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 электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго" Нет данных, ГРСИ 52179-12
Номер госреестра:
52179-12
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО "Иркутскэнерго"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "Ирмет", г.Иркутск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 49245
об утверждении типа средства измерений
лист № 1
всего листов 15
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго» (далее по тексту - АИИС
КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), а
также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения полученной
информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов с
поставщиками и потребителями электроэнергии и оперативного управления потреблением
электроэнергией.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10),
представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-выполнениеизмерений30-минутныхприращенийактивнойиреактивной
электроэнергии (мощности);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной
дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и
от несанкционированного доступа;
- передачу в заинтересованные организации результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны серверов организаций-участников
оптового рынка электроэнергии к измерительно-вычислительному комплексу (далее – ИВК),
устройству сбора и передачи данных (далее – УСПД);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка аппаратных
ключей, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (коррекция времени). АИИС
КУЭ Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго» включает в себя следующие уровни:
1-йуровень:измерительно-информационныекомплексы(ИИК),включающие
трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения
(ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа
АЛЬФА класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии;
класса точности 0,5 и 1 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии; вторичные
измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, размещенные на
Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго» (г. Братск, Иркутской области) (22 точки измерений).
2-й уровень: информационно-вычислительный компонент электроустановки (ИВКЭ) на
базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, включающий технические
лист № 2
trial листов 15
средства приема-передачи данных, технические средства для разграничения доступа к
информации.
3-й уровень: измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) располагается в центре
сбораинформации(ЦСИ)ОАО«Иркутскэнерго».Данныйуровеньвключает
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, систему обеспечения
единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии, на базе устройства
синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места персонала
(АРМ) и специализированное программное обеспечение АльфаЦЕНТР АС_РЕ-30 (ГР № 44595-
10).
Принцип действия АИИС КУЭ Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго»: первичные токи и
напряжениявконтролируемойлиниипередачипреобразуютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям
связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике
мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным
значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются
соответствующие мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов
трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период
значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от
средней мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средние значения активной
(реактивной) электрических мощностей вычисляются как средние значения данных мощностей
при усреднении за 30 мин.
ЦифровойсигналсвыходовсчетчиковнаобъектахБратскойГЭС
ОАО «Иркутскэнерго» по шине интерфейса RS-422/485 поступает на входы УСПД, где
осуществляется хранение, накопление и передача результатовизмеренийв ИВК
ОАО «Иркутскэнерго» (сервер БД). Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ
предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485.
Все каналы связи являются защищенными и имеют ограниченный набор команд.
Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации
производится с помощью программного обеспечения в УСПД. Значения пересчетных
коэффициентов трансформации защищены от изменения путём включения в хэш-код
идентификационных признаков.
С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК)
ОАО «Иркутскэнерго», где проводится контроль достоверности измерительной информации.
Сигналы содержат информацию о результатах измерений 30-минутных приращений активной и
реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий УСПД и
счетчиковэлектроэнергии)ОАО«Иркутскэнерго».Временнаязадержкапоступления
информации не более 30 мин. По запросу возможно получение всей информации, хранящейся в
базе данных АИИС.
В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности
оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД предусмотрен сбор информации
непосредственно с электросчетчика, при помощи переносного инженерного пульта, с
последующей выгрузкой собранной информации в базу данных ИВК ОАО «Иркутскэнерго».
Сопряжение УСПД на объекте Братская ГЭС ОАО «Иркутскэнерго» с корпоративной
информационно-вычислительной сетью (КИВС) ОАО «Иркутскэнерго» и затем с ИВК
осуществляется посредством линий связи ОАО «Иркутскэнергосвязь», образуя основной канал
передачи данных. Резервный канал связи образован посредством коммутируемого соединения
(GSM модем).
На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной
информации, в частности расчет потерь электроэнергии, а также хранение и отображение
информации. Для контроля и мониторинга работы системы по присоединениям Братской ГЭС
ОАО «Иркутскэнерго» предусмотрены автоматизированные рабочие места (персональный
компьютер с принтером). По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где
предусмотреныавтоматизированный иоперативныйрежимыработыивыполняется
лист № 3
всего листов 15
предусмотренная программным обеспечением обработка измерительной информации, ее
формирование, оформление справочных и отчетных документов. Отчетные документы,
содержащие информацию о результатах 30-минутных приращениях активной и реактивной
электроэнергии и о состоянии средств измерений, передаются в вышестоящие организации и
смежные энергосистемы по основному и резервному каналам связи.
АИИС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на основе устройства
синхронизации системного времени (УССВ) (GPS-приемника сигналов точного времени),
которое автоматически корректирует часы ИВК. СОЕВ выполняет функцию синхронизации
внутренних часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ с обеспечением перехода на
"Зимнее" и "Летнее" время. Данная функция является централизованной. Корректировка часов на
уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней. На
уровне ИВК ОАО «Иркутскэнерго» установлено УССВ на базе GPS-приёмника HVS-35.
НастройкасистемныхчасовсервераБДИВКОАО«Иркутскэнерго»выполняется
непосредственно от GPS-приёмника с помощью программного обеспечения АС_Time,
входящего в
его комплект поставки, и синхронизирует
часы при расхождении более, чем на
±1с, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1с. Корректировка
внутренних часов УСПД (ИВКЭ) осуществляется по часам ИВК, коррекция времени
происходит в случае расхождения времени более чем на ±1с. Синхронизация часов УСПД
является функцией программного модуля – компонента внутреннего ПО УСПД. Внутренние
часы счетчиков электрической энергии (уровень ИИК) синхронизируются со временем в УСПД
(ИВКЭ) не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД
при расхождении ±2 с, и реализуется программным модулем заводского ПО в счетчике.
Возможна синхронизация часов счетчиков непосредственноот часовИВК
ОАО «Иркутскэнерго». Все действия по синхронизации внутренних часов отображаются и
записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней. Ход часов
компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков
электроэнергии, ПО УСПД и ПО сервера БД АИИС КУЭ. Программные средства сервера БД
АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему,
программы обработки текстовой
информации, сервисные программы, ПО систем управления
базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «АльфаЦЕНТР», ПО СОЕВ.
СоставиидентификационныеданныеПОАИИСКУЭБратскойГЭС
ОАО «Иркутскэнерго» приведены в табл. 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Наименование
программного
обеспечения
Наименование
программного
модуля
(идентификационное
наименование
программного
обеспечения)
файла
Номер
версии
Наименование
программ-
ного
обеспечения
Цифровой идентификатор
программного обеспечения
(контрольная сумма
исполняемого кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
Amrserver.exe
22262052a42d978c9c72f6a9
0f124841
Программа-
планировщик опроса
ПОи передачи данных
«АльфаЦЕНТР» (стандартный каталог
для всех модулей
C:\alphacenter\exe)
Драйвер ручного
опроса счётчиков иAmrc.exe
УСПД
12.05.01.01
58bd614e4eb1f0396e0baf54
c196324c
WinMD5
лист № 4
всего листов 15
Наименование
программного
обеспечения
Наименование
программного
модуля
(идентификационное
наименование
программного
обеспечения)
файла
Номер
версии
Наименование
программ-
ного
обеспечения
Цифровой идентификатор
программного обеспечения
(контрольная сумма
исполняемого кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
Драйвер
автоматического
опроса счётчиков и
УСПД
Amra.exe
6e650c8138cb81a299ade24c
1d63118d
Драйвер работы с БД
Cdbora2.dll
309bed0ed0653b0e6215013
761edefef
Encryptdll.dll
0939ce05295fbcbbba400eea
e8d0572c
Библиотека
шифрования пароля
счётчиков A1800
Библиотека
сообщений
планировщика
опросов
Alphamess.dll
b8c331abb5e34444170eee93
17d635cd
Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения
«АльфаЦЕНТР», которое функционирует на сервере ИВК. Интерфейс ПО содержит в себе
средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или
удаление результатов измерений. Программное обеспечение и конструкция счетчиков, УСПД и
сервера сбора данных после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от
несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть
ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной
модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания
из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений
метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Специальными
средствами защиты метрологически значимой части ПО и измеренных
данных от преднамеренных изменений являются:
- средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация
метрологически значимой trial ПО проверяется расчётом контрольной суммы для
метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);
- средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);
- средства управления доступом (пароли);
- средства защиты на физическом уровне (HASP-ключи).
УровеньзащитыпрограммногообеспеченияАИИСКУЭБратскойГЭС
ОАО «Иркутскэнерго» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню С по МИ 3286-2010.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР»,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет ±2
единицы младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов
организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
Метрологические и технические характеристики
Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ
Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго», с указанием непосредственно измеряемой величины,
наименования ввода, типов, заводских номеров и классов точности средств измерений,
входящих в состав ИК, представлены в таблице 2.
лист № 5
всего листов 15
Номер
ИК
Наименование
измеряемой
величины
Братская ГЭС
ОАО «Иркутскэнерго»
УСПД
Энергия активная, реактивная
календарное время,
интегрированная активная и
реактивная мощность
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 10000/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 15000/√3/100/√3
Напряжение первичное,U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1R-4-AL-С29-T+
ГР № 14555-02
Зав. № 01105356
300000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 10000/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 15000/√3/100/√3
Напряжение первичное,U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1R-4-AL-С29-T+
ГР № 14555-02
Зав. № 01105357
300000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 10000/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 15000/√3/100/√3
Напряжение первичное,U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1R-4-AL-С29-T+
ГР № 14555-02
Зав. № 01105358
300000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 10000/5
300000
Ток первичный, I
1
Таблица 2 – Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав
АИИС КУЭ Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго»
Канал измерений
Средство измерений
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
класс точности,
коэффициент
передачи
заводские номера
Вид СИ,
Обозначение типа СИ,
Ктт·
№ Госреестра СИ РФ,
Ктн
RTU-325-E-512-M3-B8-G
ГР № 19495-03
Зав. № 1113
ТШЛ 20
ГР № 1837-63
Зав. № 1394 (фаза А)
Зав. № 1003 (фаза В)
Зав. № 397 (фаза С)
ЗНОМ-15-63
ГР № 1593-70
Зав. № 595 (фаза А)
Зав. № 208 (фаза В)
Зав. № 550 (фаза С)
1ГГ-1
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
ТШЛ 20
ГР № 1837-63
Зав. № 1448 (фаза А)
Зав. № 1440 (фаза В)
Зав. № 1451 (фаза С)
ЗНОМ-15-63
ГР № 1593-70
Зав. № 201А1 (фаза А)
Зав. № 201 (фаза В)
Зав. № 215 (фаза С)
2ГГ-2
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
ТШЛ 20
ГР № 1837-63
Зав. № 1329 (фаза А)
Зав. № 1401 (фаза В)
Зав. № 1324 (фаза С)
ЗНОМ-15-63
ГР № 1593-70
Зав. № 589 (фаза А)
Зав. № 10169 (фаза В)
Зав. № 567 (фаза С)
3ГГ-3
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
4ГГ-4
ТШЛ 20
ГР № 1837-63
Зав. № 645 (фаза А)
Зав. № 632 (фаза В)
Зав. № 634 (фаза С)
лист № 6
всего листов 15
Номер
ИК
Наименование
измеряемой
величины
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 15000/√3/100/√3
Напряжение первичное,U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1R-4-AL-С29-T+
ГР № 14555-02
Зав. № 01105359
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 10000/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 15000/√3/100/√3
Напряжение первичное,U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1R-4-AL-С29-T+
ГР № 14555-02
Зав. № 01105360
300000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 10000/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 15000/√3/100/√3
Напряжение первичное,U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1R-4-AL-С29-T+
ГР № 14555-02
Зав. № 01105361
300000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 10000/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 15000/√3/100/√3
Напряжение первичное,U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1R-4-AL-С29-T+
ГР № 14555-02
Зав. № 01105363
300000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 10000/5
300000
Ток первичный, I
1
Канал измерений
Средство измерений
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
класс точности,
коэффициент
Вид СИ,
Обозначение типа СИ,
К
т
т·
№ Госреестра СИ РФ,
Ктн
передачи
заводские номера
ЗНОМ-15-63
ГР № 1593-70
Зав. № 557 (фаза А)
Зав. № 599 (фаза В)
Зав. № 596 (фаза С)
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
ТШЛ 20
ГР № 1837-63
Зав. № 1281 (фаза А)
Зав. № 1562 (фаза В)
Зав. № 1568 (фаза С)
ЗНОМ-15-63
ГР № 1593-70
Зав. № 568 (фаза А)
Зав. № 591 (фаза В)
Зав. № 560 (фаза С)
5ГГ-5
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
ТШЛ 20
ГР № 1837-63
Зав. № 1577 (фаза А)
Зав. № 1563 (фаза В)
Зав. № 1006 (фаза С)
ЗНОМ-15-63
ГР № 1593-70
Зав. № 590 (фаза А)
Зав. № 387 (фаза В)
Зав. № 589 (фаза С)
6ГГ-6
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
ТШЛ 20
ГР № 1837-63
Зав. № 1051 (фаза А)
Зав. № 2785 (фаза В)
Зав. № 1306 (фаза С)
ЗНОМ-15-63
ГР № 1593-70
Зав. № 14177 (фаза А)
Зав. № 14176 (фаза В)
Зав. № 14059 (фаза С)
7ГГ-7
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
8ГГ-8
ТШЛ 20
ГР № 1837-63
Зав. № 4295 (фаза А)
Зав. № 4291 (фаза В)
Зав. № 4303 (фаза С)
лист № 7
всего листов 15
Номер
ИК
Наименование
измеряемой
величины
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 15000/√3/100/√3
Напряжение первичное,U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1R-4-AL-С29-T+
ГР № 14555-02
Зав. № 01105362
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 10000/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 15000/√3/100/√3
Напряжение первичное,U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1R-4-AL-С29-T+
ГР № 14555-02
Зав. № 01105371
300000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 10000/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 15000/√3/100/√3
Напряжение первичное,U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1R-4-AL-С29-T+
ГР № 14555-02
Зав. № 01105372
300000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 600/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/100
НТМИ-6
ГР № 50058-12
Зав. № 504
Напряжение первичное,U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1R-4-AL-С29-T+
ГР № 14555-02
Зав. № 01105370
7200
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 2000/5
40000
Ток первичный, I
1
Канал измерений
Средство измерений
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
класс точности,
коэффициент
Вид СИ,
Обозначение типа СИ,
К
т
т·
№ Госреестра СИ РФ,
Ктн
передачи
заводские номера
ЗНОМ-15-63
ГР № 1593-70
Зав. № 290 (фаза А)
Зав. № 297 (фаза В)
Зав. № 291 (фаза С)
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
ТШЛ 20
ГР № 1837-63
Зав. № 432 (фаза А)
Зав. № 447 (фаза В)
Зав. № 340 (фаза С)
ЗНОМ-15-63
ГР № 1593-70
Зав. № 252 (фаза А)
Зав. № 208 (фаза В)
Зав. № 167 (фаза С)
9ГГ-16
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
ТШЛ 20
ГР № 1837-63
Зав. № 272 (фаза А)
Зав. № 205 (фаза В)
Зав. № 233 (фаза С)
ЗНОМ-15-63
ГР № 1593-70
Зав. № 185 (фаза А)
Зав. № 187 (фаза В)
Зав. № 174 (фаза С)
10ГГ-17
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
ТОЛ-10УТ
ГР № 38395-08
Зав. № 50198 (фаза А)
Зав. № 39356 (фаза В)
Зав. № 22834 (фаза С)
21Т
(ОРУ 500 кВ,
11КРУ ЩБ
1С 6кВ,
яч. 3)
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
22Т
12(ОРУ 500 кВ,
яч. МВ 22Т)
ТПОЛ-10
ГР № 1261-08
Зав. № 14987 (фаза А)
Зав. № 14364 (фаза В)
Зав. № 14740 (фаза С)
лист № 8
всего листов 15
Номер
ИК
Наименование
измеряемой
величины
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 10000/100
НТМИ-10
ГР № 50058-12
Зав. № 343
Напряжение первичное,U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1R-4-AL-С29-T+
ГР № 14555-02
Зав. № 01105371
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 600/5
Ток первичный, I
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1805RLQ- P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 1246924
120
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 600/5
Ток первичный, I
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1805RLQ- P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 1246925
120
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 600/5
Ток первичный, I
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1805RLQ- P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 1246926
120
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 600/5
Ток первичный, I
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1805RLQ- P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 1246927
120
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 600/5
Ток первичный, I
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1805RLQ- P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 1246928
120
Канал измерений
Средство измерений
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
класс точности,
коэффициент
Вид СИ,
Обозначение типа СИ,
К
т
т·
№ Госреестра СИ РФ,
Ктн
передачи
заводские номера
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
СТ 6/600
ГР № 26070-06
Зав. № 09798 (фаза А)
Зав. № 47479 (фаза В)
Зав. № 09784 (фаза С)
13ТСН-1
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
СТ 6/600
ГР № 26070-06
Зав. № 94349 (фаза А)
Зав. № 94320 (фаза В)
Зав. № 097803 (фаза С)
14ТСН-2
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
СТ 6/600
ГР № 26070-06
Зав. № 83281 (фаза А)
Зав. № 83287 (фаза В)
Зав. № 83238 (фаза С)
15ТСН-3
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
СТ 6/600
ГР № 26070-06
Зав. № 83279 (фаза А)
Зав. № 83278 (фаза В)
Зав. № 83268 (фаза С)
16ТСН-4
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
СТ 6/600
ГР № 26070-06
Зав. № 33421 (фаза А)
Зав. № 33396 (фаза В)
Зав. № 94339 (фаза С)
17ТСН-5
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
лист № 9
всего листов 15
Номер
ИК
Наименование
измеряемой
величины
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 600/5
Ток первичный, I
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1805RLQ- P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 1246929
120
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 600/5
Ток первичный, I
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1805RLQ- P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 1246930
120
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 600/5
Ток первичный, I
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1805RLQ- P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 1246931
120
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 600/5
Ток первичный, I
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
A1805RLQ- P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 1246932
120
Канал измерений
Средство измерений
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
класс точности,
коэффициент
Вид СИ,
Обозначение типа СИ,
К
т
т·
№ Госреестра СИ РФ,
Ктн
передачи
заводские номера
СТ 6/600
ГР № 26070-06
Зав. № 09830 (фаза А)
Зав. № 09782 (фаза В)
Зав. № 09832 (фаза С)
18ТСН-6
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
СТ 6/600
ГР № 26070-06
Зав. № 33409 (фаза А)
Зав. № 94313 (фаза В)
Зав. № 09802 (фаза С)
19ТСН-7
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
СТ 6/600
ГР № 26070-06
Зав. № 94318 (фаза А)
Зав. № 94314 (фаза В)
Зав. № 94309 (фаза С)
20ТСН-8
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
СТ 6/600
ГР № 26070-06
Зав. № 83212 (фаза А)
Зав. № 83303 (фаза В)
Зав. № 83255 (фаза С)
Ввод 15,75 кВ
трансформатора
2116Т
(РУСН-0,4 кВ
ТСН-16)
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Календарное время
Энергия активная, реактивная
Мощность активная, реактивная
Коэффициент мощности
Частота
трансформатора
(РУСН-0,4 кВ
К =1
120
Календарное время
СТ 6/600
ТТГР № 26070-06
Ввод 15,75 кВ
КТ 0,5Зав. № 33432 (фаза А)
Ток первичный, I
1
К
ТТ
= 600/5Зав. № 94316 (фаза В)
Зав. № 94308 (фаза С)
2217Т
Ток вторичный, I
2
Счетчик A1805RLQ- P4G-DW-4
Напряжение вторичное,U
2
ТСН-17)
КТ 0,5S (А)/1 (R)ГР № 31857-11
Энергия активная, реактивная
СЧ
Мощность активная, реактивная
R=5000имп/кВт(квар)·чЗав. № 1246935
Коэффициент мощности
Частота
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
табл. 2. Допускается
замена УСПД на однотипный утвержденного
типа. Замена оформляется
актом в установленном «Росстандарт», ОАО «Иркутскэнерго» порядке. Актхранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
лист № 10
всего листов 15
1. Надежность применяемых в системе компонентов:
-ИИК:- электросчётчики:
- Альфа А1800 (параметры надежности: То не менее 120000час; tв не
более 2 часов);
- АЛЬФА (параметры надежности: То не менее 50000час; tв не более 2 час);
- ИВКЭ:
-УСПД RTU-325L (параметры надежности То не менее 100000 ч; tв не более 24 ч);
- ИВК:
-Сервер БД, коммутатор (параметры надежности Кг не менее 0,99; tв не более 1ч);
- СОЕВ:
- устройство синхронизации системного времени (УССВ) (К
Г
не менее 0,95; tв не
более 168 ч).
Надежность системных решений:
- резервирование питания:
-
УСПД с помощью ИБП;
-
счетчиков с помощью дополнительного питания;
- резервирование каналов связи:
- ИИК-ИВКЭ: резервный канал связи – резервные жилы кабеля интерфейса RS-
485;
- ИВКЭ-ИВК: резервный канал связи – коммутируемое соединение (GSM);
- резервирование информации:
-
наличие резервных баз данных;
-
наличие перезагрузки и средств контроля зависания;
-
резервирование сервера;
- диагностика:
- в журналах событий фиксируются факты:
-журнал счётчика:
- дата и время отключения и включения питания;
- даты и времени корректировки времени;
- даты и времени ручного сброса мощности;
- даты и времени параметрирования;
- журнал УСПД:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывов электропитания;
- потери и восстановление связи со счетчиками;
- программных и аппаратных перезапусков;
- корректировки времени в УСПД и каждом счетчике;
- изменения ПО и перепараметрирования УСПД;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ:
- удаленный доступ:
-
возможность съема информации со счетчика автономным способом;
-
визуальный контроль информации на счетчике;
Организационные решения:
- наличие ЗИП;
- наличие эксплуатационной документации.
2. Защищённость применяемых компонентов:
- пломбирование:
-ИИК:
- электросчётчика;
- вторичных цепей:
- испытательных коробок;
- ИВКЭ:
- УСПД;
лист № 11
всего листов 15
Активная электроэнергия и мощность
№№
ИК
1 – 12
13 –
22
Реактивная электроэнергия и мощность
№№
ИК
0,8/0,6
13 –
22
0,5/0,87
-ИВК:
- сервера;
- наличие защиты на программном уровне:
- информации:
- использование электронной цифровой подписи при передаче результатов
измерений;
- при параметрировании:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер;
- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС.
3. Глубина хранения информации (профиля):
- ИИК: – электросчетчики Альфа А1800 имеют энергонезависимую память для хранения
профиля нагрузки с получасовым интервалом данных по активной и реактивной
электроэнергииснарастающимитогомзапрошедшиймесяц,атакже
запрограммированных параметров (функция автоматизирована) по 4-м каналам – на
глубину 180 дней;
–электросчетчики АЛЬФА имеют энергонезависимую память для хранения
профиля нагрузки с получасовым интервалом данных по активной и реактивной
электроэнергииснарастающимитогомзапрошедшиймесяц,атакже
запрограммированных параметров (функция автоматизирована) по 4-м каналам – на
глубину 63 дня;
- ИВКЭ:
– УСПД RTU-325L - суточных данных о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу не менее 15 суток и электропотребление за
месяц по каждому каналу – 18 месяцев, сохранение информации при отключении
питания – не менее 5 лет (функция автоматизирована);
- ИВК: – сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за
весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).
Таблица 3 – Границы интервала относительной погрешности ИК при доверительной
вероятности 0,95 при измерении электроэнергии в рабочих условиях применения СИ
Класс
точности
ТТТН Сч.
Знач
cos
j
±
d
2%P
, [ %]
для диапазона
W
P2%
£
W
Pизм
<W
P5%
±
d
5%P
, [ %]
для диапазона
W
P5%
£
W
Pизм
<W
P20%
±
d
20%P
, [ %] ±
d
100%P
, [ %]
для диапазона для диапазона
W
P20%
£
W
Pизм
< W
P100%
W
P100%
£
W
Pизм
< W
P120%
0,5 0,5 0,2S
0,50,5 0,5S
1,0 не нормируют1,91,21,0
0,8 не нормируют 2,9 1,7 1,4
0,5 не нормируют 5,5 3,0 2,3
1,0 не нормируют 2,21,6 1,5
0,8 не нормируют3,12,11,8
0,5 не нормируют5,63,22,6
точности
Знач.
cos
j
/sin
j
Класс
±
d
2%Q
, [ %]±
d
5%Q
, [ %]±
d
20%Q
, [ %]±
d
100%Q
, [ %]
для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона
ТТ ТН Сч.
W
Q2%
£
W
Qизм
<W
Q5%
W
Q5%
<W
Qизм
£
W
Q20%
W
Q20%
<W
Qизм
£
W
Q100%
W
Q100%
<
W
Qизм
£
W
Q120%
не нормируют4,52,72,2
1 – 12 0,5 0,5
0,8/0,6
0,5
0,5/0,87
не нормируют2,92,01,8
не нормируют5,53,93,6
0,5
0,5
1
не нормируют4,13,43,2
лист № 12
всего листов 15
Примечания:
1) Характеристики погрешности ИК даны для измерения 30-минутных приращений
электроэнергии и средней мощности;
2) Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02)Uном; ток (1 – 1,2)Iном, cosφ = 1;
- температура окружающей среды (20±5) °С;
3) Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1)Uном; ток (0,05 – 1,2)Iном, cosφ = 0,5инд – 1;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от
минус 50 до +45°С, для счетчиков от минус 40 до +60 °С (+55°С – для счетчиков
АЛЬФА), для УСПД от минус 25 до +60 °С;
4) В Табл. 3 приняты следующие обозначения:
W
Р2%
(W
Q2%
) – значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);
W
Р5%
(W
Q5%
) – значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;
W
Р20 %
(W
Q20%
) – значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;
W
Р100%
(W
Q100%
) – значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);
W
Р120%
(W
Q120%
) – значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная
нагрузка).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации
наСистему автоматизированную информационно-измерительную коммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго»
№Наименование№ Госреестра СИ РФ
Класс точности СИ,
количество, шт.
1.Основные измерительные средства учета электроэнергии и мощности
1.1Измерительные трансформаторы тока
1.1.1ТШЛ-20
1.1.2ТОЛ-10УТ
1.1.3ТПОЛ-10
1.1.4СТ 6/600
ГР № 1837-63
ГР № 38395-08
ГР № 1261-08
ГР № 26070-04
КТ 0,5 (30 шт.)
КТ 0,5 (3 шт.)
КТ 0,5 (3 шт.)
КТ 0,5 (30 шт.)
1.2Измерительные трансформаторы напряжения
1.2.1ЗНОМ-15-63
1.2.2НТМИ-6
1.2.3НТМИ-10
ГР № 1593-70
ГР № 2611-70
ГР № 2611-70
КТ 0,5 (30 шт.)
КТ 0,5 (1 шт.)
КТ 0,5 (1 шт.)
1.3Счетчики электроэнергии трехфазные многофункциональные
1.3.1A1R-4-AL-С29-T+
1.3.2А1805RLQ-P4G-DW-4
ГР № 14555-02
ГОСТ Р 52323-2005
ГР № 31857-11
ГОСТ Р 52323-2005
КТ0,2S(А) по ГОСТ
52323-2005
0,5(R) по ГОСТ Р52425-2005(12шт)
КТ0,5S(А) по ГОСТ Р52323-2005
1(R) по ГОСТ Р 52425-2005 (10шт)
лист № 13
всего листов 15
Вспомогательные технические компоненты
2.6
2.7
2 шт.
Программные компоненты
3
Программное обеспечение,
установленное на
компьютере
типа IBM PC
ГР № 44595-10
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
№Наименование№ Госреестра СИ РФ
Класс точности СИ,
количество, шт.
1.4Комплекс аппаратно-программных средств
1.4.1RTU-325-E-512-M3-B8-GГР № 19495-03
сбор измерительной информации
от счетчиков (1 шт.)
2Средства вычислительной техники и связи
2.1
2.2
2.3
2.5
- 1 шт.
- 1 шт.
1 шт.
-5 шт.
-2 шт.
Сервер базы данных
Маршрутизатор Cisco
Модем Siemens ТС35I
Меdia конвертор
Источник бесперебойного
питания (ИБП) UPS
Модули защиты trial от
перенапряжений
ПО Microsoft Windows
ПО «Альфа-Центр»
ПО «MeterCat»,
«
ALPHAPLUS_AP
»
для конфигурации и опроса
счетчиков
ПО AC_LaрTop – для ноутбука
Эксплуатационная документация
-1 экз.
-1 экз.
-1 экз.
-1 экз.
-1 экз.
-1 экз.
Руководство пользователя
АИИС КУЭ Братской ГЭС
ОАО «Иркутскэнерго»
Паспорт-формуляр АИИС
КУЭ Братской ГЭС
ОАО «Иркутскэнерго»
Технологическая
инструкция АИИС КУЭ
Братской ГЭС ОАО
«Иркутскэнерго»
Инструкция по
формированию и ведению
базы данных АИИС КУЭ
Братской ГЭС
ОАО «Иркутскэнерго»
Инструкция по
эксплуатации АИИС КУЭ
Братской ГЭС ОАО
«Иркутскэнерго»
Методика поверки АИИС
КУЭ Братской ГЭС
ОАО «Иркутскэнерго»
Техническая документация
на комплектующие изделия
-1 комплект
лист № 14
всего листов 15
Поверка
осуществляется по документу: «Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго».
Методикаповерки»МП003-2012,утвержденномуВосточно-Сибирскимфилиалом
ФГУП «ВНИИФТРИ» в декабре 2012 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88; -
средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с документом:
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные АЛЬФА А1800.
Методика поверки МП-2203-0042-2006», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И.
Менделеева», 2006 г.; «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
типа АЛЬФА. Методика поверки» ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», 2004 г.;
- средства поверки устройств сбора и передачи данных RTU-325L в соответствии с
документом: «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки
ДИЯМ 466453.005МП.», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС», в 2008 г.;
- переносной инженерный пульт – ноутбук с ПО и оптический преобразователь для
работы со счетчиками системы;
- Радиочасы МИР РЧ-01 (приемник, принимающий сигналы службы точного времени)
(ГР № 27008-04);
- Программный пакет АльфаЦЕНТР АС_SE, терминальная программа «ZOC» для RTU
325L; ПО «MeterCat», «ALPHAPLUS_AP» для конфигурации и опроса счетчиков Альфа А1800
и АЛЬФА.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества
электрическойэнергии(мощности)сиспользованиемАИИСКУЭБратскойГЭС
ОАО «Иркутскэнерго». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 23-
01.00294-2012 от 6.12.2012 г.
системе
учета
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
электроэнергии (АИИС КУЭ) Братской ГЭС ОАО «Иркутскэнерго»:
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизирован-
ные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
РМГ 51-2002 «ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные
положения».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ Р 51841-2001 Программируемые контроллеры. Общие технические требования и
методы испытаний.
ГОСТ Р 52323-2005 Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные.
Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
лист № 15
всего листов 15
системуавтоматизированную
электроэнергии(АИИСКУЭ)
информационно-
Братской ГЭС
Техническаядокументацияна
измерительную коммерческого учета
ОАО «Иркутскэнерго».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ЗАО «ИРМЕТ»
Юридический адрес: 664050, г. Иркутск, ул. Байкальская, 239, корп. 26А.
Для почтовых отправлений: 664075, г. Иркутск, а/я 3857.
Тел. (3952) 500-317; Тел/факс (3952) 225-303
Интернет адрес:
E-mail:
Испытатель
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «Всероссийский НИИ физико-
технических и радиотехнических измерений» (ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ») (Восточно-
Сибирский филиал). Аттестат аккредитации № 30002-08.
664056, г. Иркутск, ул. Бородина, 57,
тел/факс: (3952) 46-83-03, факс: (3952) 46-38-48
Интернет адрес:
;
E-mail:
Заместитель Руководителя
Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии_________________________________ Ф.В. Булыгин
М.п.«________»________________________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 51997-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ "Заря" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 58719-14 | Анализаторы качества электроэнергии | SO-52v11-eME-x | Производственно-Исследовательский Кооператив Микропроцессорных Систем Автоматики "MIKRONIKA", Польша | 5 лет | Перейти |
| 84078-21 | Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1255 | Обозначение отсутствует | Акционерное общество "Транснефть-Метрология" (АО "Транснефть-Метрология"), г. Москва | 1 год | Перейти |
| 81294-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ "Северная" | - | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 19050-99 | Система для измерения геометрических параметров заглушек автоматизированная | Нет данных | Конструкторско-технологический институт научного приборостроения Сибирского отделения Российской академии наук (КТИ НП СО РАН), г.Новосибирск | 6 месяцев | 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