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 № 1 и ячейки № 2 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/110/35/28/6 кВ "Нижний Куранах" Нет данных, ГРСИ 52532-13
Номер госреестра:
52532-13
Наименование СИ:
Каналы измерительные ячейки № 1 и ячейки № 2 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/110/35/28/6 кВ "Нижний Куранах"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Эльстер Метроника", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
на 2 шт. с зав.№ 203/1, 203/2
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 49629
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Каналы измерительные ячейки № 1 и ячейки № 2 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС
220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах»
Назначение средства измерений
Каналы измерительные ячейки № 1 и ячейки № 2 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС
220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах» (далее – ИК АИИС КУЭ) предназначены для
измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки,
хранения и отображения полученной информации. Полученная информация может быть
использована для технического учёта электрической энергии на присоединениях ВЛ 220 кВ
«Нижний Куранах - НПС-16 № 1» и ВЛ 220 кВ «Нижний Куранах - НПС-16 № 2» объекта
филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - Амурское ПМЭС ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах»
соответственно.
Описание средства измерений
ИК АИИСКУЭ собраны на ПС 220/110/35/28/6кВ«Нижний Куранах»,
территориально расположенной в пос. Нижний Куранах Алданского района Республики Саха
(Якутия), имеет 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 0,2, 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)
ОРУ-220 кВ, установленный в помещении ОПУ ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах»,
включает в себя:
·
шкаф технологического коммутационного устройства (далее - ТКУ), созданный
на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) «Шлюз E-422» (Госреестр СИ РФ №
36638-07, зав. №№ 08602, 27751, технических средств каналов передачи данных и источника
бесперебойного питания;
·
шкаф УСПД, созданный на базе УСПД RTU-325L (Госреестр СИ РФ № 37288-
08, зав. № 004478), технических средств каналов передачи данных, источника бесперебойного
питания;
·
шкаф устройства центральной коммутации (далее – ЦКУ), включающий в себя
автоматизированное рабочее место (АРМ) администратора, технических средства каналов
передачи данных и источника бесперебойного питания.
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
Лист № 2
Всего листов 9
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.
Информация со счётчиков может быть считана, как в ручном режиме управления,
через встроенные оптопорты счётчиков, посредством переносного инженерного пульта
оборудованного оптическим преобразователем для работы со счетчиками электрической
энергии, так и в дистанционном режиме - по двум независимым цифровым выходам
счётчиков интерфейса RS-485, подключенных к устройствам «Шлюз E-422».Устройства
«Шлюз E-422» работают в режиме туннелирования (режим преобразования интерфейсов).
УСПД «RTU-325L» автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут
производит
опрос счётчиков через устройства «Шлюз E-422» по основному или резервному каналу
передачи данных. В качестве основного канала связи используется канал передачи данных по
выделенной оптоволоконной линии связи (ВОЛС). В качестве резервного канала связи
используется коммутируемый канал беспроводной связи WiFi, при помощи WiFi-модема с
направленнойантенной,подключенногокустройству«ШлюзЕ-422».Полученная
информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по
каналам передачи данных на сервер БД (уровень ИВК), а также отображение информации по
подключенным к УСПД устройствам.
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 по основному или резервному каналу передачи данных. В качестве основного
канала связи используется канал передачи данных по выделенной оптоволоконной линии
связи (ВОЛС). В качестве резервного канала связи используется коммутируемый канал
спутниковой связи. Полученная информация записывается в базу данных сервера системы.
На уровне ИВК системы выполняется дальнейшая обработка измерительной
информации, получаемой с уровня ИВКЭ, 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 инженерного пульта.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных,
получаемых со счетчиков электрической энергии и УСПД, отображения полученной
информации в удобном для анализа и отчетности виде.
ИК АИИС КУЭ оснащен системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной
на основе устройства синхронизации системного времени УССВ, подключенного к УСПД
«RTU-325L». Время встроенных часов УСПД синхронизировано с единым календарным
временем, которое передается через приёмник сигналов точного времени от спутников
глобальной системы позиционирования - GPS, сличение ежесекундное, погрешность
синхронизации не более 0,1 с. Корректировка времени встроенных часов УСПД
осуществляется автоматически 1 раз в 60 мин, при обнаружении рассогласования единого
календарного времени и времени встроенных часов УСПД более ± 1 с.
УСПД осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков. Сличение
времени встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов УСПД, выполняется
один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов
Лист № 3
Всего листов 9
счетчиков осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования
времени встроенных часов УСПД и счетчиков более ± 2 с. От УСПД так же обеспечивается
синхронизация встроенных часов АРМ администратора.
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.
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
Номер ИК
Обозначение,
тип
Заводской
номер
Ктт ·Ктн ·Ксч
Наименование
измеряемой
величины
25
ОРУ 220 кВ, яч. № 1
ВЛ 220 кВ «Нижний
Куранах - НПС-16 № 1»
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
№ 01225234
550000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
26
ОРУ 220 кВ, яч. № 2
ВЛ 220 кВ «Нижний
Куранах - НПС-16 № 2»
КТ = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
A1802RALQ-
P4GB-DW-4
№ 01225225
550000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Канал
измерений
Наименование объекта
учета, диспетчерское
наименование
присоединения
КТ = 0,2S
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
А
Ктт = 250/1В
№ 20951-08
С
SB 0,8
SB 0,8
SB 0,8
№ 11017242
№ 11017246
№ 11017247
ТН
КТ=0,2
Ктн=220000:√3/100:√3
№ 37847-08
АVCU-245
ВVCU-245
СVCU-245
№ 774681
№ 774680
№ 774684
Счетчик
1СШ
ТТ
ТН
КТ = 0,2S
Ктт = 250/1
№ 20951-08
КТ=0,2
Ктн=220000:√3/100:√3
№ 37847-08
АSB 0,8
ВSB 0,8
СSB 0,8
А VCU-245
В VCU-245
С VCU-245
№ 11017245
№ 11017244
№ 11017243
№ 774682
№ 774683
№ 774685
Счетчик
2СШ
ТТ
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 однотипные утвержденного типа.
Лист № 5
Всего листов 9
Таблица 2.2 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Границы относительной погрешности измерений активной
и реактивной электрической энергии при индуктивной
нагрузке для доверительной вероятности P=0,95
cos
j
= 1,0
cos
j
= 0,8/
sin
j
= 0,6
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
Относительная
погрешность ИК в рабочих
условиях (±
d
), %
Основная относительная
погрешность ИК (±
d
), %
№№ ИКДиапазон тока
cos
j
= 0,866/
sin
j
= 0,5
cos
j
= 0,5/
sin
j
= 0,866
0,05 I
н1
≤ I
1
<
0,1 I
н1
25, 26
0,1 I
н1
≤ I
1
<
0,2 I
н1
1,0 - - -
- - - -
0,9 1,1 1,1 1,8
- 2,4 2,1 1,5
0,6 0,7 0,8 1,3
- 1,5 1,3 1,0
0,5 0,6 0,7 1,1
- 1,3 1,1 0,9
0,5 0,6 0,6 0,9
- 1,1 0,9 0,7
0,5 0,6 0,6 0,9
- 1,0 0,9 0,7
1,3 - - -
- - - -
1,3 1,5 1,6 2,4
- 6,0 5,2 4,1
1,1 1,3 1,4 2,0
- 3,5 3,2 2,7
1,0 1,2 1,3 1,9
- 2,7 2,5 2,2
1,0 1,2 1,3 1,8
- 2,3 2,2 2,0
1,0 1,2 1,3 1,8
- 2,1 2,0 2,0
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
счетчика от минус 40 до 65 °С, для УСПД «Шлюз E-422» от минус 40 до 60 °С, для УСПД
«RTU-325L» от минус 10 до 55 °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
Лист № 6
Всего листов 9
службы не менее 25 лет, среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 300000 ч.;
·
электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 120000 ч.;
·
устройство «Шлюз E-422» - среднее время наработки на отказ не менее Т
0
=
50000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более t
в
= 24 ч.;
·
УСПД «RTU-325L» – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 100000 ч.,
среднее время восстановления работоспособности не более t
в
= 1 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 УСПД.
·
журналы событий сервера:
-
даты начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
-
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;
-
установка пароля на счетчик;
-
установка пароля на УСПД;
-
установка пароля на сервер БД.
Лист № 7
Всего листов 9
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
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
системуавтоматизированнуюинформационно-измерительнуюкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах».
Комплектность средства измерений
Полная комплектность каналов измерительных ячейки № 1 и ячейки № 2 ОРУ-220 кВ
АИИСКУЭПС220/110/35/28/6кВ«НижнийКуранах»определяетсяпроектной
документацией на модернизацию. 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.
Таблица 3 – Комплектность средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ.
Наименование
Измерительный трансформатор тока типа SB 0,8
Измерительный трансформатор напряжения VCU-245
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа Альфа А1800
Устройство «Шлюз E-422»
Устройство сбора и передачи данных RTU-325L
Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР»
Количество
6 шт.
6 шт.
2 шт.
2 шт.
1 шт.
1 комплект
Руководство пользователя
Инструкция по эксплуатации
Паспорт-формуляр ДЯИМ.422231.286.ПФ
Методика поверки
1 экземпляр
1 экземпляр
1 экземпляр
1 экземпляр
Поверка
осуществляется по документу МП 52532-13 «Каналы измерительные ячейки № 1 и ячейки № 2
ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний Куранах»». 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»;
Лист № 8
Всего листов 9
-
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.;
-
устройств «Шлюз Е-422» – в соответствии с документом «Устройства «Шлюз Е-
422»для автоматизацииизмеренийиучётаэнергоресурсов.Методикаповерки
ABБЛ.468212.036 МП, утвержденному ГЦИ CИ ФГУП «BHИИMС» в 2007 r.;
-
УСПД RTU-325L – в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи
данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466453.005МП», утвержденному
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04), принимающие сигналы
спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
-
переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со
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:
Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ «Нижний Куранах – НПС № 16» с ПС
220/10 кВ НПС № 16 и расширение ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ «Нижний Куранах»
Автоматизированнаяинформационно-измерительнаясистемакоммерческогоучёта
электроэнергии. Технорабочий проект П2200390-235-ФСК/ВС/ТЭСП-147-АСК.
Нормативные документы, устанавливающие требования к каналам измерительным
ячейки № 1 и ячейки № 2 ОРУ-220 кВ АИИС КУЭ ПС 220/110/35/28/6 кВ «Нижний
Куранах»
1.ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных
систем. Основные положения».
2.ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3.ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общие технические условия».
4.ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
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.
Лист № 9
Всего листов 9
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Эльстер Метроника»
Юридический/почтовый адрес:
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 |
| 21396-01 | Преобразователи измерительные активной и реактивной мощности трехфазного тока | Е849-М2 | РУНПП "Точприбор", Беларусь, г.Витебск | 1 год | Перейти |
| 48917-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Татищево" Приволжской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Саратовской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 61172-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Сюга" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 54438-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Лек" Свердловской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Пермского края | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 34597-07 | Эквиваленты сети | Я6-126 | АО "Нижегородское НПО им.М.В.Фрунзе", г.Нижний Новгород | 2 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