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
Каналы измерительные ячейки № 4, ячейки № 5 и ячейки № 8 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 500 кВ "Дальневосточная" Нет данных, ГРСИ 52531-13
Номер госреестра:
52531-13
Наименование СИ:
Каналы измерительные ячейки № 4, ячейки № 5 и ячейки № 8 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 500 кВ "Дальневосточная"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Эльстер Метроника", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
на 3 шт. с зав.№ 204/1, 204/2, 204/3
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 49628
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Каналы измерительные ячейки № 4, ячейки № 5 и ячейки № 8 ОРУ-220 кВ
АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Дальневосточная»
Назначение средства измерений
Каналы измерительные ячейки № 4,
ячейки № 5 и ячейки № 8 ОРУ-220 кВ АИИС
КУЭ ПС 500 кВ «Дальневосточная» (далее – ИК АИИС КУЭ) предназначены для измерения
активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и
отображения полученной информации. Полученная информация может быть использована
длятехническогоучётаэлектрическойэнергиинаприсоединенияхВЛ220кВ
«Дальневосточная – Спасск», ВЛ 220 кВ «Дальневосточная – НПС-40» и ВЛ 220 кВ
«Дальневосточная – НПС-41» объекта филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - Приморское ПМЭС
ПС
500 кВ «Дальневосточная» соответственно.
Описание средства измерений
ИК АИИС КУЭ собраны на ПС 500 кВ «Дальневосточная», территориально
расположенной возле с. Орехово Черниговского района Приморского края, имеют
многофункциональную, многоуровневую структуру.
ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень – информационно-измерительные комплексы (ИИК), включают в себя
измерительныетрансформаторытока(ТТ)классаточности0,2S,измерительные
трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5, счетчики активной и реактивной
электроэнергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии) и
класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и
технические средства каналов передачи данных;
2-ой уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
созданный на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр СИ РФ №
19495-03, зав. № 000616), автоматизированного рабочего места (АРМ) персонала,
источника бесперебойного питания и технических средств приема-передачи данных;
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЦСОД
филиала «ФСК ЕЭС»
МЭС Востока, включает в себя сервер базы данных (БД), источники
бесперебойного питания, АРМ персонала ИВК и технических средств приема-передачи
данных.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям
связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В
счетчиках
мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в
цифровой сигнал. По
мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах
счетчиков 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.
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 счетчиков по
цифровымвыходаминтерфейсаRS-485.Полученнаяинформациязаписываетсяв
энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и
Лист № 2
Всего листов 9
мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной
информации, ее
накопление и передача накопленных данных по основному или резервным
каналам передачи данных на верхний уровень системы (сервер БД ИВК), а также отображение
информации по подключенным к УСПД ИВКЭ устройствам. В качестве основного канала
связи используется канал связи по выделенной оптоволоконной линии связи (ВОЛС). В
качестве первого резервного канала передачи данных использован коммутируемый канал
передачи данных ЦАТС через телефонную сеть связи общего пользования (ТфССОП), а в
качестве второго резервного канала передачи данных – коммутируемый канал сотовой связи
стандарта GSM 900/1800 МГц.
Информация со счётчиков может быть считана как дистанционно через интерфейс
RS-485, так и в ручном режиме управления через встроенные оптопорты счётчиков, с
помощью переносного инженерного пульта оборудованного оптическим преобразователем
для работы со счетчиками электрической энергии.
Сервер БД ИВК, установленный в ЦСОД филиала «ФСК ЕЭС» МЭС Востока 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 ИК АИИС КУЭ, в частности резервное копирование, формирование и хранение
поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Программноеобеспечение(ПО)ИК АИИСКУЭна базе«АльфаЦЕНТР»
функционирует на нескольких уровнях:
·
программное обеспечение счетчиков;
·
программное обеспечение УСПД;
·
программное обеспечение АРМ персонала;
·
программное обеспечение сервера БД ИВК;
·
программное обеспечение инженерного пульта.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных,
получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в
удобном для анализа и отчетности виде.
ИК АИИС КУЭ оснащены системой обеспечения единого времени (СОЕВ),
созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ, подключенного к
УСПД ИВКЭ. Время встроенных часов УСПД ИВКЭ синхронизировано с единым
календарным временем, которое передается через приёмник сигналов точного времени от
спутниковглобальнойсистемыпозиционирования-GPS,сличениеежесекундное,
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 счетчиков 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 ИК АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
корректировке.
Лист № 3
Всего листов 9
Программное обеспечение
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Наименование
ПО
Идентификационное
наименование ПО
(Наименование
программного
модуля)
Наименование файла
Номер версии
(идентификационный
номер) ПО
Цифровой
идентификатор ПО
(контрольная сумма
исполняемого кода)
Алгоритм вычисления
цифрового
идентификатора ПО
amrserver.exe
e357189aea0466e9
8b0221dee68d1e12
amrc.exe
amra.exe
драйвер работы с БД
cdbora2.dll
encryptdll.dll
0939ce05295fbcbb
ba400eeae8d0572c
ПО «АльфаЦЕНТР»
alphamess.dll
11.07.01.01
745dc940a67cfeb3
a1b6f5e4b17ab436
Программа –
планировщик опроса и
передачи данных
драйвер ручного опроса
счетчиков и УСПД
драйвер
автоматического опроса
счетчиков и УСПД
Библиотека шифрования
пароля счетчиков
A1700, A1140
библиотека сообщений
планировщика опросов
b8c331abb5e34444
170eee9317d635cd
ed44f810b77a6782
abdaa6789b8c90b9
MD5
0ad7e99fa26724e6
5102e215750c655a
·
ПО «АльфаЦЕНТР» внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплексов
измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» за № 44595-
10;
·
Предел допускаемой абсолютной погрешности при измерении электрической
энергии и средней мощности в ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической
обработки измерительной информации, поступающей от счётчиков, составляет не более ± 1
единицы младшего разряда 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»;
·
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений –
уровень «С».
Лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Составинформационно-измерительныхкомплексовиметрологические
характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2.1 и 2.2.
Таблица 2.1 – Состав информационно-измерительных комплексов ИК АИИС КУЭ
Состав информационно-измерительного комплекса
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
18
ПС 500 кВ «Дальневосточная»,
ОРУ 220 кВ, яч. № 5 ВЛ 220 кВ
«Дальневосточная - НПС-40»
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
№ 01225239
440000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
19
ПС 500 кВ «Дальневосточная»,
ОРУ 220 кВ, яч. № 8 ВЛ 220 кВ
«Дальневосточная - НПС-41»
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
№ 01225241
440000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Канал
измерений
Номер ИК
Наименование объекта
учета, диспетчерское
наименование
присоединения
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
12
№ Госреестра СИ
3
4
567
ТНТН
КТ = 0,2S
Ктт = 1000/5
№ 23747-02
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
№ 14626-95
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
№ 14626-95
АCA-245
ВCA-245
СCA-245
А НКФ-220-58 У1
В НКФ-220-58 У1
С НКФ-220-58 У1
А НКФ-220-58 У1
В НКФ-220-58 У1
С НКФ-220-58 У1
№ 11006215/4
№ 11006215/5
№ 11006215/6
№ 16068
№ 15436
№ 16222
№ 16212
№ 13247
№ 16226
Счетчик
2С1С
ТТ
ТНТН
КТ = 0,2S
Ктт = 1000/5
№ 23747-02
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
№ 14626-95
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
№ 14626-95
АCA-245
ВCA-245
СCA-245
А НКФ-220-58 У1
В НКФ-220-58 У1
С НКФ-220-58 У1
А НКФ-220-58 У1
В НКФ-220-58 У1
С НКФ-220-58 У1
№ 11017013/1
№ 11017013/2
№ 11017013/3
№ 16068
№ 15436
№ 16222
№ 16212
№ 13247
№ 16226
Счетчик
2С1С
ТТ
Лист № 5
Всего листов 9
Продолжение таблицы 2.1
Счетчик
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
№ 01225240
ТТ
ТН
1С
ТН
2С
123
КТ = 0,2S
Ктт = 1000/5
№ 23747-02
КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
№ trial-95 КТ=0,5
Ктн=220000:√3/100:√3
№ 14626-95
4
АCA-245
ВCA-245
СCA-245
А НКФ-220-58 У1
В НКФ-220-58 У1
С НКФ-220-58 У1
А НКФ-220-58 У1
В НКФ-220-58 У1
С НКФ-220-58 У1
567
№ 11006215/1
№ 11006215/2
№ 11006215/3
№ 16068
№ 15436
№ 16222
№ 16212
№ 13247
№ 16226
20
ПС 500 кВ «Дальневосточная»,
ОРУ 220 кВ, яч. № 4 ВЛ 220 кВ
«Дальневосточная – Спасск»
440000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное 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 электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
2.Допускается замена измерительных трансформаторов тока и напряжения,
счетчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.1;
3.Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа.
Таблица 2.2 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
cos
j
= 1,0
cos
j
= 0,866/
sin
j
= 0,5
cos
j
= 0,8/
sin
j
= 0,6
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
= 0,5/
sin
j
= 0,866
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
Границы относительной погрешности измерений активной
и реактивной электрической энергии при индуктивной
нагрузке для доверительной вероятности P=0,95
Относительная
погрешность ИК в рабочих
условиях (±
d
), %
Основная относительная
погрешность ИК (±
d
), %
№№ ИКДиапазон тока
0,05 I
н1
≤ I
1
<
0,1 I
н1
18-20
0,1 I
н1
≤ I
1
<
0,2 I
н1
1,1 - - -
- - - -
1,1 1,2 1,3 2,1
- 2,7 2,3 1,6
0,8 0,9 1,0 1,7
- 1,8 1,6 1,2
0,7 0,9 0,9 1,5
- 1,7 1,4 1,0
0,7 0,8 0,9 1,4
- 1,5 1,3 1,0
0,7 0,8 0,9 1,4
- 1,5 1,3 0,9
1,4 - - -
- - - -
1,4 1,6 1,7 2,6
- 6,1 5,3 4,2
1,2 1,4 1,5 2,2
- 3,6 3,3 2,8
1,2 1,4 1,5 2,2
- 2,9 2,7 2,3
1,1 1,3 1,4 2,1
- 2,5 2,4 2,1
1,1 1,3 1,4 2,1
- 2,4 2,2 2,1
Лист № 6
Всего листов 9
Примечания:
1.ХарактеристикиотносительнойпогрешностиИКданыдляизмерения
электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2.В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы
интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3.Нормальные условия:
-
параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) U
ном
; ток (0,01 - 1,2) I
ном
, 0,5
инд.
≤ cosφ
≥ 0,8
емк.
; частота - (50
±
0,15) Гц;
-
температура окружающей среды (23 ± 2) °С
-
магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков), не более - 0,05
мТл.
4.Рабочие условия:
-
параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) U
ном
; ток (0,01 - 1,2) I
ном
; 0,5
инд.
≤ cosφ ≤
1; частота - (50
±
0,4) Гц;
-
допускаемая температура окружающей среды: для измерительных ТТ и ТН в
зависимости от вида климатического исполнения и категории по ГОСТ 15150-69; для
счетчиков от минус 40 до 65 °С, для УСПД от минус 40 до 85 °С; для сервера БД ИВК от 15 до
30 °С;
-
магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков), не более -
0,5
мТл.
Надежность применяемых в ИК АИИС КУЭ компонентов:
·
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок
службы не менее 25 лет, среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 300000 ч.;
·
электросчетчиков – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 120000 ч.;
·
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 40000 ч., среднее время
восстановления работоспособности не более t
в
= 24 ч.;
·
сервера БД ИВК - коэффициент готовности не менее К
Г
= 0,99 ч., среднее время
восстановления работоспособности не более t
в
= 1 ч.
Надежность системных решений:
·
Применениеконструкцииоборудованияиэлектрическойкомпоновки,
отвечающих требованиям IEC – Стандартов;
·
Стойкость к электромагнитным воздействиям;
·
Ремонтопригодность;
·
Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
·
Функции контроля процесса работы и средства диагностики ИК АИИС КУЭ;
·
Резервирование электропитания оборудования ИК АИИС КУЭ.
Регистрация событий:
·
журнал событий счетчика:
-
параметрирование;
-
пропадание напряжения;
-
коррекция времени в счетчике.
·
журнал событий УСПД:
-
параметрирование;
-
пропадание напряжения;
-
коррекция времени в контроллере УСПД.
·
журналы событий сервера:
-
даты начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
Лист № 7
Всего листов 9
-
программные и аппаратные перезапуски;
-
установка и корректировка времени;
-
переход на летнее/зимнее время;
-
нарушение защиты сервера;
-
отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и
соответствующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
·
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
электросчетчиков;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательных коробок;
-
УСПД;
-
сервер БД;
·
защита информации на программном уровне:
-
результатов измерений при передаче информации (возможность
использования цифровой подписи);
-
установка пароля на счетчик;
-
установка пароля на УСПД;
-
установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
·
электросчетчик –
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -
не менее 35 сут.;
·
УСПД–суточныеданныеотридцатиминутныхприращениях
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) ПС 500 кВ «Дальневосточная».
Комплектность средства измерений
Полная комплектность каналов измерительных ячейки № 4, ячейки № 5 и ячейки № 8
ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Дальневосточная» определяется проектной
документацией на модернизацию АИИС КУЭ. В комплект поставки входит техническая
документация на модернизацию системы и на комплектующие средства измерений.
Комплектность средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ представлена в
таблице 3.
Лист № 8
Всего листов 9
Таблица 3 – Комплектность средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ.
Наименование
Измерительный трансформатор тока типа CA-245
Измерительный трансформатор напряжения НКФ-220-58 У1
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа Альфа А1800
Устройство сбора и передачи данных RTU-325
Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР»
Руководство пользователя
Инструкция по эксплуатации
Паспорт-формуляр ДЯИМ.422231.283.ПФ
Методика поверки
Количество
9 шт.
6 шт.
3 шт.
1 шт.
1 комплект
1 экземпляр
1 экземпляр
1 экземпляр
1 экземпляр
Поверка
осуществляется по документу МП 52531-13 «Каналы измерительные ячейки № 4, ячейки № 5 и
ячейки № 8 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Дальневосточная». Методика поверки»,
утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 12 октября 2012 г.
Основные средства поверки:
-
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система
обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система
обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по
МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
-
счетчиков электрической энергии – в соответствии с документом «Счетчики
электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A1800. Методика поверки
МП-2203-0042-2006», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая
2006 г.;
-
УСПД серии RTU-300 – в соответствии с документом «Комплексы аппаратно-
программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика
поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 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
счетчиками 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 следующих документах:
Расширение ОРУ 220 кВ ПС
500 кВ «Дальневосточная» Автоматизированная система
коммерческогоучётаэлектроэнергии.ТехнорабочийпроектУ.26-10-ФСК/ВС/УСП-
ПИР.02.013/1-АКУ. Дополнение к ТРП ООО Инженерный центр «Энергоаудитконтроль»
АУВП.411711ФСК.009.01РД
Лист № 9
Всего листов 9
требования к каналам измерительным
ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 500 кВ
Нормативные документы, устанавливающие
ячейки № 4, ячейки № 5 и ячейки № 8
«Дальневосточная»
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«Трансформаторынапряжения.Общиетехнические
условия».
5.ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
6.ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические
счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
7.ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения
электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические
счетчики реактивной энергии».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Использование вне сферы государственного регулирования обеспечения единства
измерений.
Изготовитель:
Общество с ограниченной ответственностью «Эльстер Метроника»
Юридический/почтовый адрес:
РФ, 111141, г. Москва,
1-й проезд Перова Поля, д. 9, стр. 3.
тел.: (495) 730-02-85,
тел./факс: (495) 730-02-83,
e-mail:
Испытательный центр:
Федеральное государственное унитарное предприятие
«Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва
ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8 (495) 437-55-77
Аттестат аккредитации государственного центра испытаний № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.П.«_____»_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 7108-79 | Усилители измерительные | 2609 | Фирма "Bruel & Kjaer", Дания | Нет данных | Перейти |
| 63351-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 330 кВ "Западная" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 36389-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ВСК-Энерго" по объекту 76 КЭЧ ст.Ясная | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис-Холдинг", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 57389-14 | Преобразователи напряжения измерительные аналого-цифровые модульные | NI PXIe-4492, NI PXIe-4497, NI PXIe-4499 | Компания "National Instruments Corporation", Венгрия | 1 год | Перейти |
| 58349-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "МОЭСК" по границам ОРЭ | Нет данных | ОАО "МОЭСК", г.Москва | 4 года | 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