Изображение | |
Номер в госреестре | |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО "ТГК-16" - "Казанская ТЭЦ-3" |
Обозначение типа | Нет данных |
Производитель | ОАО "ТГК-16", г.Казань |
Описание типа | Скачать |
Методика поверки | Скачать |
Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
Допускается поверка партии | Нет |
Наличие периодической поверки | Да |
Сведения о типе | Заводской номер |
Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 1 |
Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
|
Описание | АИИС КУЭ 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 измерений (ИИК ТИ), 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) АИИС КУЭ, 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 смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ);
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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, ведение и передачу журнала событий ИВК;
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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным и оптическим линиям связи поступает на сервер ИВК, где осуществляется хранение и накопление измерительной информации.
Сервер ИВК с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический интерфейс счетчиков.
В АИИС КУЭ газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» в качестве подсистемы входит АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» (вторая очередь), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде средств измерений 60384-16 (Рег. № 60384-16). Результаты измерений и записи журналов событий средств измерения измерительных каналов №№ 1.1-1.6, 1.21-1.54 упомянутой АИИС КУЭ (Рег. № 60384-16) передаются в ИВК АИИС КУЭ газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» по локальной вычислительной сети предприятия.
Сервер ИВК при помощи программного обеспечения (ПО) «ПИРАМИДА 2000» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), объединение информации из подсистемы (регистрационный номер 60384-16) в единую базу данных, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты электронных документов 80020, 80030, 51070), а также их шифрование и заверение электронной цифровой подписью (ЭЦП).
С уровня ИВК АИИС КУЭ осуществляется передача подписанных ЭЦП XML-макетов 80020, 80030, 51070 в АО «АТС», региональные подразделения АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт∙ч, Q, квар∙ч) передаются в целых числах.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ).
СОЕВ АИИС КУЭ состоит из часов радиосервера точного времени РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908, сервера ИВК и счетчиков электроэнергии.
Радиосервер точного времени РСТВ-01-01 принимает сигналы точного времени от спутников системы ГЛОНАСС, формирует сигналы синхронизации и с использованием NTP-протокола передает сигналы синхронизации серверу ИВК. Синхронизация часов сервера ИВК осуществляется с цикличностью не реже одного раза в 1024 с вне зависимости от величины расхождения. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера ИВК происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчика и сервера ИВК на величину более чем ±2 с.
|
Программное обеспечение | Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения «ПИРАМИДА 2000» представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
Идентификационные данные (признаки) | Значение | 1 | 2 | Наименование ПО | Модуль вычисления значений энергии
и мощности по группам точек учета | Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 | | | Наименование ПО | Модуль расчета небаланса
энергии/мощности | Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 | | | Наименование ПО | Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 | | | Наименование ПО | Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях
различных значений и проверке точности вычислений | Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 | | | Наименование ПО | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном
протоколе | Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Продолжение таблицы 1
1 | 2 | Наименование ПО | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 | | | Наименование ПО | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | Цифровой идентификатор ПО | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 | | | Наименование ПО | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 | | | Наименование ПО | Модуль формирования расчетных схем
и контроля целостности данных
нормативно-справочной информации | Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 | | | Наименование ПО | Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
Метрологические и технические характеристики | Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
№ ИИК | Наименование
объекта | Состав ИИК АИИС КУЭ | Вид
электроэнергии | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 1 | КТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, яч.2, ВЛ 220 кВ Казанская ТЭЦ-3 -
Киндери I цепь | ТОГФ (П)
(ТОГФ-220)
Кл.т. 0,2S
КТТ = 1000/5
Зав. №№ 455; 456; 457
Рег. №
61432-15 | 1 СШ:
НАМИ-220 УХЛ1
Кл.т. 0,2
КТН =
Зав. №№ 342; 349; 344
Рег. №
20344-05
2 СШ:
НАМИ-220 УХЛ1
Кл.т. 0,2
КТН =
Зав. №№ 339; 340; 341
Рег. №
20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0812135332
Рег. №
36697-12 | Сервер ИВК
РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908 | Активная
Реактивная | 2 | КТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, яч.4, КВЛ 220 кВ Казанская ТЭЦ-3 - Зеленодольская II цепь | TAG 123/245/362/550
(TAG-245)
Кл.т. 0,2S
КТТ = 1000/5
Зав. №№ 30115412; 30115413; 30115414
Рег. №
29694-08 | 1 СШ:
НАМИ-220 УХЛ1
Кл.т. 0,2
КТН =
Зав. №№ 342; 349; 344
Рег. №
20344-05
2 СШ:
НАМИ-220 УХЛ1
Кл.т. 0,2
КТН =
Зав. №№ 339; 340; 341
Рег. №
20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0810092946
Рег. №
36697-08 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 3 | КТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, яч.6, ВЛ 220 кВ Казанская ТЭЦ-3 - Киндери II цепь | ТОГФ (П)
(ТОГФ-220)
Кл.т. 0,2S
КТТ = 1000/5
Зав. №№ 452; 453; 454
Рег. №
61432-15 | 1 СШ:
НАМИ-220 УХЛ1
Кл.т. 0,2
КТН =
Зав. №№ 342; 349; 344
Рег. №
20344-05
2 СШ:
НАМИ-220 УХЛ1
Кл.т. 0,2
КТН =
Зав. №№ 339; 340; 341
Рег. №
20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0812135250
Рег. №
36697-12 | Сервер ИВК
РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908 | Активная
Реактивная | 4 | КТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, яч.8, КВЛ 220 кВ Казанская ТЭЦ-3 - Зеленодольская I цепь | ТОГФ (П)
(ТОГФ-220)
Кл.т. 0,2S
КТТ = 1000/5
Зав. №№ 449; 450; 451
Рег. №
61432-15 | 1 СШ:
НАМИ-220 УХЛ1
Кл.т. 0,2
КТН = Зав. №№ 342; 349; 344
Рег. №
20344-05
2 СШ:
НАМИ-220 УХЛ1
Кл.т. 0,2
КТН =
Зав. №№ 339; 340; 341
Рег. №
20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0803147432
Рег. №
36697-12 | Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 5 | КТЭЦ-3, ОРУ-220 кВ, яч.9, ОВ | ТОГФ (П)
(ТОГФ-220)
Кл.т. 0,2S
КТТ = 2000/5
Зав. №№ 554; 555; 556
Рег. №
61432-15 | 1 СШ:
НАМИ-220 УХЛ1
Кл.т. 0,2
КТН =
Зав. №№ 342; 349; 344
Рег. №
20344-05
2 СШ:
НАМИ-220 УХЛ1
Кл.т. 0,2
КТН =
Зав. №№ 339; 340; 341
Рег. №
20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0812135352
Рег. №
36697-12 | Сервер ИВК
РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908 | Активная
Реактивная | 6 | КТЭЦ-3, ОРУ-110, яч.12, РТСН «3ТР» | TAG 123/245/362/550
(TAG-123)
Кл.т. 0,2S
КТТ = 1000/5
Зав. №№ 30115406; 30115407; 30115408
Рег. №
29694-08 | 1 с.ш.:
ЗНГ (ЗНГ-110)
Кл.т. 0,2
КТН =
Зав. №№ 480; 481; 482
Рег. №
41794-09
2 с.ш.:
ЗНГ (ЗНГ-110)
Кл.т. 0,2
КТН =
Зав. №№ 486; 487; 488
Рег. №
41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0810091199
Рег. №
36697-08 | Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 7 | КТЭЦ-3, ТГ-7 | TBS-24
Кл.т. 0,2S
КТТ = 16000/5
Зав. №№ 000004; 000005; 000006
Рег. №
64418-16 | UKM (UKM 36)
Кл.т. 0,2
КТН =
Зав. №№ 483470201; 483470202; 483470203
Рег. № 58436-14 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. № 0812135195
Рег. №
36697-12 | Сервер ИВК
РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908 | Активная
Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности
Номер ИИК | Коэф. мощности
cos ( | Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении активной электроэнергии и мощности ( % | 1 - 7
ТТ - 0,2S
ТН - 0,2
Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,0 | ±1,2 | ±0,6 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | (оР - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности;
(Р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электроэнергии и мощности
Номер ИИК | Коэф. мощности
cos ( | Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК
при измерении реактивной электроэнергии и мощности ( % | 1 - 7
ТТ - 0,2S
ТН - 0,2
Счетчик - 0,5 | 0,9 | ±2,3 | ±2,6 | ±1,5 | ±2,0 | ±1,2 | ±1,8 | ±1,2 | ±1,8 | (оQ - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности;
(Q - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений активной энергии и мощности (1(2)%P для cos(=1 нормируется от I1%, погрешность измерений (1(2)%P для cos(<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение переменного тока питающей сети от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
сила переменного тока от Iном до 1,2·Iном
коэффициент мощности cos( от 0,8 инд. до 1;
частота переменного тока 50 Гц;
магнитная индукция внешнего происхождения 0 мТл;
относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 ˚С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение переменного тока питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном;
сила переменного тока от 0,01 Iном до 1,2 Iном;
коэффициент мощности cos( от 0,5 инд. до 1;
частота переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц;
магнитная индукция внешнего происхождения от 0 до 0,5 мТл;
относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 ˚С.
температура окружающей среды:
для счетчиков от плюс 8 до плюс 38 (С;
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;
для радиосервера точного времени РСТВ-01-01 от плюс 5 до плюс 50 (С
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52322-2005, в режиме измерения реактивной энергии по ГОСТ Р 52425-2005.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и радиосервера 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.03М (Рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ 165000 часов;
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ 140000 часов;
радиосервер РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ 55000 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 радиосервера Тв ≤ 24 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, 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.
Наличие фиксации в журнале событий ИВК следующих событий:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов ТТ и ТН;
факт и величина коррекции времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные из счетчиков журналы событий.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 40 лет;
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 3 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
|
Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | Количество | 1 | 2 | 3 | Трансформатор тока | TAG 123/245/362/550 (TAG-123) | 3 шт. | Трансформатор тока | TAG 123/245/362/550 (TAG-245) | 3 шт. | Трансформатор тока | TBS-24 | 3 шт. | Трансформатор тока | ТОГФ (П) (ТОГФ-220) | 12 шт. | Трансформатор напряжения | UKM (UKM 36) | 3 шт. | Трансформатор напряжения | ЗНГ (ЗНГ-110) | 6 шт. | Трансформатор напряжения | НАМИ-220 УХЛ1 | 6 шт. | Счетчик электрической энергии
многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 7 шт. | Радиосервер точного времени | РСТВ-01-01 | 1 шт. | Сервер ИВК | Cовместимый с платформой х86 | 1 шт. |
Продолжение таблицы 5
1 | 2 | 3 | АРМ | Совместимый с платформой х86 | 1 шт. | Асинхронный сервер | Nport S8455I-SS-SC | 6 шт. | Маршрутизатор | CISCO 1921/К9 | 1 шт. | Программное обеспечение | «ПИРАМИДА 2000» | 1 шт. | Методика поверки | РТ-МП-4433-500-2017 | 1 шт. | Паспорт-формуляр | ГДАР.411711.209-01 ЭД.ПФ | 1 шт. |
|
Поверка | осуществляется по документу РТ-МП-4433-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 21.06.2017 года.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;
радиосервера точного времени РСТВ-01-01 - по методике поверки ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.2011.
Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08;
Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Рег. № 46656-11).
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
|
Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская 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 |
Заявитель | Открытое акционерное общество «ТГК-16» (ОАО «ТГК-16»)
ИНН 1655189422
420097, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Зинина, д. 10, офис 507
Телефон +7(843) 203-75-59
Факс +7(843) 203-75-12
Web-сайт www.tgc16.ru
E-mail office@tgc16.ru
|
Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект д.31
Телефон: +7(495)544-00-00, +7(499)129-19-11
Факс: +7(499)124-99-96
E-mail: info@rostest.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.
|