Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Василеостровской ТЭЦ-7 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Василеостровской ТЭЦ-7 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 375 п. 09 от 29.05.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 46702
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

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

Развернуть полное описание