| Номер в госреестре | 64931-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-3 |
| Изготовитель | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-3 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ, выполненная на основе комплексов технических средств «Энергия+» (Госреестр № 21001-11) (далее - КТС «Энергия+»), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учёта (ИИК ТУ), включающие в себя 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;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Ивановской ТЭЦ-3, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (один 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 измерений в организации-участники 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
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 без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч) передаются в целых числах.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на сервер ИВК, где осуществляется хранение и накопление измерительной информации.
Сервер ИВК с периодичностью один раз в 30 минут опрашивает счетчики и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета.
Сервер ИВК при помощи базового программного обеспечения (БПО) КТС «Энергия+» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты электронного документа 80020).
С уровня ИВК Ивановской ТЭЦ-3 осуществляется передача XML макетов 80020 по протоколу ftp или по электронной почте на АРМ ПАО «Т Плюс».
XML макеты 80020 обрабатываются АРМ ПАО «Т Плюс», шифруются, подписываются электронно-цифровой подписью (ЭЦП) и передаются в АО «АТС», центр сбора информации (ЦСИ) филиала ОАО «СО ЕЭС» Костромское РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется календарное время.
СОЕВ АИИС КУЭ Ивановской ТЭЦ-3 состоит из часов: приемника меток времени GPS, устройства сервисного, сервера ИВК и счетчиков электроэнергии.
Приемник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ) и передает в устройство сервисное один раз в час. Синхронизация часов устройства сервисного происходит непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера ИВК и устройства сервисного происходит непрерывно. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов сервера ИВК и устройства сервисного на величину более чем ±1,6 с.
Сравнение показаний часов сервера ИВК и счетчиков происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов сервера ИВК и счетчиков на величину более чем ±1 с.
Идентификационные данные метрологически значимой части БПО КТС «Энергия+», входящей в состав ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | КТС «Энергия+» |
| Идентификационное наименование ПО | kerne16.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 35BFFAA209E251513773DFC0C7EFA720 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | Writer.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 87AF3E265C87891D3B6E2CAD3CF556FB |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | IcServ.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9F1FA0529A198BF951B9063ED427EFE2 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Уровень защиты БПО КТС «Энергия+» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК АИИС КУЭ | Вид электроэнергии | |||
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК | |||
| 1 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, ТГ-1 вывод 6 кВ | ТШЛ 20; Кл.т.0,5; Ктт=8000/5; Зав № 5716; 5720; 5540; Госреестр № 1837-63 | ЗНОМ-15-63; Кл.т.0,5; Ктт=6000^3/ 100:V3; Зав № 35158; 35326; 39153; Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03051659; Госреестр № 27524-04 | Сервер АИИС КУЭ | Активная Реактивная |
| 2 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, ТГ-2 вывод 10 кВ | ТШВ15; Кл.т.0,5; Ктт=8000/5; Зав № 716; 731; 724; Госреестр № 1836-63 | ЗНОМ-15-63; Кл.т.0,5; Ктт=10000^3/ 100:V3; Зав № 42235; 42232 54709; Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03051111; Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | |
| 3 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, ТГ-3 вывод 10 кВ | ТШВ15; Кл.т.0,5; Ктт=8000/5; Зав № 128; 126; 122; Госреестр № 1836-63 | ЗНОМ-15-63; Кл.т.0,5; Ктт=10000:^3/ 100:V3; Зав № 104; 147; 143; Госреестр № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03050922; Госреестр № 27524-04 | Сервер АИИС КУЭ | Активная Реактивная |
| 4 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, ТГ-4 вывод 10 кВ | ТШВ15; Кл.т.0,5; Ктт=8000/5; Зав № 25; 81; 22; Госреестр № 1836-63 | ЗНОЛ.06; Кл.т.0,5; Ктт=10000:^3/ 100:V3; Зав № 1383; 12956; 11025; Госреестр № 03344-04 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03051132; Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | |
| 5 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, 1 с. 1 Р.Ш., яч. 3 | ТЛМ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 4872; 4877; 0550; Госреестр № 2473-00 | НОМ-6; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 2835; 2333; Госреестр № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03050350; Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | |
| 6 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, 1 с. 2 Р. Ш., яч. 6 | ТЛМ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 3485; 3641; 3878; Госреестр № 2473-00 | НОМ-6; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 2360; 2149; Госреестр № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 01056203; Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | |
| 7 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 1РО, яч. 9 | ТЛМ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 2368; 8578; 2263; Госреестр № 2473-00 | НАМИ-10-95 УХЛ2; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 237; Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03051874; Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | |
| 8 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 1Р, яч. 10 | ТВЛМ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1000/5; Зав № 4496; 3948; 4883; Госреестр № 1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 487; Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03050318; Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | |
| 9 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 2РО, яч. 3 | ТЛМ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 23953; 21241; 06858; Госреестр № 2473-00 | НАМИ-10-95 УХЛ2; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 1351; Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03051064; Госреестр № 27524-04 | Сервер АИИС КУЭ | Активная Реактивная |
| 10 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 2Р, яч. 1 | ТВЛМ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 23932; 94309; 24103; Госреестр № 1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 1288; Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03051078; Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | |
| 11 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 3РО, яч. 1 | ТВК-10; Кл.т.0,5; Ктт=1000/5; Зав № 17926; 12863; 12712; Госреестр № 8913-82 | НАМИ-10-95 УХЛ2; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 249; Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03051671; Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | |
| 12 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 3 Р, яч. 1 | ТВК-10; Кл.т.0,5; Ктт=1000/5; Зав № 12865; 12836; 12723; Госреестр № 8913-82 | НАМИ-10-95 УХЛ2; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 505; Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03051688; Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | |
| 13 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, раб. возбуд. ТГ-4 ввод 10 кВ | ТПОЛ-20; Кл.т.0,5; Ктт=400/5; Зав № 319; 324; 56; Госреестр № 5716-76 | ЗНОЛ.06; Кл.т.0,5; Ктт=10000:^3/ 100:V3; Зав № 1383; 12956; 11025; Госреестр № 03344-04 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03051216; Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | |
| 14 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, с. 4Р, яч. 9 | ТОЛ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 5339; 32564; 7212; Госреестр № 7069-02 | НАМИ-10; Кл.т.0,2; Ктт=6000/100; Зав № 1062; Госреестр № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 0105064080; Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | |
| 15 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, 2 с. 1 Р.Ш., яч. 3 | ТОЛ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 5546; 601; 5548; Госреестр № 7069-02 | НОМ-6; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 1884; 1803; 1866; Госреестр № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03051041; Госреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | |
| 16 | Ивановская ТЭЦ-3 110/10/6 кВ, КРУ-6 кВ, 2 с. 2 Р.Ш., яч. 1 | ТОЛ-10; Кл.т.0,5; Ктт=1500/5; Зав № 039; 623; 600; Госреестр № 7069-02 | НОМ-6; Кл.т.0,5; Ктт=6000/100; Зав № 1884; 1803; 1866; Госреестр № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03; Кл.т.0^/0,5; Зав № 03051649; Госреестр № 27524-04 | Сервер АИИС КУЭ | Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), % | |||
| 81(2) %, I1(2)£ I изм< I 5 % | 85 %, I5 %£ I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %£ I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||
| 1 - 13, 15, 16 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| 14 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,3 | ±1,1 | |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,6 | ±1,2 | |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | |
| 0,5 | - | ±5,4 | ±2,8 | ±2,0 | |
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (8), % | |||
| 81(2)%, 1 2 %£ 1 изм< 1 5 % | 85 %, 1-5 %£ I изм< I 20 % | 820 %■, I 20 %£ I изм< I 100 % | 8100 %■, I100 %£ I изм£ I 120 % | ||
| 1 - 13, 15, 16 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 | 0,9 | - | ±6,6 | ±4,1 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,6 | ±2,5 | ±2,0 | |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,1 | ±1,7 | |
| 0,5 | - | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 14 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 | 0,9 | - | ±6,4 | ±3,8 | ±2,4 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,4 | ±1,8 | |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,5 | |
| 0,5 | - | ±2,7 | ±1,6 | ±1,3 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%p и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98-Цном до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,21ном, cosj=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от + 15 до + 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока питающей сети 0,9Ином до 1,1-ином,
- сила переменного тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном; температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от + 5 °С до + 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчика электроэнергии и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 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 устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- 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;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления. Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол. |
| Трансформатор тока | ТВК-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 9 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-20 | 3 |
| Трансформатор тока | ТШВ15 | 9 |
| Трансформатор тока | ТШЛ 20 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-15-63 | 9 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 7 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 16 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 1 |
| Сервер ООО «Ивановоэнергосбыт» | HP Proliant DL140 | 1 |
| Модуль интерфейсов (К^485/К^232;ПДС) | НЕКМ.426479.001-02 | 7 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 750VA | 4 |
| Плата полудуплексной связи внешнего подключения 4-канальная | НЕКМ.426419.006 | 1 |
| Плата ввода внешнего подключения | НЕКМ.426419.004 | 1 |
| Приемник меток времени GPS | НЕКМ.426479.011 | 1 |
| Устройство сервисное | УС-01 НЕКМ.426479.010 | 1 |
| Сервер | Depo Storm 2200K4 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 1000 | 1 |
| Комплекс технических средств «Энергия+» | КТС «Энергия+» | 1 |
| Базовое программное обеспечение | БПО КТС «Энергия+» | 1 комплект |
| Методика поверки | РТ-МП-3388-500-2016 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.344 ПФ | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-3388-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в июле 2016 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- 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 - 40 до + 50°С, цена деления 1°С.
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-3. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0019/2016-01.00324-2011 от 15.06.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановской ТЭЦ-3
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
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.
