 | ± 1,0 |
| 0,8 | ± 1,5 | ± 1,2 | ± 1,1 | ± 1,1 |
| 0,7 | ± 1,6 | ± 1,3 | ± 1,2 | ± 1,2 |
| 0,6 | ± 1,9 | ± 1,5 | ± 1,4 | ± 1,4 |
| 0,5 | ± 2,2 | ± 1,8 | ± 1,6 | ± 1,6 |
| 6 ТТ - 0,2; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2 S | 1,0 | _ | ± 1,1 | ± 0,8 | ± 0,8 |
| 0,9 | _ | ± 1,2 | ± 0,9 | ± 0,8 |
| 0,8 | _ | ± 1,4 | ± 1,0 | ± 0,9 |
| 0,7 | _ | ± 1,6 | ± 1,1 | ± 0,9 |
| 0,6 | _ | ± 1,8 | ± 1,2 | ± 1,0 |
| 0,5 | _ | ± 2,2 | ± 1,4 | ± 1,2 |
Таблица 4
| Номер ИИК | Коэф. мощности cos<p/sin<p | Пределы допускаемых относительных п< активной электроэнергии и мощности в | згрешностей ИИК при измерении рерабочих условиях эксплуатации 8, % |
| I1(2)%—1изм<15% | Ij%—1изм<120% | I20%—1изм<1100% | 1100%—1изм—1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 5, 7 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 | 0,9/0,44 | ± 2,6 | ± 1,9 | ± 1,7 | ± 1,7 |
| 0,8/0,6 | ± 2,2 | ± 1,8 | ± 1,6 | ± 1,6 |
| 0,7/0,71 | ± 2,1 | ± 1,8 | ± 1,6 | ± 1,6 |
| 0,6/0,8 | ± 2,1 | ± 1,8 | ± 1,6 | ± 1,6 |
| 0,5/0,87 | ± 2,1 | ± 1,9 | ± 1,7 | ± 1,7 |
| 8 - 11 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 | 0,9/0,44 | ± 2,9 | ± 2,3 | ± 2,1 | ± 2,1 |
| 0,8/0,6 | ± 2,4 | ± 2,0 | ± 1,8 | ± 1,8 |
| 0,7/0,71 | ± 2,2 | ± 1,9 | ± 1,8 | ± 1,8 |
| 0,6/0,8 | ± 2,2 | ± 2,0 | ± 1,8 | ± 1,8 |
| 0,5/0,87 | ± 2,1 | ± 2,0 | ± 1,8 | ± 1,8 |
| 6 ТТ - 0,2; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 | 0,9/0,44 | _ | ± 2,7 | ± 1,9 | ± 1,7 |
| 0,8/0,6 | _ | ± 2,2 | ± 1,7 | ± 1,6 |
| 0,7/0,71 | _ | ± 2,1 | ± 1,7 | ± 1,6 |
| 0,6/0,8 | _ | ± 2,1 | ± 1,7 | ± 1,6 |
| 0,5/0,87 | _ | ± 2,1 | ± 1,7 | ± 1,7 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение переменного тока от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
• сила переменного тока от 1ном до 1,2-Ihom, cos(p=0,9 инд;
• температура окружающей среды: 20 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение переменного тока от 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;
• сила переменного тока от 0,054ном до 1,2-Ihom для ИИК № 6, от 0,0Г1ном до 1,2-Ihom для ИИК №№ 1 - 5, 7 - 11;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики - по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: среднее время наработки на отказ:
• счетчики СЭТ-4ТМ.03М (номер в Госреестре 36697-12) - не менее 165000 часов;
• счетчики СЭТ-4ТМ.03М (номер в Госреестре 36697-08) - не менее 140000 часов;
среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
• на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• сервере АИИС КУЭ, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной энергии в двух направлениях):
СЭТ-4ТМ.03М - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | aon-f | 3 |
| Трансформатор тока | ТАТ | 15 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 11 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | CTY17 | 3 |
| Трансформатор напряжения | TJP4 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-6У2 | 9 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110УХЛ1 | 9 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | HP ProLiant DL120 G7 | 1 |
| Сервер точного времени | Метроном-200 | 1 |
| АРМ | Моноблок НР 8300 Compaq H4U99ES | 1 |
| KVM-консоль | ATEN KL1100 | 1 |
| Маршрутизатор | Cisco 1921/K9 | 1 |
| Коммутатор | Cisco 2960-24-S | 1 |
| Медиаконв ертор | MOXA IMC-21-S-SC | 2 |
| Конвертор | Nport IA 5250 | 1 |
| Конвертор | NPort IA 5150 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | Smart-UPS RT 3000VA RM230V | 1 |
| Блок питания | DR-45-24 | 2 |
| Специализированное программное обеспечение | ПК «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Паспорт-формуляр | ГДАР.411711.157 ПФ | 1 |
| Методика поверки | МП 1584/550-2013 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1584/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПГУ-110 Вологодской ТЭЦ. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в мае 2013 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (номер в Госреестре 36697-12) - по методике поверки
ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (номер в Госреестре 36697-08) - по методике поверке
ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007; Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии ПГУ-110 Вологодской ТЭЦ. Методика измерений. ГДАР.411711.157.МВИ». Аттестована ЗАО НПП «ЭнергопромСервис». Свидетельство об аттестации методики измерений № 056/01.00238-2008/157-2013 от 14 мая 2013 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
5 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
6 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
7 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
8 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
