| Номер в госреестре | 70339-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Печорская ГРЭС" АО "Интер РАО – Электрогенерация" (АИИС КУЭ ПГРЭС) |
| Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Печорская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация» (АИИС КУЭ ПГРЭС) (далее -АИИС КУЭ ПГРЭС) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - информационно-измерительные комплексы, включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной и резервный серверы, технические средства организации каналов связи, автоматизированное рабочее место и программное обеспечение (ПО). СОЕВ формируется на всех уровнях АИИС КУЭ ПГРЭС и выполняет законченную функцию синхронизации времени в ИИК и ИВК в автоматическом режиме.
Принцип действия: аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии (ТТ и ТН) поступают на счетчики электрической энергии. Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными на принципе цифровой обработки входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерения в счётчиках электрической энергии осуществляется микроконтроллером, который реализует алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной и его внутреннюю память. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжений и токов производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.
Данные со счетчиков электрической энергии по цифровым интерфейсам при помощи каналообразующей аппаратуры и каналов связи поступают на серверы ИВК.
АИИС КУЭ ПГРЭС оснащена СОЕВ, построенной на функционально объединённой совокупности программно-технических средств намерений и коррекции времени, и состоит из приемника меток времени GPS, устройства сервисного, сервера ИВК и счетчиков электрической энергии ИИК.
Приемник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников гло -бальной систем и позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ) («шесть точек»), которые поступают на устройство сервисное.
Устройство сервисное принимает СПВ от приемника меток времени GPS и по началу шестого СПВ производит синхронизацию встроенного в устройся сервисное корректора времени. Корректор времени представляет собой таймер ведущий, часы, минуты, секунды, миллисекунды.
Сервер ИВК по интерфейсу RS-232 каждую секунду обращается к устройству сервисному, считывает с корректора время и сравнивает это время со своим временем. При расхождении времени сервера и корректора более чем на 60 мс, сервер ИВК корректирует свое время по времени корректора.
ИВК осуществляет коррекцию времени в счегчиках. Сличение времени счетчиков с временем ИВК производится каждые 6 ч, корректировка времени счетчиков производится при расхождении с временем ИВК более чем на ±2с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Структура программного обеспечения:
- общесистемное программное обеспечение включает в себя:
а) операционную систему Microsoft не ниже Windows 7 Professional;
б) WEB -сервер для публикации WEB-документов;
в) WEB -брауэер для просмотра WEB-документов - Microsoft Internet Explorer. -специальное программное обеспечение включает в себя:
а) базовое программное обеспечение КТС «Энергия+»;
б) дополнительное программное обеспечение КТС «Энергия+»;
в) систему управления базами данных Microsoft не ниже SQL Server 2008 R2;
г) программное обеспечение для нанесения электронной цифровой подписи.
Программное обеспечение реализовано на технологии «клиент-сервер». Серверная часть
содержит программы приема и обработки данных, а также SQL-сервер и WEB-сервер. Серверная часть обеспечивает основные функции - прием, обработку, хранение и публикацию данных.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
-сбор, обработка и хранение результатов измерений;
-автоматическая синхронизация времени.
Идентификационные данные метрологически значимых частей программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные СПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО КТС Энергия+, Ядро (kernel6.exe) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже v.6.5 |
| Цифровой идентификатор ПО | B26C3DC337223E643068D2678B83E7FE |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты СПО КТС Энергия+ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| №№ ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав ИК АИИС КУЭ | Вид электроэнергии | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Печорская ГРЭС, ВЛ 220 кВ Печоркая ГРЭС -Зеленоборск | БВ 0,8 ф.А; ф.В; ф.С кл.т. 0,2S Ктт=600/1 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 20951-08 | НКФ-220-58 У1 фА; фБ; ф^ (1 с.ш.) фА; фБ; ф^ (2 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн=220000/^3/100/^3 рег. № 14626-95 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 2 | Печорская ГРЭС, ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС -Печора №1 | ТВ-ЭК ф.А; ф.В; ф.С кл.т. 0,2S Ктт=600/1 рег. № 56255-14 | НКФ-220-58 У1 фА; ф.B; ф.C (1 с.ш.) фА; ф.B; ф.C (2 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн=220000/^3/100/^3 рег. № 14626-95 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 3 | Печорская ГРЭС, ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС -Печора №2 | ТВ-ЭК фА; фБ; ф^ кл.т. 0,2S Ктт=600/1 рег. № 56255-14 | НКФ-220-58 У1; НАМИ-220 УХЛ1 ф.A; ф.B; ф.C (3 с.ш.) фА; фБ; ф.C (4 с.ш.) кл.т. 0,5; 0,2 Ктн=220000/\3/100/^3 рег. № 14626-95; 2034405 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 | Печорская ГРЭС, ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС -Северная | ТВ-220/25 фА; фБ; ф^ кл.т. 0,5 Ктт=600/1 рег. № 3191-72 | НКФ-220-58 У1; НАМИ-220 УХЛ1 ф.A; ф.B; ф.C (1 с.ш.) фА; фБ; ф.C (4 с.ш.) кл.т. 0,5; 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 рег. № 14626-95; 2034405 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 5 | Печорская ГРЭС, ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС -Усинская с отпайкой на ПС Сыня | ТВ-220/25 фА; фБ; ф^ кл.т. 0,5 Ктт=600/1 рег. № 3191-72 | НКФ-220-58 У1; НАМИ-220 УХЛ1 фА; фБ; ф^ (1 с.ш.) фА; фБ; ф.C (4 с.ш.) кл.т. 0,5; 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 рег. № 14626-95; 2034405 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 6 | Печорская ГРЭС, ВЛ 220 кВ Печорская ГРЭС -Инта | SВ 0,8 фА; ф.B; ф^ кл.т. 0,2S Ктт=600/1 рег. № 20951-08 | НКФ-220-58 У1; НАМИ-220 УХЛ1 фА; фБ; ф^ (1 с.ш.) фА; фБ; ф^ (4 с.ш.) кл.т. 0,5; 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 рег. № 14626-95; 2034405 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | Печорская ГРЭС, ОШВ - 1 | SВ 0,8 ф.А; ф.В; ф.С кл.т. 0,2S Ктт=1200/1 рег. № 20951-08 | НКФ-220-58 У1 ф.А; ф.В; ф.С (1 с.ш.) ф.А; ф.В; ф.С (2 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн=220000/\3/100/^3 рег. № 14626-95 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 8 | Печорская ГРЭС, ОШВ - 2 | ТФЗМ 220Б-ГУ У1 ф.А; ф.В; ф.С кл.т. 0,5 Ктт=2000/1 рег. № 6540-78 | НКФ-220-58 У1; НАМИ-220 УХЛ1 ф.А; ф.В; ф.С (1 с.ш.) ф.А; ф.В; ф.С (4 с.ш.) кл.т. 0,5; 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 рег. № 14626-95; 2034405 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 9 | Блок - 1 (Г - 1) | ТШЛ20Б-1 ф.А; ф.В; ф.С кл.т. 0,2 Ктт=10000/5 рег. № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 ф.А; ф.В; ф.С (5 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн=15750/^3/100/^3 рег. № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 10 | Блок - 2 (Г - 2) | ТШЛ20Б-1 ф.А; ф.В; ф.С кл.т. 0,2 Ктт=10000/5 рег. № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 ф.А; ф.В; ф.С (6 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн=15750/^3/100/^3 рег. № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 11 | Блок - 3 (Г - 3) | ТШЛ20Б-1 фА; фБ; ф^ кл.т. 0,2 Ктт=10000/5 рег. № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 ф.A; ф.B; ф^ (7 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн=15750/^3/100/^3 рег. № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 12 | Блок - 4 (Г - 4) | ТШЛ20Б-1 фА; фБ; ф^ кл.т. 0,2 Ктт=10000/5 рег. № 4016-74 | ЗНОМ-15-63 фА; фБ; ф^ (8 с.ш.) кл.т.0,5 Ктн=15750/^3/100/^3 рег. № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 13 | Блок - 5 (Г - 5) | ТШ 20 фА; фБ; ф^ кл.т. 0,2 Ктт=10000/5 рег. № 8771-82 | ЗНОМ-15-63 ф.A; ф.B; ф.C (9 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн=15750/^3/100/^3 рег. № 1593-70 | СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 27524-04 | активная реактивная |
| 32 | Печорская ГРЭС, ОРУ 220 кВ, СШ 220, ШР РТД | VIS WI фА; фБ; ф^ кл.т. 0,2S Ктт=500/1 рег. № 37750-08 | НКФ-220-58 У1; НАМИ-220 УХЛ1 ф.A; ф.B; ф.C (1 с.ш.) фА; фБ; ф^ (4 с.ш.) кл.т. 0,5; 0,2 Ктн=220000/\3/100/^3 рег. № 14626-95; 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М.16 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | активная реактивная |
| Погрешность системного времени, с | ±2 | ||||
| Границы интервала | |||||||
| Границы интервала | относительной | ||||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | основной относительной погрешности ИК (±^), % | погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % | ||||
| cos ф = | cos ф = | cos ф = | cos ф = | cos ф = | cos ф = | ||
| 1,0 | 0,8 | 0,5 | 1,0 | 0,8 | 0,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 - 3; 6, 7 | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,1 | 1,3 | 2,1 | 1,3 | 1,5 | 2,2 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,8 | 1,0 | 1,7 | 1,0 | 1,2 | 1,8 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 | |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 | |
| 4; 5; 8 | 0,051н1 < I1 < 0,2I^ | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 |
| 0,2Iн1 < I1 < I^ | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | Iн1 < I1 < 1,2I^ | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 9 - 13 | 0,05Iн1 < I1 < 0,2I^ | 1,1 | 1,4 | 2,3 | 1,2 | 1,5 | 2,4 |
| 0,2Iн1 < I1 < I^ | 0,8 | 1,0 | 1,6 | 1,0 | 1,1 | 1,7 | |
| (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) | Iн1 < I1 < 1,2I^ | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 |
| 32 | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05^1 | 1,1 | 1,3 | 2,1 | 1,3 | 1,5 | 2,2 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,05Iн1 < I1 < 0,2I^ | 0,8 | 1,0 | 1,7 | 1,0 | 1,2 | 1,8 |
| 0,2Iн1 < I1 < I^ | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 | |
| Iн1 < I1 < 1,2!н | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±^), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % | ||
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 3; 6, 7 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 2,3 | 1,6 | 2,9 | 2,2 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 1,6 | 1,2 | 1,9 | 1,5 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 1,3 | 1,0 | 1,5 | 1,2 | |
| I^ < I1 < 1,2I^ | 1,3 | 0,9 | 1,4 | 1,2 | |
| 4; 5; 8 | 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 4,4 | 2,6 | 4,5 | 2,7 |
| 0,2I^ < I1 < I^ | 2,4 | 1,5 | 2,5 | 1,6 | |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | < I1 < 1,2!н | 1,8 | 1,2 | 1,9 | 1,4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 9 - 13 | 0,05Гн1 < Г1 < 0,2Гн1 | 2,1 | 1,5 | 2,3 | 1,7 |
| 0,2Гн1 < Г1 < Гн1 | 1,4 | 1,0 | 1,6 | 1,2 | |
| (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5) | Гн1 < Г1 < 1,2Гн1 | 1,3 | 0,9 | 1,4 | 1,2 |
| 32 | 0,01(0,02)Гн1 < I1 < 0,05Гн1 | 2,0 | 1,6 | 2,4 | 2,0 |
| (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,05Гн1 < Г1 < 0,2Гн1 | 1,7 | 1,4 | 2,2 | 1,9 |
| 0,2Гн1 < Г1 < Гн1 | 1,3 | 1,0 | 1,9 | 1,6 | |
| Гн1 < Г1 < 1,2Гн1 | 1,3 | 1,0 | 1,9 | 1,6 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Г1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от Г2%.
2 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в части реактивной электроэнергии.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 14 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от Гном - коэффициент мощности cosj - частота, Гц температура окружающей среды °С: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 ГОСТ 30206-94 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 ГОСТ 26035-83 | от 99 до 101 от 100 до 120 0,8 50 (±0,15) от +21 до +25 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от Гном - коэффициент мощности - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °С: - для ТТ и ТН - для счетчиков магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 2 (5) до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. 50 (±0,15) от -10 до +40 от -40 до +60 0,5 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счётчики электрической энергии многофункциональные | |
| СЭТ-4ТМ.03: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | |
| не более | 2 |
| счётчики электрической энергии многофункциональные | |
| СЭТ-4ТМ.03М.16: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | |
| не более | 2 |
| сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, лет, не более | 5 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
| ИВКЭ: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, | |
| не менее | 35 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи (для счетчика ИИК №1); в журналах событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки; наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках и ИВК (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерения
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | VIS WI | 3 |
| Трансформатор тока | SВ 0,8 | 9 |
| Трансформатор тока | ТВ-ЭК | 6 |
| Трансформатор тока | ТВ-220/25 | 6 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 220Б-ГУ У1 | 3 |
| Трансформатор тока | ТШЛ20Б-1 | 12 |
| Трансформатор тока | ТШ 20 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220-58 У1 | 9 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-220 УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-15-63 | 15 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 13 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-391-2017 | 1 |
| Паспорт-формуляр | АУВП.411711.СМС.015.01.ПС-ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-391-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Печорская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация» (АИИС КУЭ ПГРЭС). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 25.12.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.16 - по документу «Счетчики электрической энерии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала «Печорская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация» (АИИС КУЭ ПГРЭС)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/044-2017 от 12.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала «Печорская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация» (АИИС КУЭ ПГРЭС)
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
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
