Назначение
Система телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая электрическая станция » (СТИ ООО «НПГЭ») предназначена для измерений и автоматизированного сбора данных о параметрах электрического оборудования ООО «Ноябрьская парогазовая электрическая станция», линий передачи электроэнергии подстанции «Ноябрьская ПГЭ», передачи их на объединенный щит управления ООО «НПГЭ», диспетчерские пункты Ноябрьского управления «Электросети» и филиала ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ. Система используется при диспетчерско-технологическом управлении оборудованием для оптимизации режимов его работы, повышения надежности, безаварийности работы и увеличения сроков эксплуатации.
Описание
СТИ ООО «НПГЭ» представляет собой многоуровневую распределенную информационно-измерительную систему.
Система решает следующие задачи:
- сбор информации о работе оборудования и устройств электрической части ООО «НПГЭ»;
- измерение действующих значений силы электрического тока по каждой фазе и среднего по 3-м фазам действующего значения силы электрического тока;
- измерение действующих значения фазных напряжений и среднего из 3-х действующих значений линейного напряжения трехфазного переменного тока;
- измерение активной и реактивной мощности трехфазного переменного тока по каждой фазе и суммарно;
- измерение частоты переменного тока;
- измерение внешней температуры наружного воздуха;
- передача во внешнюю автоматизированную систему Тюменского РДУ результатов измерений;
- диагностика работы технических средств и программного обеспечения (ПО) системы, ведение «журнала событий»;
- регистрацию результатов измерений с присвоением метки времени;
- формирование предупредительных и аварийных сигналов и сообщений;
- формирование архивов результатов измерений и сообщений, их визуализация на экране АРМ «ОИК Диспетчер НТ» в табличной и графической форме (графики, отчеты) по запросу оператора;
- представление режимов работы оборудования ООО «НПГЭ» в реальном масштабе времени;
- ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ).
Нижний уровень включает в себя следующие компоненты:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН) с соответствующими проводными линиями связи;
- аналоговые линии связи для передачи измерительной информации от измерительных трансформаторов тока и напряжения на измерительные преобразователи ПЦ6806-03М и модули МАВ;
- преобразователи измерительные цифровые ПЦ6806-03М (Госреестр 23833-09), обеспечивающие прием измерительной информации от первичных измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепях ВЛ-110 кВ подстанции «Ноябрьская ПГЭ» и расчета на ее основе электрических параметров передаваемых по каналам телемеханики;
- модули МАВСП (ПТК «Космотроника-Венец», Госреестр 24136-08), обеспечивающие прием измерительной информации от первичных измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- модуль МАВ24-С1С1 (ПТК «Космотроника-Венец», Госреестр 24136-08) ввода сигналов от термопреобразователей сопротивления;
- цифровые линии связи в стандарте интерфейса RS485 для передачи измерительной и расчетной информации от преобразователей ПЦ6806-03М и модулей МАВ в сервер АСУ ТП ООО «НПГЭ».
Верхний уровень включает в себя:
- сервер на базе промышленного компьютера серии iROBO-2000-4095, обеспечивающий сбор измерительной информации от измерительных преобразователей ПЦ-6806, привязку ее к временным отметкам, ведение суточных архивов;
- специализированное программное обеспечение ОИК «Диспетчер НТ»;
- линии связи в стандарте интерфейса RS485, цифровые сети Industrial Ethernet, каналообразующее оборудование для передачи телеметрической информации на диспетчерские пункты Тюменского РДУ и Ноябрьского управления «Электросети»;
- дисплей администратора системы, обеспечивающий контроль параметров системы и ее оперативное обслуживание.
Первичные фазные токи и напряжения, измеренные на выходах генераторов ООО «НПГЭ» и в ячейках подключения на п/ст Ноябрьская, масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 1/5 А), поступающие по проводным линиям связи на соответствующие входы измерительных преобразователей ПЦ-6808-03М, которые измеряют мгновенные значения токов и напряжений в каждой из фаз сети.
Первичные фазные токи и напряжения, измеренные на выходах генераторов ООО «НПГЭ», масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 1/5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы измерительных модулей МАВСП ПТК «Космотроник-Венец», которые измеряют мгновенные значения токов и напряжений в каждой из фаз сети.
По мгновенным значениям токов и напряжений в измерительных преобразователях ПЦ-6808-03М и модулях МАВСП вычисляются действующие значения фазного (Ua, Ub, Uc) и линейного (Uab, Ubc, Uca) напряжений, средние значения фазных токов и напряжений, среднее значение линейного напряжения, значения токов (Ia, Ib, Ic), а также «мгновенные» (средние за период сети) значения трехфазной активной (P), реактивной (Q) мощности, пофазной и суммарной по точке измерений. Частота (f) определяется по одному из линейных напряжений.
Все измеренные и вычисленные, преобразователями ПЦ-6808-03М и модулями МАВСП, значения приводятся в именованные величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Цифровые сигналы с выходов измерительных преобразователей ПЦ-6808-03М и модулей МАВ по шине Ethernet поступают в сервер АСУ ТП ООО «НПГЭ» на базе промышленного компьютера iROBO-2000-4095, где осуществляется их обработка и проверка достоверности, присвоение полученным данным меток времени, передача обработанных данных на верхний уровень и в филиал ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ.
Сервер АСУ ТП ООО «НПГЭ» является сервером БД системы телеизмерений, обеспечивая сбор и обработку измерительной информации, резервное копирование, передача информации во внешнюю автоматизированную систему Тюменского РДУ по протоколу МЭК 60870-5104, предоставление информации оперативному персоналу (вывод на АРМ).
СТИ ООО «НПГЭ» использует существующую систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройств синхронизации времени с GPS приемником сигналов точного времени в составе АИИС КУЭ ООО «Ноябрьская ПГЭ». СОЕВ выполняет прием сигналов точного времени и автоматическую коррекцию времени сервера, преобразователей ПЦ и модулей МАВ. СОЕВ обеспечивает точность синхронизации времени в системе не хуже 1 с, и точность поддержания времени в пределах допускаемого расхождения не более ±3 с в сутки. Синхронизация времени сервера, преобразователей и модулей МАВ в составе СТИ ООО «НПГЭ» выполняется не реже одного раза в сутки.
Программное обеспечение
В системе используется программный комплекс «ОИК Диспетчер НТ», представляющий собой верхний уровень СТИ ООО «НПГЭ», связанный с нижестоящими уровнями, которые выполняют автоматизированный контроль над технологическими процессами в электрической части электростанции. ПО «ОИК Диспетчер НТ» обеспечивает ввод и обработку всей информации, необходимой для диспетчерского и организационно-технологического контроля электростанции и поддерживает средства коммуникации для передачи информации на верхние уровни диспетчерского управления и приема от них управляющих команд.
Конфигурация программного проекта на базе ПО «ОИК Диспетчер НТ» выполнена под задачи СТИ ООО «НПГЭ».
Защита от несанкционированного изменения алгоритмов измерения, преобразования и вычисления параметров обеспечивается системой электронного паролирования доступа к интерфейсу ПО.
Метрологически значимые параметры настроек измерительных каналов и результатов измерений закрыты персональным паролем.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
| Программный комплекс «ОИК Диспетчер НТ» | «R:Base» | 3.2.0.0, от 11.09.2009 | Контрольная сумма байтов 10293547EE21E58B3 BB66AEDA22160FE | ПО «Md5checksum.exe, алгоритм проверки MD5» |
Уровень защиты программного обеспечения, используемого в СТИ НПГЭ, от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010).
Структурная схемаепстемы телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая электрическая станция»
STE 3/145 110000 /100 к 473790Л к 47579041 .к 473790-Ш
ПЦ9ВОК-ОЗН
№900726
АМТЗ/123/145
1000 л
к 4 730024
А МТ 3/123 .'145
1000 |'1
А МТ 3/123/145
1000 /1
.к d 73 TS9-1
ВЛ-110
Влзд1мнрс»яя>
П LpSOM'SM
□□□□
th 900727
ЕЛ-110 холмогорсия-2»
П ЦЗЗСЗДЗМ
th 900724
ВЛ-110 < Летняя»
п ums-озм
А МТ 3/123.145
1000.1'1
.к 472Н9Л
□□□□
№90073 1
ЗНОЛ-0,6-ЮУЗ
10500 '100 к 49(0 .к 49(1 .к 3913
СеркрАИСКУЗ «Остена тонного фежн е
Оборудована
Ноябрьской ПГЭ
ТЛ Ш-10-1 2000/5
ТЛШ-10-1
2000 /5
k b ’2м
МНЕ. IU и I
МАВСП
-■
.к 5243 к (230 к (225
Сервер АСУ ТП Ноябрьской ПГЭ
ЗНОП-0,6-10 УЗ 10500.'100 .к 4959 .к 49(2 к 39(3
Уст ро й ст б о т е.п е м е х а н и ки н а Ь аз е п р о м ы шл е н н о го ко м п ь ют е р a i го b о - 2000 -4095
2СШ-110
П LFSOS-0-ЗГЛ
□□□□
Г 4г 900722
ВЛ-110 «Резерв-1»
П 1ДОФ8-03М
□ ООО
th 9007 19
АМТ 3/123.145
1000 л
nUftSij&JjST.l
ЗТ-110
□ODD
Г к 900725
.к 4'3003Л
nLpsos-oj.i
№300721
к4Т2998Л
АМТЗЛ23.145
1000 Л
Обо»начен1е тфотонола обмена и ЛИ»III связи
OIIK «Диспетчер»
RS435
Ethernet
Сигнал ишершельного трансформатора
АРМ oiepar срасти
Г к 900730
Янгэ-Я:а>
ВЛ-ПО «Резерв-2
1 це$оы)Я.1
А МТ 3/123/145
1000 /1
1СШ-110
пцвзездзи
□□□□
th 900729
№900722
к 475000-1
ВЛ-110 «Холмогорспя-1
пц:/.; ;u;.w
А МТ 3/123/145
1000 /1
к 4'3001-1
AMT3/I23.' 145
1000 /1
.к 4’3005-1
!ТЕ 3/145 110000 .100 к 473010Д к4~3010-П
.к4 73010411
А МТЗ/123/145
1000 л
AMT3/I23.I45
1000.' !
к 472995-1
пц:
Г la 900720
ВЛ-110 t Городе 1ЭЯ1
П Ц880$-08М
№900732
»ТЕ 3/145 110000 /100 к 4’3009-I .к 47300941 ,к473009-Ш
п L$smsM
№300723
2T-I10
П ЦВЗДЭДЗМ
□DDC
№ 900733
А МТ 3/123/145 1000/1
.к 4’3004-1
А МТ 3/123/145
1000/1
.к 47300(1-1
W о л>
о
К о н о to
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК и их основные метрологические характеристики
| Номер точки измерений и наименование объекта | Компоненты ИК | Измеряемые параметры | Относит. погрешность в норм. усл.,% |
| ТТ | ТН | ИП | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Генератор 1ГПТ | ТЛШ-10-1 2000/5 Кл.т. 0,2S Зав. № 6243 Зав. № 6230 Зав. № 6225 | ЗНОЛ.06-10У3 10500:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) U1 Зав. № 4960 фаза (В) V1 Зав. № 4961 фаза (С) W1 Зав. № 3913 | модуль МАВСП Инв № 01 | iROBO-2000-4095 | 1а, Ib, 1с, 1ср Ua, Ub, Uc, иф.ср Uab, иВс, Uca, ил.ср Ра, Рв, Рс, Рсум Qa, Qb, Qc^ f | ±0,6 ±0,7 ±0,7 ±0,8 ±1,6 ±250 мГц (абс.) |
| 2 | Генератор 2ГПТ | ТЛШ-10-1 2000/5 Кл.т. 0,2S Зав. № 6228 Зав. № 6223 Зав. № 6229 | ЗНОЛ.06-10У3 10500:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) U1 Зав. № 4959 фаза (В ) V1 Зав. № 4962 фаза (С) W1 Зав. № 4963 | модуль МАВСП Инв № 02 |
| 3 | 1СШ-110 | - | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 473009-I фаза (В) Зав. № 473009-II фаза (С) Зав. №473009-Ш | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900730 | Ua, Ub, Uc, иф.ср UAB, UBC, UCA, Цл.ср f | ±0,5 ±0,5 ± 10 мГц (абс.) |
| 4 | 2СШ-110 | - | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473010-1 фаза (В) Зав. №473010-11 фаза (С) Зав. №473010-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900722 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | ВЛ-110 «Холмо-горская-1» | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 472995-1 фаза (В) Зав. № 472995-1 фаза (С) Зав. № 472995-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 473009-I фаза (В) Зав. № 473009-II фаза (С) Зав. №473009-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900728 | iROBO-2000-4095 | 1а, Ib, 1с, 1ср Ua, Ub, Uc, иф.ср UAB, UBC, UCA, ил.ср Ра, Рв, Рс, Рсум Qa, Qb, Qc,Q<y, | ±0,4 ±0,5 ±0,5 ±0,6 ±1,6 |
| 6 | ВЛ-110 «Холмо-горская-2» | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 472997-1 фаза (В) Зав. № 472997-1 фаза (С) Зав. № 472997-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473010-1 фаза (В) Зав. №473010-11 фаза (С) Зав. №473010-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900724 |
| 7 | ВЛ-110 «Янга-Яха» | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 473000-1 фаза (В) Зав. № 473000-1 фаза (С) Зав. № 473000-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473009-1 фаза (В) Зав. №473009-11 фаза (С) Зав. №473009-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900729 |
| 8 | ВЛ-110 «Владимирская» | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 473002-1 фаза (В) Зав. № 473000-1 фаза (С) Зав. № 473000-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473009-1 фаза (В) Зав. №473009-11 фаза (С) Зав. №473009-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900727 |
| 9 | ВЛ-110 «Летняя» | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 472999-1 фаза (В) Зав. № 472999-1 фаза (С) Зав. № 472999-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473010-1 фаза (В) Зав. №473010-11 фаза (С) Зав. №473010-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900731 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 10 | ВЛ-110 «Г ород-ская» | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 472996-1 фаза (В) Зав. № 472996-1 фаза (С) Зав. № 472996-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473009-1 фаза (В) Зав. №473009-11 фаза (С) Зав. №473009-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900732 | iROBO-2000-4095 | 1а, Ib, 1с, 1ср Ua, Ub, Uc, иф.ср UAB, UBC, UCA, ил.ср Ра, Рв, Рс, Рсум Qa, Qb, Qc,QoyM | ±0,4 ±0,5 ±0,5 ±0,6 ±1,6 |
| 11 | ВЛ-110 «Резерв-1» | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 472998-1 фаза (В) Зав. № 472998-1 фаза (С) Зав. № 472998-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473009-1 фаза (В) Зав. №473009-11 фаза (С) Зав. №473009-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900719 |
| 12 | ВЛ-110 «Резерв-2» | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 473001-1 фаза (В) Зав. № 473001-1 фаза (С) Зав. № 473001-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473009-1 фаза (В) Зав. №473009-11 фаза (С) Зав. №473009-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900722 |
| 13 | РТСН-110 | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 473789-1 фаза (В) Зав. № 473789-1 фаза (С) Зав. № 473789-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473790-1 фаза (В) Зав. №473790-11 фаза (С) Зав. №473790-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900726 |
| 14 | 1Т-110 | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 473004-1 фаза (В) Зав. № 473004-1 фаза (С) Зав. № 473004-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473009-1 фаза (В) Зав. №473009-11 фаза (С) Зав. №473009-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900723 |
Окончание таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 15 | 2Т-110 | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 473006-1 фаза (В) Зав. № 473006-1 фаза (С) Зав. № 473006-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473009-1 фаза (В) Зав. №473009-11 фаза (С) Зав. №473009-Ш | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900733 | iROBO-2000-4095 | 1а, 1в, Io, 1«р Ua, Ив, Uc, ^.ср Иав, Цвс, Иса, U 1.ср Ра, Рв, Рс, Рсум Qa QB, Qc, Qсум | ±0,4 ±0,5 ±0,5 ±0,6 ±1,6 |
| 16 | 3Т-110 | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 472999-1 фаза (В) Зав. № 472999-1 фаза (С) Зав. № 472999-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473010-1 фаза (В) Зав. №473010-11 фаза (С) Зав. №473010-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900725 |
| 17 | 4Т-110 | AMT 3/123/145 1000/1 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. № 472999-1 фаза (В) Зав. № 472999-1 фаза (С) Зав. № 472999-1 | STE 3/145 110000:^3/100:^3 Кл.т. 0,2 фаза (А) Зав. №473010-1 фаза (В) Зав. №473010-11 фаза (С) Зав. №473010-111 | ПЦ6806-03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 900721 |
| 18 | Ноябрьская ПГЭ | — | — | модуль МАВСП Инв № 03 | Р 1 сум Qсум | ±0,8 ±1,6 |
| Диапазон измерений | Первичный из-мер. преобразователь (датчик) | Изм. модуль | Т наружн. воздуха | ±1,0 °С (абс.) |
| от минус 50 до плюс 200 °С | Термометр сопротивления Метран 204 | модуль МАВ24-С1С1 |
Примечания:
1. В таблице 2 для всех измеряемых параметров, кроме частоты и температуры, в качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95, для частоты и температуры приведены пределы допускаемой абсолютной погрешности.
2. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001.
3. Допускается замена измерительных трансформаторов и измерительных преобразователей на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uhom; ток (0,05 — 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
5. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,05 - 1,2) Ihom; 0,5 uHg.<cos9<0,8 емк;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для ПЦ6808-03М от минус 30 до плюс 50 °С; для модулей МАВ от минус 10 до плюс 50 °С; для сервера от плюс 10 до плюс 35 °С.
6. Погрешность в нормальных условиях указана для тока Ihom, cos9 = 0,9 инд и температуры окружающей среды в месте расположения ИП и модулей МАВ (20 ± 5) °С;
7. При расчете характеристик погрешности ИК учтена дополнительная относительная погрешность, вызванная падением напряжения в линиях соединения преобразователей с ТН, принятая 0,25%.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится печатным способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая станция».
Комплектность
Комплектность на систему телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая электрическая станция» указана в формуляре на систему.
В комплект поставки входит методика поверки 001-НПГЭ-03/09-МП «Система телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая станция » Измерительные каналы. Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу 001-НПГЭ-03/09.МП «Система телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая электрическая станция». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 11 марта 2013 года.
Средства поверки на измерительные компоненты:
- средства поверки ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-11;
- измерительные преобразователи ПЦ-6808-03М в соответствии с разделом 4 «Методика поверки» руководства по эксплуатации КС 124.00.00.000РЭ, согласованным с ФГУ «Воронежский ЦСМ» в октябре 2007 г.;
- модули МАВ24-С1С1, МАВСП по документу «ПТК «Космотроника-Венец». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 03.12.2001 г.
Сведения о методиках (методах) измерений изложены в документе 001-НПГЭ-03/09.РЭ «Руководство по эксплуатации. Система телеизмерений Ноябрьской парогазовой электростанции».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ
ные положения.
001-НПГЭ 03/09.МП Система телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая электриче
ская станция». Измерительные каналы. Методика поверки
Рекомендации к применению
Осуществление производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта.
