Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Василеостровской ТЭЦ-7 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, контроля ее передачи и потребления отдельными технологическими объектами, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности); периодический (1 раз в 30 мин; 1 раз в сутки; и/или по запросу) автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии (мощности) с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;
- возможность передачи в организации - участники розничного (оптового) рынка электроэнергии результатов измерений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 и счётчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325L и технических средств приема-передачи данных.
3-ий уровень - комплекс измерительно-вычислительный (далее - ИВК) - технические средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический комплекс (далее - ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства, базу данных (далее - БД) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» для реализации функций сбора и хранения результатов измерений и ПО для доступа к данным и их конфигурации, используемое для формирования автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ). ПТК АИИС КУЭ развёрнут в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал и 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. Измеренные и вычисленные значения записываются в энергонезависимую память счетчика.
УСПД осуществляют сбор результатов измерений электроэнергии со счетчиков по цифровым интерфейсам, перевод измеренных значений в именованные физические величины, учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам.
Сервер базы данных (БД) посредством технических средств приема-передачи обеспечивает сбор измерительной информации с УСПД.
На сервере БД при помощи ПТК АИИС КУЭ производится обработка измерительной информации, ее хранение, отображение, подготовка отчетных документов, а также дальнейшая передача информации в виде xml-файлов в АО «АТС», АО «Петербургская сбытовая компания», филиал АО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ и др. в рамках согласованного регламента, осуществляется с АРМ.
В системе предусмотрено информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), организованной следующим образом.
Показания часов сервера БД синхронизируются по показаниям часов сертифицированного сервера единого времени ССВ-1Г с периодичностью один раз в 15 минут, коррекция производится по факту наличия расхождения, превышающего ±1 с.
Опрос УСПД сервером БД производится один раз в 30 минут. Коррекция времени часов производится сервером БД с периодичностью один раз в 30 минут по факту наличия расхождения, превышающего ±2 с.
Часы счётчиков синхронизируются от часов УСПД один раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении показаний часов счётчика и УСПД более чем на ±2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программыми средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | as metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реативной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2-3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-ого, 2-ого уровней АИИС КУЭ ИИК приведены в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ преведены в таблице 3.
аблица 2 - Состав 1-ого, 2-ого уровней АИИС КУЭ
№ ИИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
ИИК-001 | Г-5 | ТТЭО Рег. № 63877-16 Кл. т. 0,2S 8000/1 | ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU325L-E2-512-M2-B2 Рег. № 37288-08 |
ИИК-002 | Г-4 | NXCT-F3 Рег. № 35899-07 Кл. т. 0,2S 4000/1 | НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ИИК-003 | КЛ К-81 35кВ | GSR Рег. № 25477-06 Кл. т. 0,5S 1500/5 | VEF 36 Рег. № 29712-06 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ИИК-004 | КЛ К-82 35кВ | GSR Рег. № 25477-06 Кл. т. 0,5S 1500/5 | VEF 36 Рег. № 29712-06 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ИИК-005 | КЛ К-83/84 35кВ | ТЛО-35 Рег. № 36291-07 Кл. т. 0,5S 2000/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-35 Рег. № 40085-08 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ИИК-006 | КЛ К-85/86 35кВ | ТЛО-35 Рег. № 36291-07 Кл. т. 0,5S 2000/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-35 Рег. № 40085-08 Кл. т. 0,5 35000:^3/100:^3 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ИИК-007 | Отпайка Г-5 | ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 800/5 | ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ИИК-008 | ТСН-6 | ТЛП-10-2 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 150/5 | ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ИИК-009 | ТСН-14 | ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 750/5 | НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
ИИК-010 | ТСН-20 | ТЛП-10-2 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 150/5 | ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU325L-E2-512-M2-B2 Рег. № 37288-08 |
ИИК-011 | ТСН-21 | ТЛП-10-2 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 150/5 | ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ИИК-012 | ФСН 26-30 | ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 750/5 | НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ИИК-013 | ФСН 28-12 | ТЛП-10-3 Рег.№ 30709-08 Кл. т. 0,5S 750/5 | НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ИИК-014 | ФСН 45-40 | ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 600/5 | НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ИИК-015 | ФСН 55-58 | ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 1000/5 | НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ИИК-016 | ФСН 57-94 | ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 1000/5 | НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
ИИК-017 | ФСН 56-76 | ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 800/5 | НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 | RTU325L-E2-512-M2-B2 Рег. № 37288-08 |
ИИК-018 | ФСН 58-99-101 | ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 1000/5 | НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ИИК-019 | ФСН 19 | ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 750/5 | ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ИИК-020 | ФСН 05-17 37/05-02 | ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 750/5 | ЗНАМИТ-6-1 Рег.№ 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ИИК-021 | Перемычка от Г-5 на ГРУ-6 кВ | ТШЛ-10 Рег. № 3972-03 Кл. т. 0,5 4000/5 | НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ИИК-026 | Ф-7-79 | ТЛП-10-3 Рег. № 30709-08 Кл. т. 0,5S 600/5 | ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
ИИК-027 | Ф-7-55 | ТЛО-10-3 Рег. № 25433-08 Кл. т. 0,5S 400/5 | НАМИТ-10-2 Рег. № 16687-13 Кл. т. 0,2 6000/100 ЗНАМИТ-6-1 Рег. № 40740-09 Кл. т. 0,2 6000/100 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,5S/1,0 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
ИИК-045 | Г-3 | ТШЛ-20-1 Рег. № 21255-08 Кл. т. 0,2S 8000/5 | EPR20Z Рег. № 49407-12 Кл. т. 0,2 6300:^3/100:^3 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 | RTU325L-E2-512-M2-B2 Рег. № 37288-08 |
ИИК-046 | КЛ К-160 110 кВ | ТФМ-110 Рег. № 16023-97 Кл. т. 0,2S 1000/5 | НАМИ-110 Рег. № 24218-08 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 | Альфа А1800 Рег. № 31857-06 Кл. т. 0,2S/0,5 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС
Номер ИИК | Метрологические характеристики |
Вид энергии | Основная относительная погрешность ИИК (±5), % | Относительная погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), % |
001, 002, | активная, | ±0,6 | ±2,1 |
045, 046 | реактивная | ±1,1 | ±2,2 |
003-006 | активная, | ±1,1 | ±5,5 |
реактивная | ±2,3 | ±3,1 |
007-020, | активная, | ±1,1 | ±5,6 |
026, 027 | реактивная | ±2,2 | ±4,5 |
021 | активная, | ±1,1 | ±5,6 |
реактивная | ±2,2 | ±3,4 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosф=0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 35 °С.
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-20014, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчика на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «ТГК-1» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИИК
Наименование характеристики | Значение |
Количество измерительных каналов | 25 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
- частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 | 0,87 |
- температура окружающей среды, °С | от +18 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном | от 90 до 110 |
- коэффициент мощности | от 2 (5) до 120 |
- частота, Гц | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды в месте расположения | от -60 до +40 |
счетчиков, ° С - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, | от -40 до +65 |
°С | от -10 до +55 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
УСПД типа RTU-325L: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 45 |
- при отключении питания, лет, не менее | 10 |
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу, не менее | 45 |
- при отключении питания, лет, не менее | 10 |
Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- ИВК - коэффициент готовности не менее Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС=0,99 - коэффициент готовности;
Т0_ИК(АИИС)=1141 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
- Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
- Стойкость к электромагнитным воздействиям;
- Ремонтопригодность;
- Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
- Функция контроля процесса работы и средства диагностики системы;
- Резервирование электропитания оборудования системы.
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью передачи электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
- журнал событий 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;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал событий ИВКЭ:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов;
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал событий ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- УСПД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- пароль на счетчик;
- пароль на промоконтроллер (УСПД);
- установка пароля в ИВК.
- Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
- Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
- Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Василеостровской ТЭЦ-7 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему и на комплектующие средства измерения.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | Количество, шт |
Преобразователи тока измерительные оптические | NXCT-F3 | 1 |
Трансформатор тока электронный оптический | ТТЭО | 1 |
Измерительные трансформаторы тока типа | GSR | 6 |
ТЛО-35 | 6 |
ТЛП-10 | 45 |
ТШЛ-10 | 3 |
ТШЛ-20-1 | 3 |
ТФМ-110 | 3 |
Измерительные трансформаторы напряжения типа | ЗНАМИТ-6-1 | 6 |
НАМИТ-10-2 | 2 |
VEF 36 | 6 |
ЗНОЛ-СЭЩ-35 | 6 |
EPR20Z | 3 |
НАМИ-110 | 3 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 25 |
Устройства сбора и передачи данных | RTU-325L | 1 |
ИВК | ПТК «АльфаЦЕНТР» | 1 |
АРМ оператора | - | 1 |
Методика поверки | МП 50027-12 с изменением № 1 | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 50027-12 с изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Василеостровской ТЭЦ-7 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «13» октября 2017 года.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства
измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства
измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения
35.. .330^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- Счетчики типа Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- Устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- Средства измерений по МИ 3195-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- Средства измерений МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- Термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%;
- Миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационной документации, шифр 300-05-07/07.01.000.ЭД на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Василеостровской ТЭЦ-7 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения