Приложение к свидетельству № 57688
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 16
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1,
Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3)
филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения
активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и
отображения полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из
28 измерительных каналов (ИК), указанных в таблице 2.1 (28 точек измерений). АИИС КУЭ
реализуется на Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2 и Нива ГЭС-3 каскада Нивских ГЭС филиала
«Кольский» ОАО «ТГК-1», территориально расположенных на реке Нива в Мурманской
области возле г. Полярные Зори, п. Нивский, г. Кандалакша соответственно.
ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й уровень – комплексы информационно-измерительные (ИИК), включающие
трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001,
трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики
активной и реактивной электроэнергии типа Альфа A1800 класса точности 0,2S и 0,5S по
ГОСТ Р 52323-2005 (в части измерения активной электроэнергии) и класса точности 0,5 и 1,0
по ГОСТ 26035-83 (в части измерения реактивной электроэнергии) или класса точности 0,5 по
ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и
технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень – комплексы энергообъектов измерительно-вычислительные (ИВКЭ),
созданные на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-300 (Госреестр СИ
РФ № 19495-03, зав. №№ 000976, 000981), УСПД RTU-325 (Госреестр СИ РФ № 37288-08,
зав. № 006242), источников бесперебойного питания, автоматизированного рабочего места
(АРМ) персонала ИВКЭ и технических средств приема-передачи данных.
3-й уровень – комплекс информационно-вычислительный (ИВК), включает в себя
сервер базы данных (БД), источник бесперебойного питания, АРМ персонала ИВК и
технических средств приема-передачи данных.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируютсяизмерительными
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 1 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 1 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Лист № 2
Всего листов 16
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ автоматически производят опрос цифровых
счетчиков. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где
осуществляетсяхранениеизмерительнойинформации,еенакоплениеипередача
накопленных данных по основному или резервному каналам передачи данных на верхний
уровень системы (сервер БД ИВК АИИС КУЭ), а также отображение информации по
подключенным к УСПД ИВКЭ устройствам. В качестве основного выделенного канала связи
используется корпоративная сеть передачи данных по интерфейсам Ethernet - ВОЛС - Ethernet
в ЛВС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1». Для передачи может быть задействована
волоконно-оптическая линия связи (ВОЛС) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» или
арендуемая ВОЛС. В качестве резервных выделенных каналов передачи данных может быть
задействованы коммутируемый канал сотовой связи стандарта GSM 900/1800 МГц или
коммутируемый канал телефонной сети связи общего пользования (ТфССОП). При выходе из
строя линий связи или УСПД ИВКЭ предусмотрен ручной сбор измерительной информации с
оптопортов счетчиков с использованием инженерного пульта (ноутбука) с оптическим
преобразователем и программным обеспечением для работы со счётчиками системы, с
последующим переносом этой информации в базу данных сервера.
Сервер БД ИВК АИИС КУЭ, установленный в ЦСОИ филиала «Кольский» ОАО
«ТГК-1», по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит
опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД
ИВК АИИС КУЭ.
На уровне ИВК системы выполняется обработка измерительной информации,
получаемой с энергообъектов каскада Нивских ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», в
частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации
ТТ и ТН, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации,
оформление справочных и отчетных документов. Один раз в сутки учетная информация по
инициативе ИВК АИИС КУЭ, в соответствии с согласованными сторонами регламентами,
передается в ОАО «АТС» и другие организации–участники оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе устройств синхронизации системного времени УССВ, подключенных к УСПД ИВКЭ
Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2 и Нива ГЭС-3. Время встроенных часов УСПД ИВКЭ
синхронизировано с единым календарным временем, сигнал которого принимается через
приёмник GPS16-HVS со спутников глобальной системы позиционирования - GPS, сличение
ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Корректировка времени
встроенных часов УСПД ИВКЭ осуществляется автоматически 1 раз в 60 мин, при
обнаружении рассогласования единого календарного времени и времени встроенных часов
УСПД ИВКЭ более ± 1 с.
УСПД ИВКЭ осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков.
Сличение времени встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов УСПД ИВКЭ,
выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени
встроенных часов счетчика осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении
рассогласования времени встроенных часов УСПД ИВКЭ и счетчика более ± 2 с. От УСПД
ИВКЭ так же обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ персонала.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Лист № 3
Всего листов 16
Программное обеспечение
Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и
специализированного программных обеспечений (ПО).
Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программное обеспечение
«АльфаЦЕНТР».
ПО АИИС КУЭ на базе «АльфаЦЕНТР» функционирует на нескольких уровнях:
-
программное обеспечение счетчиков;
-
программное обеспечение УСПД ИВКЭ;
-
программное обеспечение сервера БД ИВК;
-
программное обеспечение АРМ персонала;
-
программное обеспечение инженерного пульта.
ПО «АльфаЦЕНТР» предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения
данных, получаемых со счётчиков электроэнергии и УСПД ИВКЭ, отображения полученной
информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными систе-
мами.
Файл ac_metrology.dll является библиотекой метрологически значимых функций вер-
сии 12.01 программного модуля «АльфаЦЕНТР Коммуникатор» версии 4.8 ПО «Альфа-
ЦЕНТР» версии 14.04.01. Данный модуль выполняет функции синхронизации, математиче-
ской обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой ча-
стью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
ПО «АльфаЦЕНТР»
Номер версии (идентификационный номер) ПО
14.04.01 и выше
Цифровой идентификатор ПО
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
МетрологическиехарактеристикиИКАИИСКУЭ,указанныевтаблице2.2
нормированы с учетом ПО;
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений
согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа.
Проверка защиты программного обеспечения» соответствует уровню «высокий».
Лист № 4
Всего листов 16
Метрологические и технические характеристики
Состав информационно-измерительных комплексов и метрологические характери-
стики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2.1 и 2.2 соответственно.
Таблица 2.1 – Состав информационно-измерительных комплексов ИК АИИС КУЭ
Состав информационно-измерительных комплексов
Номер ИК
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент трансформации,
№ Госреестра СИ
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01176672
ТТ
ТН
2
Нива ГЭС-1,
генератор № 2
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01165701
30000
ТТ
3
Нива ГЭС-1,
Л-101
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01237031
132000
ТТ
4
Нива ГЭС-1,
Л-102
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01237033
132000
Измерительный
канал
Наименование объекта
учета, диспетчерское
наименование
присоединения
ТТ
ТН
123
КТ = 0,5S
Ктт = 1500/5
№ 30709-07
КТ = 0,5
Ктн = 10000:√3/100:√3
№ 25475-03
4
АТЛП-10-3 У3
ВТЛП-10-3 У3
СТЛП-10-3 У3
А UGE 12 У3
В UGE 12 У3
С UGE 12 У3
567
11455
11458
11447
07036958
07036971
07036986
1
Нива ГЭС-1,
генератор № 1
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
30000
КТ = 0,5S А
Ктт = 1500/5 В
№ 30709-07
С
КТ = 0,5 А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-03
С
ТЛП-10-3 У3
ТЛП-10-3 У3
ТЛП-10-3 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
18192
18199
18206
07036960
07036982
07036985
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5
№ 29687-05
ТН
I СШ
КТ = 0,5
Ктн = 110000:√3/100:√3
№ 1188-84
А OSKF 126 УХЛ1
В OSKF 126 УХЛ1
С OSKF 126 УХЛ1
А НКФ-110-83 У1
В НКФ-110-83 У1
С НКФ-110-83 У1
2008/474965
2008/474964
2008/474963
60048
60061
60040
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5
№ 29687-05
ТН
II СШ
КТ = 0,5
Ктн = 110000:√3/100:√3
№ 1188-84
А OSKF 126 УХЛ1
В OSKF 126 УХЛ1
С OSKF 126 УХЛ1
А НКФ-110-83 У1
В НКФ-110-83 У1
С НКФ-110-83 У1
2008/474962
2008/474961
2008/474959
60051
60044
60056
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Календарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное время
Лист № 5
Всего листов 16
Продолжение таблицы 2.1
5
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01237030
ТТ
6
Нива ГЭС-1,
Л-112
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01237069
132000
ТТ
ТН
7
Нива ГЭС-1,
Л-148
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01237029
132000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ
8
Нива ГЭС-1,
Ф-12
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
01169564
4000
ТТ
9
Нива ГЭС-1,
Ф-13
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
01169452
4000
ТТ
123
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5
№ 29687-05
ТН
I СШ
КТ = 0,5
Ктн = 110000:√3/100:√3
№ 1188-84
4
А OSKF 126 УХЛ1
В OSKF 126 УХЛ1
С OSKF 126 УХЛ1
А НКФ-110-83 У1
В НКФ-110-83 У1
С НКФ-110-83 У1
567
2008/474966
2008/474955
2008/474957
60048
60061
60040
Нива ГЭС-1,
Л-111
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
132000
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5
№ 29687-05
ТН
II СШ
КТ = 0,5
Ктн = 110000:√3/100:√3
№ 1188-84
А OSKF 126 УХЛ1
В OSKF 126 УХЛ1
С OSKF 126 УХЛ1
А НКФ-110-83 У1
В НКФ-110-83 У1
С НКФ-110-83 У1
2008/474960
2008/474956
2008/474958
60051
60044
60056
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Календарное времяКалендарное время
А
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5В
№ 25477-06
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 110000:√3/100:√3В
№ 14205-94
С
GSR 630 УХЛ1
GSR 630 УХЛ1
GSR 630 УХЛ1
GSR 630 УХЛ1
GSR 630 УХЛ1
GSR 630 УХЛ1
НКФ-110-57
НКФ-110-57
НКФ-110-57
№ 07036932
№ 07036933
№ 07036931
№ 07036934
№ 07036930
№ 07036935
1019605
1019535
1019231
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-11
ТН
1с
КТ = 0,5S А
Ктт = 200/5 В
№ 30709-07
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-03
С
ТЛП-10-2 У3
ТЛП-10-2 У3
ТЛП-10-2 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
11425
11423
11422
07036975
07036976
07036978
Счетчик
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
ТН
2с
КТ = 0,5S А
Ктт = 200/5 В
№ 30709-07
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-03
С
ТЛП-10-2 У3
ТЛП-10-2 У3
ТЛП-10-2 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
11424
11426
11427
07036970
07036959
07036987
Счетчик
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Календарное времяКалендарное время
Лист № 6
Всего листов 16
Продолжение таблицы 2.1
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01172451
ТТ
ТН
11
Нива ГЭС-2,
генератор № 2
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01172452
30000
ТТ
ТН
12
Нива ГЭС-2,
генератор № 3
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01172459
30000
ТТ
ТН
13
Нива ГЭС-2,
генератор № 4
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01169494
30000
ТТ
ТН
14
Нива ГЭС-2,
Т-1
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01176633
132000
ТТ
ТН
123
КТ = 0,5S А
Ктт = 1500/5 В
№ 30709-07
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-11
С
4
ТЛП-10-3 У3
ТЛП-10-3 У3
ТЛП-10-3 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
567
18189
18193
18195
07037104
07037103
07037126
10
Нива ГЭС-2,
генератор № 1
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
30000
КТ = 0,5S А
Ктт = 1500/5 В
№ 30709-07
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-11
С
ТЛП-10-3 У3
ТЛП-10-3 У3
ТЛП-10-3 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
18197
18191
18203
07037147
07037136
07037081
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
КТ = 0,5 А
Ктт = 1500/5 В
№ 518-50
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-11
С
ТПОФ
ТПОФ
ТПОФ
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
84003
82353
74982
07037091
07037083
07037049
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
КТ = 0,5S А
Ктт = 1500/5 В
№ 30709-07
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-11
С
ТЛП-10-3 У3
ТЛП-10-3 У3
ТЛП-10-3 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
18200
18202
18204
11020530
11020531
11020532
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5
№ 29696-05
КТ = 0,2
Ктн = 110000:√3/100:√3
№ 29696-05
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
2008/475000
2008/475033
2008/475003
2008/475000
2008/475033
2008/475003
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Календарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное время
Лист № 7
Всего листов 16
Продолжение таблицы 2.1
ТН
15
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01172457
ТТ
ТН
16
Нива ГЭС-2,
Т-3
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01176635
132000
ТТ
ТН
17
Нива ГЭС-2,
Т-4
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01172456
132000
ТТ
18
Нива ГЭС-2,
Т-2 пос.
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
01169448
12000
ТТ
19
Нива ГЭС-2,
Т-3 пос.
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
01169506
12000
ТТ
123
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5
№ 29696-05
КТ = 0,2
Ктн = 110000:√3/100:√3
№ 29696-05
4
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
567
2008/475006
2008/475002
2008/474998
2008/475006
2008/475002
2008/474998
Нива ГЭС-2,
Т-2
Счетчик
132000
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5
№ 29696-05
КТ = 0,2
Ктн = 110000:√3/100:√3
№ 29696-05
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
2008/474999
2008/475007
2008/475005
2008/474999
2008/475007
2008/475005
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5
№ 29696-05
КТ = 0,2
Ктн = 110000:√3/100:√3
№ 29696-05
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
2008/475008
2008/475001
2008/474997
2008/475008
2008/475001
2008/474997
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
ТН
2с
КТ = 0,5S А
Ктт = 600/5 В
№ 30709-07
С
КТ = 0,5 А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-03; 25475-11
С
ТЛП-10-2 У3
ТЛП-10-2 У3
ТЛП-10-2 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
11373
11377
11384
08014859
11020534
11020533
Счетчик
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
ТН
1с
КТ = 0,5S А
Ктт = 600/5 В
№ 30709-07
С
КТ = 0,5 А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-11
С
ТЛП-10-2 У3
ТЛП-10-2 У3
ТЛП-10-2 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
11415
11411
11412
07037116
07037142
07037075
Счетчик
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Календарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное время
Лист № 8
Всего листов 16
Продолжение таблицы 2.1
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01169515
ТТ
ТН
21
Нива ГЭС-3,
генератор № 2
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01169458
60000
ТТ
ТН
22
Нива ГЭС-3,
генератор № 3
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01172445
60000
ТТ
ТН
23
Нива ГЭС-3,
генератор № 4
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01169547
60000
ТТ
ТН
24
Нива ГЭС-3,
Т-1
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01169529
132000
ТТ
ТН
123
КТ = 0,5S А
Ктт = 3000/5 В
№ 30709-07
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-11
С
4
ТЛП-10-1 У3
ТЛП-10-1 У3
ТЛП-10-1 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
567
11280
11284
11282
07037135
07037068
07037074
20
Нива ГЭС-3,
генератор № 1
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
60000
КТ = 0,5S А
Ктт = 3000/5 В
№ 30709-07
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-11
С
ТЛП-10-1 У3
ТЛП-10-1 У3
ТЛП-10-1 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
11281
11256
11263
08017225
08017224
08017222
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
КТ = 0,5S А
Ктт = 3000/5 В
№ 30709-07
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-11
С
ТЛП-10-1 У3
ТЛП-10-1 У3
ТЛП-10-1 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
11261
11283
11276
07037071
07037077
07037084
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
КТ = 0,5S А
Ктт = 3000/5 В
№ 30709-07
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-11
С
ТЛП-10-1 У3
ТЛП-10-1 У3
ТЛП-10-1 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
11259
11260
11258
07037143
07037051
07037088
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5
№ 29696-05
КТ = 0,2
Ктн = 110000:√3/100:√3
№ 29696-05
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
2008/475026
2008/475035
2008/475025
2008/475026
2008/475035
2008/475025
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Календарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное время
Лист № 9
Всего листов 16
Окончание таблицы 2.1
ТН
25
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01172463
ТТ
ТН
26
Нива ГЭС-3,
Т-3
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
01169513
132000
ТТ
ТН
27
Нива ГЭС-3,
Ф-3
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
01172476
80000
ТТ
ТН
28
Нива ГЭС-3,
Ф-6
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
01193338
80000
ТТ
123
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5
№ 29696-05
КТ = 0,2
Ктн = 110000:√3/100:√3
№ 29696-05
4
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
567
2008/475029
2008/475034
2008/475028
2008/475029
2008/475034
2008/475028
Нива ГЭС-3,
Т-2
Счетчик
132000
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
КТ = 0,2S
Ктт = 600/5
№ 29696-05
КТ = 0,2
Ктн = 110000:√3/100:√3
№ 29696-05
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
А KOTEF 126 УХЛ1
В KOTEF 126 УХЛ1
С KOTEF 126 УХЛ1
2008/475021
2008/475027
2008/475024
2008/475021
2008/475027
2008/475024
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
КТ = 0,5S А
Ктт = 4000/5 В
№ 30709-11
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-11
С
ТЛП-10-1 У3
ТЛП-10-1 У3
ТЛП-10-1 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
37821
37820
37818
11037678
11037677
11037676
Счетчик
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
КТ = 0,5S А
Ктт = 4000/5 В
№ 30709-11
С
КТ = 0,5
А
Ктн = 10000:√3/100:√3 В
№ 25475-11
С
ТЛП-10-1 У3
ТЛП-10-1 У3
ТЛП-10-1 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
UGE 12 У3
37823
37822
37819
11037675
11037680
11037679
Счетчик
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Энергия реактивная, W
Q
Календарное времяКалендарное времяКалендарное времяКалендарное время
Примечания:
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-
2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электро-
энергии и ГОСТ 26035-83 или ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электро-
энергии;
2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счётчиков на аналогичные (см. п. 1
Примечаний) утверждённых типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 2.1;
3. Допускается замена устройств сбора и передачи данных (УСПД) на однотипный
утверждённого типа.
Лист № 10
Всего листов 16
Таблица 2.2 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
П
ре
д
р
н
у
е
и
к
д
е
т
е
и
л
а
в
ы
к
н
т
д
о
и
о
й
в
п
н
н
у
о
а
с
й
г
к
р
и
а
у
е
з
р
м
к
е
о
е
а
й
к
д
т
л
о
и
я
т
в
н
д
н
о
о
о
с
в
й
и
е
т
э
р
е
л
и
л
е
т
ь
к
е
н
т
л
о
р
ь
й
и
н
ч
о
п
е
й
о
с
г
к
в
р
о
е
е
р
й
ш
о
э
я
н
н
т
о
е
н
с
р
о
т
г
с
и
и
т
и
И
и
)
К
P
п
=
р
(и
0
и
,
з
9
и
м
5
н
е
-
-
0,01 I
н1
≤ I
1
<
0,02 I
н1
0,02 I
н1
≤ I
1
<
0,05 I
н1
0,2 I
н1
≤ I
1
<
I
н1
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2 I
н1
0,01 I
н1
≤ I
1
<
0,02 I
н1
0,02 I
н1
≤ I
1
<
0,05 I
н1
0,2 I
н1
≤ I
1
<
I
н1
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2 I
н1
0,01 I
н1
≤ I
1
<
0,02 I
н1
0,02 I
н1
≤ I
1
<
0,05 I
н1
0,2 I
н1
≤ I
1
<
I
н1
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2 I
н1
г
р
ешно
с
ть И
К
(±
d
),
%
ИК в
р
абоч
и
х усло
в
иях (
±
d
), %
Основная относительная по-
Относительная погрешность
№ ИКДиапазон тока
cos
j
= 1,0
cos
j
= 0,866/
sin
j
= 0,5
cos
j
= 0,8/
sin
j
= 0,6
cos
j
= 0,6/
sin
j
= 0,8
cos
j
= 0,5/
sin
j
= 0,866
cos
j
= 1,0
cos
j
= 0,866/
sin
j
= 0,5
cos
j
= 0,8/
sin
j
= 0,6
cos
j
= 0,6/
sin
j
= 0,8
cos
j
= 0,5/
sin
j
= 0,866
12
1, 2, 10,
0,05 I
н1
≤ I
1
<
0,1 I
н1
11, 13,
20 - 23
0,1 I
н1
≤ I
1
<
0,2 I
н1
0,05 I
н1
≤ I
1
<
0,1 I
н1
3 - 7
0,1 I
н1
≤ I
1
<
0,2 I
н1
8, 9,
0,05 I
н1
≤ I
1
<
0,1 I
н1
18, 19,
27, 28
0,1 I
н1
≤ I
1
<
0,2 I
н1
3 4 5 6 7
1,8 - -
-
-
- - -
-
-
1,6 2,2 2,5
3,8
4,8
- 5,1 4,1
2,8
2,5
1,1 1,4 1,6
2,4
3,0
- 3,1 2,5
1,8
1,6
1,0 1,3 1,5
2,2
2,7
- 2,8 2,2
1,6
1,4
0,9 1,1 1,2
1,8
2,2
- 2,2 1,8
1,3
1,2
0,9 1,1 1,2
1,8
2,2
- 2,2 1,8
1,3
1,2
1,1 - - - -
- - - - -
1,0 1,2 1,3 1,8 2,1
- - - - -
0,8 0,9 1,0 1,4 1,7
- 1,9 1,6 1,2 1,1
0,7 0,9 0,9 1,3 1,5
- 1,6 1,4 1,1 1,0
0,7 0,8 0,9 1,2 1,4
- 1,5 1,3 1,0 1,0
0,7 0,8 0,9 1,2 1,4
- 1,5 1,3 1,0 1,0
2,1 - -
-
-
- - -
-
-
1,9 2,4 2,7
4,0
4,9
- 5,9 4,9
3,5
3,2
1,2 1,5 1,7
2,5
3,1
- 3,5 3,0
2,2
2,1
1,1 1,4 1,6
2,2
2,7
- 3,0 2,5
1,9
1,8
1,0 1,2 1,3
1,9
2,3
- 2,5 2,1
1,7
1,5
1,0 1,2 1,3
1,9
2,3
- 2,4 2,1
1,6
1,5
89101112
2,0- -
-
-
- - -
-
-
1,9 2,5 2,8
4,1
5,0
- 7,4 6,3
4,9
4,6
1,4 1,8 2,0
2,8
3,3
- 4,4 3,8
3,1
3,0
1,3 1,7 1,8
2,6
3,1
- 3,6 3,2
2,6
2,5
1,2 1,5 1,7
2,2
2,7
- 3,0 2,7
2,3
2,2
1,2 1,5 1,7
2,2
2,7
- 2,9 2,6
2,2
2,2
1,4 - - - -
- - - - -
1,4 1,6 1,7 2,2 2,6
- - - - -
1,2 1,4 1,5 1,9 2,2
- 4,1 3,8 3,1 2,9
1,2 1,4 1,5 1,9 2,2
- 4,0 3,7 3,1 2,9
1,1 1,3 1,4 1,8 2,1
- 4,0 3,6 3,1 2,9
1,1 1,3 1,4 1,8 2,1
- 4,0 3,6 3,1 2,9
3,1 - -
-
-
- - -
-
-
3,0 3,6 4,0
5,2
6,1
- 12,4 10,8
8,8
8,3
2,6 3,1 3,4
4,2
4,8
- 7,2 6,5
5,6
5,4
2,6 3,0 3,3
4,1
4,6
- 5,7 5,2
4,6
4,5
2,6 3,0 3,2
3,9
4,3
- 4,7 4,5
4,1
4,0
2,6 3,0 3,2
3,9
4,3
- 4,4 4,2
4,0
3,9
Лист № 11
Всего листов 16
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2 I
н1
0,01 I
н1
≤ I
1
<
0,02 I
н1
0,02 I
н1
≤ I
1
<
0,05 I
н1
0,2 I
н1
≤ I
1
<
I
н1
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2 I
н1
Окончание таблицы 2.2
12
0,05 I
н1
≤ I
1
<
0,1 I
н1
0,1 I
н1
≤ I
1
<
0,2 I
н1
12
0,2 I
н1
≤ I
1
<
I
н1
14 - 17,
0,05 I
н1
≤ I
1
<
0,1 I
н1
24 - 26
0,1 I
н1
≤ I
1
<
0,2 I
н1
3 4 5 6 7
1,8 2,5 2,8 4,3 5,4
- 5,5 4,4 2,9 2,6
1,5 2,1 2,4 3,6 4,6
- 4,6 3,7 2,5 2,2
1,1 1,4 1,6 2,4 2,9
- 3,0 2,4 1,7 1,5
0,9 1,1 1,2 1,8 2,2
- 2,2 1,8 1,3 1,2
1,0 - - - -
- - - - -
0,9 1,1 1,1 1,5 1,8
- 2,4 2,1 1,6 1,5
0,6 0,7 0,8 1,0 1,3
- 1,5 1,3 1,0 1,0
0,5 0,6 0,7 0,9 1,1
- 1,3 1,1 0,9 0,9
0,5 0,6 0,6 0,8 0,9
- 1,1 0,9 0,8 0,7
0,5 0,6 0,6 0,8 0,9
- 1,0 0,9 0,8 0,7
8 9 10 11 12
2,0 2,7 3,1 4,5 5,6
- 6,3 5,3 3,9 3,6
1,8 2,3 2,7 3,9 4,8
- 5,2 4,3 3,3 3,0
1,4 1,7 1,9 2,7 3,3
- 3,6 3,1 2,5 2,4
1,2 1,5 1,7 2,2 2,7
- 2,9 2,6 2,2 2,2
1,3 - - - -
- - - - -
1,3 1,5 1,6 2,1 2,4
- 6,0 5,2 4,3 4,1
1,1 1,3 1,4 1,7 2,0
- 3,5 3,2 2,8 2,7
1,0 1,2 1,3 1,7 1,9
- 2,7 2,5 2,3 2,2
1,0 1,2 1,3 1,6 1,8
- 2,3 2,2 2,0 2,0
1,0 1,2 1,3 1,6 1,8
- 2,1 2,0 2,0 2,0
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (получасовая);
2. Нормальные условия:
-
параметры сети: диапазон напряжения - от 0,99∙U
ном
до 1,01∙U
ном
, диапазон силы тока -от
0,01∙I
ном
до 1,2∙I
ном,
диапазон коэффициента мощности 0,5
инд.
≤ cosφ ≥ 0,8
емк.
, диапа-зон
частоты - от 49,85 до 50,15 Гц;
-
температура окружающего воздуха - от +21 ˚С до +25 °С;
-
магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более
- 0,05 мТл.
3. Рабочие условия:
-
параметры сети для ИК № 1-11, 13-28: диапазон напряжения - от 0,9∙U
ном
до 1,1∙U
ном
;
диапазон силы тока - от 0,01∙I
ном
до 1,2∙I
ном
; диапазон коэффициента мощности 0,5
инд.
≤
cosφ ≤ 1, диапазон частоты - от 49,6 до 50,4 Гц;
-
параметры сети для ИК № 12: диапазон напряжения - от 0,9∙U
ном
до 1,1∙U
ном
; диапазон
силы тока - от 0,05∙I
ном
до 1,2∙I
ном
; диапазон коэффициента мощности 0,5
инд.
≤ cosφ ≤ 1,
диапазон частоты - от 49,6 до 50,4 Гц;
-
допускаемая температура окружающего воздуха: для измерительных ТТ и ТН в
зависимости от вида климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ
15150-69; для счётчиков - от -40 до +65 °С; для УСПД - от 0 до +70 °С; для сервера - от
+15 до +30 °С;
-
магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более
- 0,5 мТл.
Надёжность применяемых измерительных компонентов в АИИС КУЭ:
-
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены
средний срок службы и средняя наработка на отказ;
-
электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 120000 ч.,
среднее время восстановления работоспособности не более t
в
= 85 ч.;
Лист № 12
Всего листов 16
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 40000 ч., среднее время
восстановления работоспособности не более t
в
= 13 ч.;
-
сервер БД - коэффициент готовности не менее К
Г
= 0,99 ч., среднее время
восстановления работоспособности не более t
в
= 1 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом, не менее:
-
К
Г_АИИС КУЭ
= 0,983 – коэффициент готовности;
-
Т
ср АИИС КУЭ
= 2905 ч. – среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
-
применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих
требованиям IEC – Стандартов;
-
стойкость к электромагнитным воздействиям;
-
ремонтопригодность;
-
программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
-
функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
-
резервирование электропитания оборудования системы;
-
в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
1. параметрирования;
2. пропадания напряжения;
3. коррекция времени.
-
в журнале событий сервера фиксируются факты:
1. даты начала регистрации измерений;
2. перерывы электропитания;
3. программные и аппаратные перезапуски;
4. установка и корректировка времени;
5. нарушение защиты сервера;
6. отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и
соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
-
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирова-
ние:
1. электросчётчиков;
2. промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
3. испытательных коробок;
4. УСПД;
5. сервера.
-
наличие защиты информации на программном уровне при параметрировании счет-
чиков, УСПД и сервера БД:
1. установка пароля на счётчик;
2. установка пароля на УСПД;
3. установка пароля на сервер БД.
-
наличие защиты результатов измерений на программном уровне при передаче
информации (возможность использования цифровой подписи).
Глубина хранения информации (профиля):
-
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не
менее 35 сут.;
Лист № 13
Всего листов 16
-
УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления
по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее
35 сут.;
-
сервер БД – хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений – не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации насистему автоматизированнуюинформационно-измерительную
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1,
Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В
комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средст-
ва измерений.
Комплектность СИ АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность СИ АИИС КУЭ.
Наименование
1
Количество
2
Трансформатор тока ТЛП-10
45 шт.
Трансформатор тока OSKF
12 шт.
Трансформатор тока GSR
6 шт.
Трансформатор тока ТПОФ
3 шт.
Трансформатор напряжения UGE
48 шт.
Трансформатор напряжения НКФ-110-83 У1
6 шт.
Трансформатор напряжения НКФ-110-57
3 шт.
Трансформатор комбинированный KOTEF
21 шт.
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа Альфа А1800
28 шт.
Коробка испытательная ЛИМГ
28 шт.
Разветвитель интерфейса RS-485 ПР-3
22 шт.
Шкаф УССВ на базе НКУ МЕТРОНИКА МС-225 в составе: GPS-приемник
УССВ-16 HVS, выносная антенна GPS-приемника, конвертер RS-232 в RS-
422/485 ADAM-4520, адаптер питания Traco TSP060-124, термостат,
нагреватель
3 комплекта
Лист № 14
Всего листов 16
Продолжение таблицы 3
2
3 комплекта
3 комплекта
1 комплект
1 комплект
1
Шкаф УСПД настенный со стеклянной дверью на базе НКУ МЕТРОНИКА
МС-240 со стеклянной дверью, климат контролем в составе: УСПД RTU325-
E1-512-M11-B4-G/RTU325-E-256-M3-B8-Q-i2-G/RTU325-E-256-M7-B4-Q-i2-G,
коммутатор Ethernet 3COM OfficeConnect 3C16793 в комплекте с блоком пита-
ния, высокопроизводительный мост Ethernet для удаленных сетей RAD Tiny-
Bridge-4W TINYB-4W/UTP/230V в комплекте с блоком питания (опциональ-
но), GSM-терминал Siemens MC35i в комплекте с блоком питания TRACO
POWER модель TMS 15124C, GSM-антенна Антей 904 на магнитном основа-
нии, телефонный модем ZyXEL U-336E
plus
в комплекте с блоком питания, ме-
диа-конвертер MOXA Ethernet 10/100BaseTX в 100BaseFX IMC-101-M-SC в
комплекте с блоком питания TRACO POWER модель TCL24-112 (опциональ-
но), преобразователь интерфейса RS-232 в RS-422/RS-485 ADAM-4520 в ком-
плекте с блоком питания TRACO POWER модель TPM 15124C (опционально),
устройство защиты телефонной линии от перенапряжений, источник беспере-
бойного питания POWERCOM модель KIN-1000АР RM, термостат, нагрева-
тель
Стойка связи/ВОЛС со стеклянной дверью, климат контролем в составе: ком-
мутатор D-Link DES-3326S в комплекте с блоком питания, высокопроизводи-
тельный мост Ethernet для удаленных сетей RAD TinyBridge-4W TINYB-
4W/UTP/230V в комплекте с блоком питания (опционально)
АРМ персонала ИВКЭ в составе: системный блок Trial Core Duo2/1024
Mb/HDD 160 Gb /LAN/SVGA/FDD/DVD в сборе, PS/2 компьютерная клавиату-
ра, PS/2 компьютерная мышь, монитор 19” LCD, принтер, ИБП
АРМ персонала ИВКЭ, оснащенный ОС Windows XP Pro, (ПО) «Альфа-
ЦЕНТР». Многопользовательская версия для центров сбора и обработки дан-
ных на 5 пользователей» AC_SЕ_50
Переносный компьютер, оснащенный ОС Windows XP Pro, ПО для переносно-
го инженерного пульта с функцией экспорта данных «Альфа Центр Laptop»
AC_L, ПО для работы со счетчиком Альфа A1800 «Metercat 3.2», с оптиче-
ским преобразователем AE-2 для работы со счетчиками системы
1 комплект
Руководство пользователя БЕКВ.422231.037.И3
1 экземпляр
Инструкция по эксплуатации БЕКВ.422231.037.ИЭ
1 экземпляр
Формуляр БЕКВ.422231.037.Ф1
1 экземпляр
Методика поверки БЕКВ.422231.037.МП.02
1 экземпляр
Поверка
осуществляется по документу БЕКВ.422231.037.МП.02«Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад
Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-
1». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12 мая
2014 г.
Средства поверки измерительных компонентов:
-
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система
обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
Лист № 15
Всего листов 16
-
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная
система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения.
Методикаповерки»и/илипоМИ2845-2003«ГСИИзмерительные
трансформаторы напряжения 6/√3...35 кВ. Методика проверки на месте
эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения
35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью
эталонного делителя»;
-
счётчиков электрической энергии типа Альфа А1800 – в соответствии с
документом«Счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазные
многофункциональные Альфа A1800. Методика поверки МП-2203-0042-2006»,
утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
-
счётчиков электрической энергии типа Альфа А1800 – в соответствии с
документом«Счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазные
многофункциональные Альфа A1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018
МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документом
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа
A1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП. Изменение № 18.061.05.12 »
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
-
УСПД серии RTU-300 – в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-
программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-
300. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
-
УСПД RTU-325 – в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи
данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП»,
утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04), принимающие сигналы
спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
-
переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со
счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометр «CENTER» (Госреестр СИ РФ № 22129-04): диапазон
измерений температуры от минус 20 до 60 °С; диапазон измерений
относительной влажности от 10 до 100 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в следующем документе:
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета
электрической энергии (АИИС КУЭ). АИИС КУЭ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» -
«КаскадНивскихГЭС».ТомI«Техническийпроект.Пояснительнаязаписка»
БЕКВ.422231.037.ТП. Книга II «Каскад Нивских ГЭС» БЕКВ.422231.037.ТП.02.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала «Кольский»
ОАО «ТГК-1»
1. ГОСТ Р 8.596-2002«ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительных
систем. Основные положения».
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
4. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Лист № 16
Всего листов 16
измерения
Часть 22.
измерения
Часть 23.
5. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
6. ГОСТ31819.22-2012(IEC62053-22:2003)«Аппаратурадля
электрической энергии переменного тока. Частные требования.
Статические счётчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
7.
ГОСТ31819.23-2012(IEC62053-23:2003)«Аппаратурадля
электрической энергии переменного тока. Частные требования.
Статические счётчики реактивной энергии».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ТелеСвязь»
(ООО «ТелеСвязь»)
Юридический адрес:
119017, г. Москва, ул. Пятницкая, д. 37.
Почтовый адрес:
127083, г. Москва, ул. 8 Марта, д. 1, стр. 12
тел.: (495) 933-39-33, факс: (495) 933-39-31,
e-mail:
.
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие
«Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва, ул. Озёрная, д. 46
тел./факс: 8 (495) 437-55-77
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«_____»_____________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.