• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 71981-18 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ ХГ-ХТЭЦ-1/2018. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
71981-18
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительАО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ ХГ-ХТЭЦ-1/2018
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ. 2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных. 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных. Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ. Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на выход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска. Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCPIP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субьектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования – ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ±1 мс. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с. Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации. Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) Значение
Идентификационное наименование ПО ТЕЛЕСКОП+
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 1.0.1.1
Цифровой идентификатор ПО: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE_MZ4.dllf851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты ПО – высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиСостав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3. Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Канал измеренийСостав измерительного каналаМетрологические характеристики ИК
Номер ИКДиспетчерское наименование присоединенияВид СИ,класс точности ,коэффициент трансформации,регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №)Обозначение, типКТТ·КТН·КСЧИВКЭВид энергииОсновная погрешность ИК (±δ), %Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±δ), %
123456789
1Хабаровская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №1ТТКт = 0,5S Ктт = 4000/5 № 11077-07АТЛШ-10 У348000ARIS MT200 рег. № 53992-13АктивнаяРеактивная1,2 2,55,1 4,2
2Хабаровская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №2ТТКт = 0,5SАТЛШ-10 У348000
Продолжение таблицы 2
123456789
3Хабаровская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №3ТТКт = 0,5SАТЛШ-10 У348000ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,2 2,55,1 4,2
4Хабаровская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №6ТТКт = 0,2АТШВ 1596000
5Хабаровская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №7ТТКт = 0,2SАТШЛ-20-1 УХЛ2160000
Продолжение таблицы 2
123456789
6Хабаровская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №8ТТКт = 0,2SАТШЛ-20-1 УХЛ2160000ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,0 1,82,7 3,8
7Хабаровская ТЭЦ-1, Турбогенератор ТГ №9ТТКт = 0,2SАТШЛ-20-1 УХЛ2168000
8Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.6, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС: МЖК - АК – Корфовская №1 (С-5)ТТКт = 0,5SАТВ-110-I-2-У2132000
Продолжение таблицы 2
123456789
9Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.8, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС: МЖК - АК - Корфовская №2 (С-6)ТТКт = 0,5SАТВ-110-I-2-У2132000ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,0 2,25,0 4,2
10Хабаровская ТЭЦ-1 , ЗРУ-110кВ, яч.1Б, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС Южная №1 (С-1)ТТКт = 0,5SАТВ-110-I-2-У2132000
11Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.1А, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС Южная №2 (С-2)ТТКт = 0,5SАТВ-110-I-2-У2132000
Продолжение таблицы 2
123456789
12Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.10, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС: Городская - Ц - Энергомаш - Здоровье - РЦ (С-7)ТТКт = 0,5SАТВ-110-I-2-У2165000ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,0 2,25,0 4,2
13Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.11, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС: Городская - Ц - Энергомаш - РЦ (С-8)ТТКт = 0,5SАТВ-110-I-2-У2165000
14Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.2, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС Горький №1 (С-3)ТТКт = 0,5SАТВ-110-I-2-У2132000
Продолжение таблицы 2
123456789
15Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.4, ВЛ-110кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС Горький №2 (С-4)ТТКт = 0,5SАТВ-110-I-2-У2132000ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,0 2,25,0 4,2
16Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.2, ВЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС СМ №2 (Т-2)ТТКт = 0,5SАТВ-35-VI-ХЛ242000
17Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.1, ВЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС СМ №1 (Т-1)ТТКт = 0,5SАТВ-35-VI-ХЛ242000
Продолжение таблицы 2
123456789
18Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.10, ВЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС Трампарк №2 (Т-6)ТТКт = 0,5SАТВ-35-VI-ХЛ242000ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,2 2,55,1 4,2
19Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.8, ВЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС Трампарк №1 (Т-5)ТТКт = 0,5SАТВ-35-VI-ХЛ242000
20Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.6, ВЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС БН №2 (Т-4)ТТКт = 0,5SАТВ-35-VI-ХЛ242000
Продолжение таблицы 2
123456789
21Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.4, ВЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-ПС БН №1 (Т-3)ТТКт = 0,5SАТВ-35-VI-ХЛ242000ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,2 2,55,1 4,2
22Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.1, Фидер 6кВ №1ТТКт = 0,5SАТПОЛ-10 У37200
23Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.2, Фидер 6кВ №2ТТКт = 0,5SАТПОЛ-10 У37200
Продолжение таблицы 2
123456789
24Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.5, Фидер 6кВ №5ТТКт = 0,5SАТПОЛ-10 У312000ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,2 2,55,1 4,2
25Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.6, Фидер 6кВ №6ТТКт = 0,5SАТПОЛ-10 У312000
26Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.8, Фидер 6кВ №8ТТКт = 0,5SАТПОЛ-10 У312000
Продолжение таблицы 2
123456789
27Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция-6кВ, яч.20, Фидер 6кВ №20ТТКт = 0,5SАТПОЛ-10 У37200ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,2 2,55,1 4,2
28Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция-6кВ, яч.23, Фидер 6кВ №23ТТКт = 0,5SАТПОЛ-10 У37200
29Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция-6кВ, яч.25, Фидер 6кВ №25ТТКт = 0,5SАТПОЛ-10 У37200
Продолжение таблицы 2
123456789
30Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция-6кВ, яч.26, Фидер 6кВ №26ТТКт = 0,5SАТОЛ-10 4800ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,2 2,55,1 3,9
31Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 2 секция-6кВ, яч.28, Фидер 6кВ №28ТТКт = 0,5SАТПОЛ-10 У34800
32БНА Хабаровской ТЭЦ-1 35 кВ, КРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.1ТТКт = 0,5SАТЛО-10 У27200
Продолжение таблицы 2
123456789
33БНА Хабаровской ТЭЦ-1 35 кВ, КРУ-6кВ, 2 секция-6кВ, яч.2ТТКт = 0,5SАТЛО-10 У27200ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,2 2,55,1 4,2
34БНА Хабаровской ТЭЦ-1 35 кВ, КРУ-6кВ, резервная секция-6кВ, яч.20ТТКт = 0,5SАТЛО-10 У27200
35СОВ Хабаровской ТЭЦ-1 6кВ, ввод-1 КРУ-6кВ ТТКт = 0,5SАТЛО-10 У23600
Продолжение таблицы 2
123456789
36СОВ Хабаровской ТЭЦ-1 6кВ, ввод ТСН-1 6кВТТКт = 0,5АТОЛ-101200ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,2 2,55,7 3,4
37СОВ Хабаровской ТЭЦ-1 6кВ, ввод-2 КРУ-6кВ ТТКт = 0,5SАТЛО-10 У23600
38СОВ Хабаровской ТЭЦ-1 6кВ, ввод ТСН-2 6кВТТКт = 0,5АТОЛ-101200
Продолжение таблицы 2
123456789
39Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-110кВ, яч.13, ОМВ-110кВТТКт = 0,5SАТВ-110-I-2-У2220000ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,0 2,25,0 4,2
40Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.4, Фидер 6 кВ №4ТТКт = 0,5SАТОЛ-10 4800
41Хабаровская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 1 секция-6кВ, яч.7, Фидер 6 кВ №7ТТКт = 0,5SАТОЛ-10 4800
Продолжение таблицы 2
123456789
42Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.14, КЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-Индустриальная №1ТТКт = 0,5SАТПЛ-35-3 42000ARIS MT200 рег. № 53992-13Активная Реактивная1,2 2,55,1 3,9
43Хабаровская ТЭЦ-1, ЗРУ-35кВ, яч.16, КЛ-35кВ Хабаровская ТЭЦ-1-Индустриальная №2ТТКт = 0,5SАТПЛ-35-3 42000
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Примечания Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% Iном, cos( = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристикиЗначение
12
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности cos( температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 ГОСТ 26035-83от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток, % от Iном - коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не болееот 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -5 до +40 от -40 до +60 от 0 до +40 0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч165000 2 90000 2 88000 24 35000 1
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее45 45 3,5
Надежность системных решений: резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР; резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи; -в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты: попытка несанкционированного доступа; факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных; изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени; отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; перерывы питания Защищенность применяемых компонентов: -наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД; ИВК. -наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчике; пароль на УСПД; пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей; ИВК. Возможность коррекции времени в: -счетчиках (функция автоматизирована); -УСПД (функция автоматизирована); -ИВК (функция автоматизирована).
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность средства измерений
НаименованиеОбозначениеКоличество
123
Трансформаторы тока ТЛШ-10 У39 шт.
Трансформаторы тока ТШВ 153 шт.
Трансформаторы тока ТШЛ-20-1 УХЛ29 шт.
Трансформаторы тока ТВ-110-I-2-У227 шт.
Трансформаторы тока ТВ-35-VI-ХЛ218 шт.
Трансформаторы тока ТПОЛ-10 У318 шт.
Трансформаторы тока ТОЛ-109 шт.
Трансформаторы тока ТЛО-10 У210 шт.
Трансформаторы тока ТОЛ-104 шт.
Трансформаторы токаТПЛ-35-36 шт.
Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ28 шт.
Продолжение таблицы 4
123
Трансформаторы напряженияЗНОЛ.06-103 шт.
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10 У23 шт.
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-10 У33 шт.
Трансформаторы напряжения НАМИ-110 УХЛ16 шт.
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-35III УХЛ14 шт.
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-35 III УХЛ12 шт.
Трансформаторы напряженияНТМИ-63 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М6 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.0337 шт.
Контроллеры многофункциональные ARIS MT2001 шт.
Программное обеспечение ТЕЛЕСКОП+1 шт.
Методика поверки МП 206.1-056-20181 экз.
Формуляр РЭП.411711.ХГ-ХТЭЦ-1.ФО1 экз.
Поверка осуществляется по документу МП 206.1-056-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 09.02.2018 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 и/или МИ 2845-2003 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; по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей; по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей; счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.; счетчиков СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.; для УСПД ARIS MT200 – в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.; радиочасы МИР РЧ-01, 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 поверки.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Хабаровская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» 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
ЗаявительАкционерное общество «Дальневосточная генерирующая компания» (АО «ДГК») ИНН 1434031363 Адрес: 680000, г. Хабаровск, ул. Фрунзе, 49 Телефон: +7 (4212) 30-49-14 Факс: +7 (4212) 26-43-87 Web-сайт: www.dvgk.ru E-mail: dgk@dvgk.rao-esv.ru
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46 Телефон: +7 (495) 437-55-77 Факс: +7 (495) 437-56-66 Web-сайт: www.vniims.ru E-mail: office@vniims.ru Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 29.03.2018 г.