Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ "Лаура" Нет данных, ГРСИ 48006-11
Номер госреестра:
48006-11
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ "Лаура"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ), г.Краснодар
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 043
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 44160
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 16
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
коммерческого
Система автоматизированная информационно-измерительная
учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Лаура»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Лаура» ( далее АИИС КУЭ) предназначена
для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности выработанной и потреб-
ленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ПС-
110 кВ «Лаура», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения
информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расче-
тов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
измерение календарного времени и интервалов времени;
-
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с задан-
ной дискретностью учета (30 мин., 60 мин., 1 день, 1 месяц);
-
перезапуск АИИС КУЭ;
-
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных)
и от несанкционированного доступа;
-
передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информацион-
ного обмена с ПС-110 кВ «Лаура»– участникам оптового рынка электроэнергии;
-
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников опто-
вого рынка электроэнергии;
-
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
-
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
-
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 13-ти
информационно-измерительных каналов (далее – ИИК ТУ), измерительно-вычислительного
комплекса (далее ИВК).
Перечень информационно-измерительных каналов точек учета, входящих в состав
АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов
и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации в Госу-
дарственном реестре средств измерений представлены в таблице 1.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – «уровень измерительного комплекса точки учета» (уровень ИК), вы-
полняющий функцию измерений и включающий в себя измерительные трансформаторы тока
(ТТ) класса точности 0,2S
;
0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы
напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, вторичные цепи и счетчики
активной и реактивной электроэнергии типа «АЛЬФА А1800» класса точности 0,2S и 0,5S по
ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в
Лист № 2
всего листов 16
части реактивной электроэнергии), установленных на объектах ПС-110 кВ «Лаура»и соответ-
ствующие связующие компоненты.
2-й уровень – «уровень информационно-вычислительного комплекса» (ИВКЭ) АИИС
КУЭ, представляет собой совокупность функционально объединенных программных и техни-
ческих средств, предназначенных для решения задач сбора и обработки результатов измере-
ний, диагностики состояний средств и объектов в пределах одной электроустановки.
Уровень ИВКЭ включает в себя
-
аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи и специализиро-
ванное программное обеспечение (ПО) Альфа Центр АС_РЕ_40;
-
УСПД типа RTU – 325T-E2-M4-B8, предназначенное для накопления, обработки ин-
формации, поступающей удаленным способом с уровня ИИК ТУ (счетчики) и формирования
данных для передачи в автоматическом режиме на вышестоящий уровень;
-
устройство синхронизации системного времени (УССВ);
-
автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), выполняющий
функции обработки, хранения результатов измерений, диагностики состояний средств изме-
рений (СИ) и включающий в себя одно автоматизированное рабочее место персонала (далее -
АРМ) АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Лаура», каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных
АИИС КУЭ (далее – сервер БД). Функции сервера ИВК выполняет ЦСОД филиала ОАО
«ФСК ЕЭС» - Кубанское ПМЭС и ЦСОД АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга.
Уровень ИК представляет собой функционально объединенную и территориально ло-
кализованную совокупность программно-технических средств учета электроэнергии.
На данном уровне формируются и преобразуются сигналы, содержащие количествен-
ную информацию об измеряемых величинах, реализуются вычислительные и логические опе-
рации, предусмотренные процессом измерений. Первичные фазные токи и напряжения транс-
формируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, ко-
торые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счет-
чика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобра-
зуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряже-
ния в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощ-
ности, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Элек-
трическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30-
минутных интервалов времени.
В состав ИК входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, измеритель-
ные цепи, а также счетчики, в совокупности образующие сложный измерительный канал, сиг-
налы с выхода которого используются для получения результатов косвенных, совокупных или
совместных измерений электрической энергии по всем точкам учета, задействованным в АИ-
ИС КУЭ ПС-110 кВ «Лаура».
Информационный обмен между уровнями ИИК ТУ и ИВКЭ осуществляется по выде-
ленному каналу связи, организованному по интерфейсу RS-485. Основной канал связи между
уровнем ИВКЭ и ИВК осуществляется по волоконно-оптической линии связи ОАО «ФСК
ЕЭС», а резервный по выделенному спутниковому каналу.
Передача информации в организации – участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД
по внешнему каналу связи: основному и резервному. Основной канал связи организован через
интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регио-
нального оператора сотовой связи.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВКЭ (УСПД), где
осуществляется обработка измерительной информации – перевод числа импульсов в имено-
ванные величины кВт∙ч,(квар∙ч), умножение измеренного счётчиками количества электро-
Лист № 3
всего листов 16
энергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее
накопление и передачу накопленных данных на сервер БД (АРМ).
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дату, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректи-
руемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий коррек-
тировке.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), на базе
устройства синхронизации времени Метроника-235, принимающего сигналы точного времени
от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации вре-
мени обеспечивает коррекцию и поддержание системного времени информационно-
вычислительных компонентов на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчик, УСПД, сервер) по еди-
ному астрономическому времени, реализуемому во время сеансов связи между уровнями
.
Корректировка времени уровня ИВК производится один раз в час при рассогласовании более
±2с. Уровень ИВК (сервер) осуществляет коррекцию времени счетчиков, сличение времени
осуществляется при каждом сеансе связи (допустимое рассогласование не превышает ± 2с).
Допустимая погрешность измерений календарного времени системы ± 5с.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-
троэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов органи-
зации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр».
Активная
реактивная
Активная
реактивная
RTU325L-
E2-M-B8-
IN-D
.№ 005315
Активная
реактивная
Активная
реактивная
ТТТНСчетчик
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и метрологические характеристики
измерительных компонентов
№№ ИК,Состав измерительного канала
наименованиеУСПД
присоединений
Вид элек-
троэнергии
12
5
6
ИК № 1
к.т.0,2S
34
ПС-110 кВ «ЛАУРА»
VDGW2-110X
Ктн=110000/√3 A1802RAL-
/100/√3 P4GB-DW-4
КТ=0,2; Кл.т.0,2S/0,5
№D700569А№ 01204519
ИК № 2
Кл.т. 0,2S
/100/√3
КТ=0,2;
A1802RAL-
VDGW2-110X
Ктн=110000/√3
P4G
B-
DW
-
4
Кл.т.0,2 S/0,5
№ D700570А
№ 01204518
ПС Мзымта
ИК № 3
CTIG-110
КЛ-110 кВ W1G
Ктт = 250/5
ПС Псехако №1
053870
053871
. 053873
CTIG-110
КЛ-110 кВ W2G
Ктт =250/5
КПГЭС
.№ 053872
.№ 053874
.№ 053873
CTIG-110
КТ=0,2S;
ИК № 4
Ктт=250/5;
КЛ-110 кВ W3G
Ктт=250/5;
№053867
.№ 053875
.№ 053876
CTIG-110
КЛ-110 кВ W4G
КТ=0,2S;
ПС Псехако №2
.№ 053869
.№ 053877
.№ 053868
VDGW2-110X
КТ=0,2;A1802RАL-
Ктн=110000/√3 P4GB-DW-4
/Кл.т.0,2S/0,5
100/√3№ 01204520
№ D700571A
VDGW2-110X
КТ=0,2;A1802RАL-
Ктн=110000/√3 P4GB-DW-4
/ КТ=0,2S/0,5
100/√3 № 01204521
№ D700572A
Лист № 4
всего листов 16
НАЛИ-СЭЩ-
10
КТ=0,5;
Кт=10000/100
№ 00231-09
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1;
№ 01204619
Активная
реактивная
НАЛИ-СЭЩ-
10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00231-09
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1;
№ 01204616
Активная
реактивная
НАЛИ-СЭЩ-
10
КТ=0,5;
Кт=10000/100
№ 00231-09
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1;
№ 01204626
Активная
реактивная
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1;
№ 01204615
RTU325L-
E2-M-B8-
IN-D
.№ 005315
Активная
реактивная
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1;
№ 01204614
Активная
реактивная
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1,0;
№ 01204620
Активная
реактивная
A1805RАLQ-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1,0;
№ 01204618
Активная
реактивная
A1805RАLQ-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1,0
№ 01204618
Активная
реактивная
3
4
5
6
тор"
ИК № 9
КТ=0,5S;
Ктт=200/5
центр"
ИК № 10
12
ТОЛ-СЭЩ-10
ф. "ОООКТ=0,5S;
"Газпроминвест- Ктт=800/5
арена"№ 11372-09
ИК № 7№ 11364-09
№ 11357-09
ТОЛ-СЭЩ-10
ф. "ЛыжныйКТ=0,5S;
комплекс наКтт=300/5
16000 зрителей" № 10843-09
ИК № 8№ 10703-09
№ 05488-09
ф."Очистные
ТОЛ-СЭ
Щ
-10
сооружения ку-
рорта "Роза Ху-
№ 10673
-
09
№ 10559-09
№ 10588-09
ТОЛ-СЭЩ-10
КТ=0,5S;
НАЛИ-СЭЩ-10
КТ=0,5;
Кт=10000/100
№ 00231-09
ИК № 12
Ктт=200/5
НАЛИ-СЭЩ-10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00231-09
Резерв
ИК № 13
ф. "Фристайл
К
т
т
=200/5
№ 10668-09
№ 10669-09
№ 10672-09
ТОЛ-СЭЩ-10
ф. "Трамплин на
КТ=0,5S;
1500 мест"
№ 10654-09
№10656-09
№ 10652-09
ТОЛ-СЭЩ-10
КТ=0,5S;
НАЛИ-СЭЩ-10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00231-09
НАЛИ-СЭЩ-10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00231-09
ф. ячейка 25
Ктт=1000/5
№ 10850-09
№10674-09
№ 10554-09
ТОЛ-СЭЩ-10
ф."Трансформ. КТ=0,5S;
ПС 10/0.4кВКтт=1500/5
(I секция)"№ 10683-09
ИК № 14№10793-09
№ 10622-09
ТОЛ-СЭЩ-10
ф."Трансформ. КТ=0,5S;
ПС 10/0.4кВ Ктт=1500/5
(II секция)" № 04849-09
ИК № 15 №06297-09
№ 10695-09
НАЛИ-СЭЩ-10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00233-09
Лист № 5
всего листов 16
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1,0
№ 01204621
Активная
реактивная
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1
№ 01204623
Активная
реактивная
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1
№ 01204628
Активная
реактивная
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1
№ 01204624
Активная
реактивная
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1
№ 01204617
RTU325L-
E2-M-B8-
IN-D
№ 005315
Активная
реактивная
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1
№ 01204627
Активная
реактивная
─
A1805RL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1
№ 01204523
Активная
реактивная
─
A1805RL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1
№ 01204525
Активная
реактивная
3
4
5
6
Резерв
ИК № 16
12
ТОЛ-СЭЩ-10
КТ=0,5S;
НАЛИ-СЭЩ-10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00233-09
НАЛИ-СЭЩ-10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00233-09
НАЛИ-СЭЩ-10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00233-09
НАЛИ-СЭЩ-10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00233-09
НАЛИ-СЭЩ-10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00233-09
НАЛИ-СЭЩ-10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00233-09
ф. ячейка 26
Ктт=1000/5
№ 10663-09
№10551-09
№ 10569-09
ТОЛ-СЭЩ-10
ф."ОООКТ=0,5S;
"Альпика-Ктт=300/5
Сервис"№ 08192-09
ИК № 17№10799-09
№ 05463-09
ТОЛ-СЭЩ-10
ф. "Водозабор на КТ=0,5S;
правомберегу Ктт=200/5
р.Мзымта"№ 10699-09
ИК № 18 №10722-09
№ 10712-09
ТОЛ-СЭЩ-10
ф. "Водозабор на КТ=0,5S;
левом берегуКтт=200/5
р.Мзымта"№ 10742-09
ИК № 19№10700-09
№ 10736-09
ТОЛ-СЭЩ-10
ф. "Водозабор на КТ=0,5S;
р.АчипсеКтт=200/5
(Лаура)"№ 10780-09
ИК № 20№10744-09
№ 10743-09
ТОЛ-СЭЩ-10
ф. "СтанцияКТ=0,5S;
подвижной ра-Ктт=200/5
диосвязи "Тетра" № 10752-09
ИК № 21№10627-09
№ 10761-09
TAR 3D
КТ=0,5;
ТСН-1Ктт=400/5;
ИК № 22 № 81813
№ 81814
№ 81815
TAR 3D
КТ=0,5;
ТСН-2Ктт=400/5;
ИК № 23 № 81816
№ 81817
№ 81818
Лист № 6
всего листов 16
Хоз.нужды
ИК № 24
─
A1805RL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1
№ 01204524
Активная
реактивная
КЛ-110 кВ
"Краснополян-
ская ГЭС"
ОРУ-110 кВ,
ГЩУ,
КЛ-110 кВ
W4G
ПС ЛАУРА
ИК № 25
ТАТ
КТ=0,2S;
Ктт=600/5;
№ 10041482
№ 10041483
№ 10041481
A1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ=0,2S/0,5;
№01208298
RTU325L-
E2-M-B8-
IN-D
№ 005315
Активная
реактивная
1
3
4
5
6
2
TAR 3D
КТ=0,5;
Ктт=400/5;
№ 33998
№ 33995
№ 34006
НАМИ-110
УХЛ1
КТ=0,2;
Ктн=110000/√3
/100/√3
I c.ш.:
№ 2043
№ 2035
№ 2016;
II с.ш.:
№ 1203
№ 2081
№ 2086
Лист № 7
всего листов 16
Общий вид основных составных частей АИИС КУКЭ ПС 110 кВ «Лаура»
Программное обеспечение
В составе информационно-вычислительного комплекса используется программный
продукт «Альфа Центр» производства ООО «Эльстер Метроника», г. Москва.
Программное обеспечение АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Лаура» состоит из следующих уров-
ней:
-
уровень программного обеспечения счётчиков «АЛЬФА А1800» (ПО «Metercat (Al-
phaPlus W 2.1)»);
-
уровень программного обеспечения УСПД серии RTU-325Т (ОС «QNX 4»);
-
уровень программного обеспечения АРМа (ОС Windows XP Russian, ПО «Альфа
ЦЕНТР» - АС_РЕ_40, прикладное ПО).
Основными компонентами структурной схемы программного обеспечения АИИС КУЭ
ПС-110 кВ «Лаура» являются:
-
«Альфа ЦЕНТР» – выполняет основные функции: автоматический параллельный
опрос до сорока счетчиков серии «АЛЬФА А1800» и УСПД с использованием различных ти-
пов каналов связи и коммутационного оборудования, накопление информации в базе данных,
расчет электроэнергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каж-
дой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графиче-
ском виде, защита данных от несанкционированного доступа;
-
«Альфа ЦЕНТР Коммуникатор» – используется для описания в базе данных схем
сбора данных со счетчиков электроэнергии и(или) УСПД, для ручного ( тестового) опроса
устройств и управления автоматическими службами сбора и передачи данных Альфа ЦЕНТР;
-
«Альфа ЦЕНТР Диагностика» – предназначен для автоматического мониторинга
работы ПО «Альфа ЦЕНТР РЕ»;
Лист № 8
всего листов 16
-
«Альфа ЦЕНТР Утилиты» – используется для создания резервных копий базы дан-
ных программы «Альфа ЦЕНТР», для просмотра служебной информации о HASP-ключе, со-
стоянии базы данных, состоянии сервера и т.д;
-
«Metercat (Alphalus W 2.1)» – предназначен для программирования и считывания
информации об энергопотреблении со счетчиков электроэнергии «АЛЬФА А1800»;
-
«Альфа ЦЕНТР Laptop» - предназначено для опроса счетчиков или УСПД с ис-
пользованием переносного компьютера через оптопорт счетчика или мультиплексор для по-
следующего импорта в центральную БД.
ПО АС_РЕ_40 идентифицируется посредством чтения HASP-ключа Аладдин 5-ой
версии с помощью программы Альфа Центр Утилиты. ПО «Альфа-Центр». Защита ПО от не-
санкционированного доступа, на программном и логическом уровнях, реализуется за счет
многоуровневых паролей доступа, при этом для каждого пользователя устанавливаются имена
и пароли, соответствующие их правам и ролям.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Наиме-Наименование программ- Наименова-
нованиеного модуля (идентифи- ние файла
про-кационное наименование
граммно- программного обеспече-
гообес- ния)
печения
ПОПрограмма –планиров-Amrserver.
«Альфа-щик опроса и передачиexe
ЦЕНТР»данных (стандартный ка-
талог для всех модулей
C:\alphacenter\exe)
драйвер ручного опроса Amrс.exe
счетчиков и УСПД
драйверавтоматического
Amra.exe
опроса счетчиков и УСПД
драйвер работы с БДCdbora2.dll
Библиотека шифрования encryptdll.dll
пароля счетчиков A1800
библиотекасообщений alphamess.dll
планировщика опросов
Номер версии ЦифровойАлгоритм
программного идентифика-вычисле-
обеспеченияторпро- ния цифро-
граммногового иден-
обеспечениятификатора
(контрольнаяпрограмм-
сумма испол- ного обес-
няемого кода) печения
АС_РЕ_406528MD5
BD 4.05.01.05 ID 17 39 83 94
80
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответст-
вует ровню «С» согласно МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Лаура»
приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУ-
РА»
Наименование характеристикиЗначение
Число измерительных каналов АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУРА» 22
Абсолютная погрешность измерения календарного времени ± 5, с
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 1 - 4 От 2,5 до 300, А
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 7 От 8 до 960, А
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 8, 17 От 3 до 360,А
Лист № 9
всего листов 16
От 5 до 20, В А
От 3,75 до 10, В А
От 12,5 до 50, В А
От 50 до 200, В А
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
Наименование характеристики
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 9, 10, 12, 13, 16, 18 - 21
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 14, 15
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 22, 23
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 25
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 24
Диапазон первичного напряжения (U1) для ИК № 1 -4, 25
Значение
От 2 до 240,А
От 15 до 1800,А
От 20 до 480,А
От 6 до 720,А
От 10 до 240,А
От 99000/√3 до
121000/√3, В
От 9000 до 11000, В
От 342 до 418, В
От 90/√3 до 110/√3, В
От 90 до 110,В
Диапазон первичного напряжения (U1) для ИК № 5 - 21
Диапазон первичного напряжения (U1) для ИК № 22 - 24
Диапазон вторичного напряжения (U2) для ИК № 1- 4.
Диапазон вторичного напряжения (U2) для ИК №7 – 10, 12 - 21
Нагрузка ТТ для ИК № 1-4; при номинальной мощности вторичной
нагрузки 20 ВА и cos φ2 = 0,8
Нагрузка ТТ для ИК №7 – 10, 12 - 24; при номинальной мощности
вторичной нагрузки 10 ВА и cos φ2 = 0,8,
Нагрузка ТН для ИК №1-4 при номинальной мощности вторичной на-
грузки 50 ВА и cos φ2 = 0,8
Нагрузка ТН для ИК №7- 10, 12 - 21 при номинальной мощности вто-
ричной нагрузки 200 ВА и cos φ2 = 0,8
Коэффициент мощности cos φ
δ
wp
(δ
pp
) ИК № 1 – 3, 25 в рабочих условиях эксплуатации:
δ
wq
(δ
pq
) ИК № 1 – 3, 25 в рабочих условиях эксплуатации:
δ
wp
(δ
pp
) ИК №1 – 3, 25 в нормальных условиях эксплуатации:
δ
wq
(δ
pq
) ИК № 1 – 3, 25 в нормальных условиях эксплуатации:
От 0,5 до 1,0
cos φ
1,00,90,80,5
±1,0 - - -
±0,9 ±1,0 ±1,1 ±1,8
±0,5 ±0,6 ±0,7 ±1,3
±0,4 ±0,5 ±0,6 ±1,0
±0,4 ±0,5 ±0,6 ±1,0
±0,4 ±0,5 ±0,6 ±1,0
sin φ
0,9 0,6
─ ─
±1,6 ±2,2
±1,0 ±1,3
±0,7 ±0,9
±0,7 ±0,9
±0,7 ±0,9
cos φ
1,00,90,80,5
±1,0 ─ ─ ─
±0,9 ±1,0 ±1,1 ±1,8
±0,5 ±0,6 ±0,7 ±1,2
±0,4 ±0,5 ±0,5 ±0,5
±0,4 ±0,5 ±0,5 ±0,5
±0,4 ±0,5 ±0,5 ±0,5
sin φ
0,9 0,6
─ ─
±1,5 ±2,1
±0,9 ±1,3
±0,7 ±0,9
Лист № 10
всего листов 16
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
Наименование характеристики
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
δ
wp
(δ
pp
) ИК № 4 в рабочих условиях эксплуатации:
δ
wq
(δ
pq
) ИК № 4 в рабочих условиях эксплуатации:
δ
wp
(δ
pp
) ИК № 4 в нормальных условиях эксплуатации:
δ
wq
(δ
pq
) ИК №4 в нормальных условиях эксплуатации:
δ
wp
(δ
pp
) ИК № 7-10, 12-21 в рабочих условиях эксплуатации:
δ
wq
(δ
pq
) ИК № 7-10, 12-21 в рабочих условиях эксплуатации:
Значение
±0,7±0,9
±0,7±0,9
cos φ
1,00,90,80,5
±1,0 ─ ─ ─
±0,9 ±1,0 ±1,1 ±1,8
±0,6 ±0,6 ±0,7 ±1,3
±0,5 ±0,5 ±0,6 ±1,0
±0,5 ±0,5 ±0,6 ±1,0
±0,5 ±0,5 ±0,6 ±1,0
sin φ
0,9 0,6
─ ─
±1,6 ±2,2
±1,0 ±1,3
±0,7 ±0,9
±0,7 ±0,9
±0,7 ±0,9
cos φ
1,00,90,80,5
±1,0 ─ ─ ─
±0,9 ±1,0 ±1,1 ±1,8
±0,5 ±0,6 ±0,7 ±1,2
±0,4 ±0,5 ±0,5 ±0,9
±0,4 ±0,5 ±0,5 ±0,9
±0,4 ±0,5 ±0,5 ±0,9
sin φ
0,9 0,6
─ ─
±1,5 ±2,1
±0,9 ±1,3
±0,7 ±0,9
±0,7 ±0,9
±0,7 ±0,9
cos φ
1,00,90,80,5
±2,1 ─ ─ ─
±1,9 ±2,3 ±2,8 ±4,9
±1,2 ±1,5 ±1,8 ±3,2
±1,0 ±1,2 ±1,4 ±2,4
±1,0 ±1,2 ±1,4 ±2,4
±1,0 ±1,2 ±1,4 ±2,4
sin φ
0,9 0,6
─ ─
±3,4 ±5,1
±2,2 ±3,1
±1,6 ±2,2
±1,6 ±2,2
±1,6 ±2,2
Лист № 11
всего листов 16
Наименование характеристикиЗначение
δ
wp
(δ
pp
) ИК № 7-10, 12-21 в нормальных условиях эксплуатации:
cos φ
1,00,90,80,5
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном±2,1 ─ ─ ─
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном±1,9 ±2,3 ±2,7 ±4,9
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном ±1,1 ±1,4 ±1,7 ±3,1
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
±1,0
±
1,1
±
1
,
3
±
2
,
2
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
±1,0
±
1,1
±
1
,
3
±
2
,
2
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
±
1
,
0
±
1
,
1
±
1
,
3
±
2
,
2
δ
wq
(δ
pq
) ИК №7-10, 12-21 в нормальных условиях эксплуатации:
sin
φ
0,90,6
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном──
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном ±3,2 ±4,9
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном ±2,0 ±2,9
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
±1
,
5
±2,1
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
±1
,
5
±2,0
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
±
1
,
5
±
2
,
0 δ
wp
(δ
pp
) ИК № 22 - 24 в рабочих условиях эксплуатации:
cos φ
1,00,90,80,5
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном±1,8 ±2,3 ±2,9 ±5,4
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном±1,1 ±1,3 ±1,6 ±2,8
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
±0,9
±
1
,
0
±
1
,
2
±
2
,
0
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
±0,9
±
1
,
0
±
1
,
2
±
2
,
0
δ
wq
(δ
pq
) ИК № 22 -24 в рабочих условиях эксплуатации:
sin φ
0,90,6
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном±2,9 ±4,6
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном±1,7 ±2,5
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
±1
,
5
±1
,
9
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
±1,5 ±1,9
δ
wp
(δ
pp
) ИК № 22 - 24 в нормальных условиях эксплуатации:
cos φ
1,00,90,80,5
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном±1,7 ±2,3 ±2,8 ±5,4
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном±1,0 ±1,2 ±1,6 ±2,7
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
±0
,
8 ±0
,
9 ±1
,
1 ±1
,
9
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
±0,8 ±0,9
±
1,1
±
1,9
δ
wq
(δ
pq
) ИК № 22 - 24 в нормальных условиях эксплуатации:
sin φ
0,90,6
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном±2,8 ±4,6
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном±1,6 ±2,4
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
±1
,
3
±1
,
8
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
±1,3 ±1,8
Примечания:
1. δ
wp
(δ
pp
) - доверительные границы относительной погрешности результата измерений
активной электрической энергии (мощности), при доверительной вероятности 0,95;
2. δ
wq
(δ
pq
) - доверительные границы относительной погрешности результата измерений
реактивной электрической энергии (мощности), при доверительной вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
-
параметры сети для ИК: напряжения - (0,99 - 1,01)·Uн; сила тока - (0,05 - 1,2) ·Iн; диа-
пазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота -(50
±
0,15) Гц;
Лист № 12
всего листов 16
-
магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;
-
температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от +5˚С до + 30˚С;
счетчиков - от +18˚С до +25˚С; ИВК - от +15˚С до +25˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
параметры сети для ИК: напряжение - (0,9 - 1,1)·Uн1; сила первичного тока -(0,01
- 1,2)·Iн1 для ИК № 1 - 4, 7 - 10; 12 – 21; силы первичного тока - (0,05 - 1,2)·Iн1 для ИК № 22
- 24; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) – от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота - (50
±
0,15) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от +10˚С до +30˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для электросчетчиков:
-
параметры сети для ИК: напряжение - (0,9 ÷ 1,1)·Uн2; сила вторичного тока -
(0,05 - 1,2)·Iн2; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) – от 0,8 до 1,0 (0,6); частота -(50
±
0,15) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл;
-
температура окружающего воздуха – от +10˚С до +30˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от +15˚С до +25˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
5. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ
7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики элек-
трической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии
и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
(см. п.1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на ПС – 110
кВ «ЛАУРА» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как
его неотъемлемая часть.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы экс-
плуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измери-
тельную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Лаура».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Лаура» (основные технические средства, за-
действованные в системе) представлена в таблице 4.
Таблица 4 - АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Лаура»
Обозначение изделия (номер средств Наименование изделия Коли-
измерений по Госреестру) чество
123
Составные части системы и изменения в комплектности
CTIG-110 (42469-09) Измерительные трансформаторы тока 12
ТОЛ-СЭЩ-10 (32139-06) 42
Лист № 13
всего листов 16
Измерительные трансформаторы напряже-
ния
5
14
многофункциональные счетчики электро-
энергии
3
МР3021-Т-5А-3х4ВА
57
МР3021-Н-57,7В-3х10ВА
6
Антей 905
1
сетевой коммутатор
1
Moxa NPort 5130
2
hakel DTR 2/6
2
AE1
1
АРМ
1
инженерный пульт на базе ноутбука
1
ЩАП-12-31-УХЛ4
1
Rittal.DK 7920.740
1
2
3
9
3
4
6
2
1
TAR 3D (32875-06)
ТАТ (45806-10)
VDGW2-110X (42563-09)
НАМИ-110 УХЛ1 (24218-08)
НАЛИ-СЭЩ-10 (38394-08)
«АЛЬФА А1800» (31857-06) -
A1802RAL-P4GB-DW-4
«АЛЬФА А1800» (31857-06) -
A1805RАL-P4GB-DW-4
«АЛЬФА А1800» (31857-06) -
A1805RL-P4GB-DW-4
ЛИМГ
РИ-3
25
24
RTU-325T-E2-M4-B8 (44626-10)
ПМОФ 90-888888/II Д132У3
SIEMENS MC35i
1
2
1
колодки испытательные
Разветвители интерфейсов
догрузочные резисторы для трансформато-
ров тока
догрузочные резисторы для трансформато-
ров напряжения
устройство сбора и передачи данных
пакетный переключатель
GSM-терминал
GSM антенна на магнитном основании с
усилением 5 дБ
Switch Ethernet 24 port Cisco Catalyst
2960-24TT
на базе Gilant SkyEdge PRO
1
спутниковый терминал VSAТ
преобразовательинтерфейса1-портовый
асинхронный RS-422/485 в Ethernet
устройство для защиты от импульсных пере-
напряжений цифр. интерфейса RS-485
оптический преобразователь для связи счет-
чиков
1
клавиатура
мышка оптическая
сетевой фильтр
источник бесперебойного питания
монитор для АРМ
1
1
HP dc5800 MT Core2Duo E8400,1GB
DDR2 PC6400,160GB SATA 3.0
HDD,DVD+/-RW,kbd/mse
opt,GigaLAN,DOS [KV517EA#ACB]
--
Pilot Pro
APC Smart-UPS SUA1000VA RMI 2U
ТFТ HP LА2205wg
HP 610 T5870/1Gb/160/DVDRW/15.6"
HD BV/Wi-Fi/BT/Cam/DOS HP
NX549EA
А4 HP LaserJet P2030
USB/RS-232, USB-Serial
НКУ МЕТРОНИКА МС-225
1
1
1
принтер лазерный
конвертор, адаптер
шкаф УССВ
шкаф АВР навесной дополнительного пита-
ния счетчиков 395x310x220 мм
шкаф учета, на базе Rittal TS 8 800x2000x600
мм
Лист № 14
всего листов 16
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
800х20х600 м
12
Rittal
.
DK
7920.740
шкаф
00
УСПД,
м
на базе Rittal TS 8
Rittal
,T
S 8614.680
секционная монтажная панель для TS Rittal
(700х500)
Meter Cat W 2.1
ПО АРМ АИИС КУЭ с лицензией на
40 счетчиков AC_PE_40
ПО для ручного сбора информации
AС_L Laptop
ПО для параметрирования счетчиков
п
рогра
ммн
ое
о
бе
спе
ч
ен
и
е
Системное ПО Windows XP Pro SP2
Russian
Программное обеспечение Office 2007
Win32 Russian CD
Запасные части, инструмент, приспособления и средства измерения (ЗИП)
A1802
R
А
L-
P4G
B-
D
W-
4
Счётчик электрической энергии и мощности
серии «АЛЬФА А1800»
блок питания
4
4
2
1
1
1
1
1
Изделия с ограниченным ресурсом
hager MСN302автоматический выключатель
hager MBN202
hager MBN206
Chinfa DRA 18-12
TRACOPOWER TSP 180-124
TRACOPOWER TSP-BCM24модуль контроллера батареи
TRACOPOWER TSP-BAT24-034батарея резервного питания
Pilot Proсетевой фильтр 220 В
Эксплуатационная документация
Б
ЕК
В
.422231.043.ИЗ
Руководство пользователя на АИИС КУЭ
ПС-110 кВ «ЛАУРА»
Инструкция по эксплуатации. Технологиче-
БЕКВ.422231.043.ИЭская инструкция на АИИС КУЭ ПС-110 кВ
«ЛАУРА»
Б
ЕК
В
.422231.043.ПФ
Паспорт-формуляр на АИИС КУЭ ПС-110
кВ «ЛАУРА»
БЕКВ.422231.043.В1
БЕКВ.422231.043.В2
Перечень входных сигналов и данных на
АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУРА»
Перечень выходных сигналов (документов)
на АИИС КУЭ ПС-110 кВ «ЛАУРА»
Инструкция по формированию и ведению
БЕКВ.422231.043.И4базы данных на АИИС КУЭ ПС-110 кВ
«ЛАУРА»
Б
ЕК
В
.422231.043.
М
И
Методика измерений на АИИС КУЭ ПС-110
кВ «ЛАУРА»
БЕКВ.422231.043.МПМетодика поверки
1
Поверка
осуществляется по методике поверки БЕКВ.422231.043 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)
ПС-110 кВ «Лаура». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Краснодарский ЦСМ»
в мае месяце 2011г.
Лист № 15
всего листов 16
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформато-
ры напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы
напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
Счетчик Альфа А1800 – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики
электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»,
утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325T – в соответствии с доку-
ментом «Методика поверки. Устройство сбора и передачи данных RTU-325T b RTU-325H.»
ДИЯМ.466215.005 МП., утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010г.
Сведения о методиках (методах) измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Лаура», Методика измерений количества
электрической энергии, БЕКВ.422231.043.МИ.
Нормативные и технические документы устанавливающие требования к системе авто-
матизированной, информационно-измерительной коммерческого учета электрической
энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Лаура»
ГОСТ 8.596-2002. ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения».
ГОСТ 22261-94«Средства измерений электрических и магнитных величин. Об-
щие технические условия».
ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005«Аппаратура для измерения электрической энергии пере-
менного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов
точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
МИ 2441-97. «Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие
требования».
БЕКВ.422231.043.РЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)ПС-110 кВ «Лаура».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Региональная инженерно-технологическая энерго-
компания – Союз» (ЗАО «РИТЭК – СОЮЗ»).
Юридический адрес: 350033, г.Краснодар, ул.Ставропольская, 2
Почтовый адрес: 350033, г.Краснодар, ул. Демуса, 50
Тел./факс: (861) 260-48-14
E-mail:
Лист № 16
всего листов 16
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУ
«
Краснодарский ЦСМ
»
Регистрационный номер № 30021-10, по Государственному реестру. 350040, г. Крас-
нодар, ул. Айвазовского, д. 104а. Тел.: (861)233-76-50, факс 233-85-86.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
М.п.«_____» __________2011г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 15052-97 | Счетчики количества тепловой энергии и массы теплоносителя для водяных систем теплоснабжения (теплосчетчики) | ТС-03 | ОАО "Арзамасский приборостроительный завод", г.Арзамас | 3 года | Перейти |
| 69967-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Талаховская ТЭС" | Нет данных | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 76721-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Дальний Восток" по НПС №23 | Нет данных | ООО "Транснефть - Дальний Восток", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 56874-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Ленинградская атомная станция" | Нет данных | ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 20482-00 | Установка измерительная для контроля и управления процессами термической очистки бурового шлама и нефтешлама | Нет данных | Фирма "Oiltools Incorporated", США | 1 год | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений