Приложение к свидетельству № 57710
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязан-
ская ГРЭС
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
трической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС (в даль-
нейшем – АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС) предназначена для измерений,
коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизиро-
ванного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабже-
нии.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС представляет собой информацион-
но-измерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней. Измерительные кана-
лы (ИК) системы состоят из следующих уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) выполняет функцию
автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные
трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746-2001 и трансформаторы напряжения
(ТН), соответствующие ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи, счетчики электриче-
ской энергии.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо груп-
пе электроустановок. В состав ИВКЭ входит устройство сбора и передачи данных (УСПД),
обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (ка-
налообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначено для сбора, накопления, обработки,
хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а так-
же для передачи накопленных данных по каналам связи на третий уровень.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК вхо-
дят: ИВК-ИКМ «Пирамида» (основной и резервный); устройство хранения данных (сервер БД);
технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические
средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения
прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычис-
лительных сетей; рабочие станции (АРМ). ИВК предназначен для автоматизированного сбора и
хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений,
подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС обеспечивает измерение следую-
щих основных параметров энергопотребления:
- активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета,
группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и
отдачу электроэнергии;
- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по
каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
- календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме
фиксируются в базе данных УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и серве-
ре сбора данных может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в
точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о
работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может
по запросу пользователя передаваться на АРМ.
Лист № 2
Всего листов 11
В АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС измерения и передача данных на
верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с вы-
ходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) посту-
пают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в
цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратиче-
ских) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=U·I·cosφ) и
полную мощность (S=U·I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму
Q=(S
2
-P
2
)
0,5
. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования те-
кущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом ре-
жиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных. В УСПД
происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспече-
ния, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер ИВК, где происходит на-
копление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень инфор-
мации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункцио-
нальных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе
данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от од-
ного компонента к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи.
АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС имеет систему обеспечения едино-
го времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и
ИВК и имеет нормированную точность. Проверка времени в счетчиках выполняется УСПД ав-
томатически, один раз в полчаса во время опроса, при обнаружении рассогласований времени
УСПД и счетчика более чем на ± 2 с, автоматически производится коррекция времени счетчика,
если в эти сутки его время еще не корректировалось. Коррекция времени счетчикам СЭТ-4ТМ.03
и СЭТ-4ТМ.03М производится один раз в сутки. Коррекция часов УСПД производится ИВК при
рассогласовании времени УСПД и ИВК более чем на ± 2 с. Коррекция часов ИВК производится
один раз в час установкой времени от УСВ-2 или ИВЧ-1.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных измене-
ний (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений
и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и
параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и
программные средства для защиты файлов и баз данных).
Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повре-
ждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа Notebook
с последующей передачей данных на АРМ.
В АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС обеспечена возможность авто-
номного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5
лет. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-
2» - Рязанская ГРЭС, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном
реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные сред-
ства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техни-
ческим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получае-
мых от основных технических компонентов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение «Пирамида 2000. Сервер» (далее – ПО) строится на базе цен-
тров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые ком-
плексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать
данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов органи-
зации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000. Сервер» и определяются классом приме-
няемых электросчетчиков.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнер-
гии в ИВК «Пирамида 2000. Сервер», получаемой за счет математической обработки измери-
Лист № 3
Всего листов 11
3
MD5
3
MD5
3
MD5
Metrolo
gy.dll
3
52e28d7b608799bb
3ccea41b548d2c83
MD5
ParseBin
.dll
3
6f557f885b7372613
28cd77805bd1ba7
MD5
ParseIE
C.dll
3
48e73a9283d1e664
94521f63d00b0d9f
MD5
ParseMo
dbus.dll
3
c391d64271acf4055
bb2a4d3fe1f8f48
MD5
3
ecf532935ca1a3fd3
215049af1fd979f
MD5
Synchro
NSI.dll
3
530d9b0126f7cdc23
ecd814c4eb7ca09
MD5
3
MD5
тифика-
ционное
наиме-
мер) ПО
кода)
вычисле-
ния цифро-
вого иден-
тельной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда изме-
ренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ
филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Сервер»
Иден-
Номер вер-Цифровой иден-
Алгоритм
сии (иден- тификатор ПО
Наименование ПОтификаци-(контрольная сум-
н
ов
ани
е
онный но-ма исполняемого
ти
ф
икатора
ПО ПО
Модуль вычисления значений энергии и
мощности по группам точек учета
CalcClie
nts.dll
e55712d0b1b21906
5d63da949114dae4
Модуль расчета небаланса энер-
гии/мощности
CalcLea
kage.dll
b1959ff70be1eb17c
83f7b0f6d4a132f
Модуль вычисления значений энергии по-
терь в линиях и трансформаторах
CalcLos
ses.dll
d79874d10fc2b156a
0fdc27e1ca480ac
ParsePir
amida.dl
l
Общий модуль, содержащий функции, ис-
пользуемые при вычислениях различных
значений и проверке точности вычислений
Модуль обработки значений физических
величин, передаваемых в бинарном прото-
коле
Модуль обработки значений физических
величин, передаваемых по протоколам се-
мейства МЭК
Модуль обработки значений физических
величин, передаваемых по протоколу
Modbus
Модуль обработки значений физических
величин, передаваемых по протоколу Пи-
рамида
Модуль формирования расчетных схем и
контроля целостности данных нормативно-
справочной информации
Модуль расчета величины рассинхрониза-
ции и значений коррекции времени
VerifyTi
me.dll
1ea5429b261fb0e28
84f5b356a1d1e75
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответ-
ствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 – Метрологические и технические характеристики
Параметр
1
Пределы допускаемых значений относительной погрешно-
сти измерения электрической энергии.
Значение
2
Значения пределов допускае-
мых погрешностей приведены
в таблице 3
Параметры питающей сети переменного тока:
Напряжение, В
частота, Гц
220
±
22
50
±
0,4
2
Продолжение таблицы 2
1
Температурный диапазон окружающей среды для:
Лист № 4
Всего листов 11
Состав ИИК
1
±1,9
±1,2
±1,0
0,8
±3,0
±1,8
±1,4
0,5
±5,5
±3,0
±2,3
0,8/0,6
±4,6
±2,6
±2,0
1, 3,
4, 12
- 18
ТТ класс точности 0,5
ТН класс точности 0,5
0,5/0,87
±2,8
±1,7
±1,4
2
0,5/0,87
±2,2
±1,8
±1,8
±1,8
1
±1,2
±1,0
±0,9
0,8
±1,6
±1,2
±1,2
0,5
Не норми-
руется
±2,4
±1,8
±1,6
0,8/0,6
±2,4
±1,7
±1,5
5, 6
0,5/0,87
±1,8
±1,3
±1,2
от +5 до +35
от -30 до +35
- счетчиков электрической энергии,
°
С
- трансформаторов тока и напряжения,
°
С
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключае-
мой к ТТ и ТН, % от номинального значения
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %
Первичные номинальные напряжения, кВ
Первичные номинальные токи, кА
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек учета, шт.
Интервал задания границ тарифных зон, мин.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, с
Средний срок службы системы, лет
25 - 100
0,25
500; 220; 24; 20
24; 12; 3; 1
100
1; 5
18
30
±
5
15
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электриче-
ской энергии для рабочих условий эксплуатации,
d
э
, %.
№
ИК
сos
j
/
sin
j
1
23
4
d
э
5%I
I
5 %
≤I<I
20 %
6
d
э
20%I
I
20 %
≤I≤I
100 %
7
d
э
100%I
I
100 %
≤I≤I
120 %
8
Счетчик класс
точности 0,2S
(активная энергия)
Δt=18 ºC
1
0,8
d
э
1(2)%I
I
1(2) %
≤I<I
5 %
5
Не норми-
руется
Не норми-
руется
Не норми-
руется
Не норми-
руется
Не норми-
руется
±1,2
±1,5
±0,8
±1,1
±0,8
±1,0
±0,8
±1,0
Счетчик класс
точности 0,5
(реактивная энергия)
Δt=18 ºC
Счетчик класс
точности 0,2S
(активная энергия)
Δt=18 ºC
0,5
0,8/0,6
±2,2
±2,5
±1,4
±1,9
±1,2
±1,8
±1,2
±1,8
ТТ класс точности 0,2S
ТН класс точности 0,2
Счетчик класс
точности 0,5
(реактивная энергия)
Δt=18 ºC
Не норми-
руется
Не норми-
руется
Счетчик класс
точности 0,2S
(активная энергия)
Δt=18 ºC
ТТ класс точности 0,2
ТН класс точности 0,5
Не норми-
руется
Не норми-
руется
1
7 -
Т
Т
Счетчик класс
точности 0,5
(реактивная энергия)
Δt=18 ºC
Продолжение таблицы 3
23
Счетчик класс
4
1
5
±1,2
6
±0,8
7
±0,8
8
±0,8
Лист № 5
Всего листов 11
0,8
±1,5±1,1
±1,0±1,0
0,5
±2,2±1,4
±1,2±1,2
0,8/0,6
±3,1±1,8
±1,3±1,2
11точности 0,2S
(активная энергия)
Δt=18 ºC
Счетчик класс
точности 0,5
(реактивная энергия)
Δt=18 ºC
0,5/0,87
±2,4±1,5
±1,1±1,1
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой
мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности,
на которых не производится корректировка часов (
d
р
), рассчитываются по следующей формуле
(на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой
мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
ç
÷
ç
÷
=
±+
e
2
æ
KK
×
100
%
ö
2
р
э
è
1000PT
ср
ø
dd
,
где
d
р
- пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасо-
вой мощности и энергии, %;
d
э
- пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3, %;
К – масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансфор-
маторов тока и напряжения;
K
e – внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в
Вт•ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
R
- величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале ус-
реднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней
мощности системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректиров-
ка времени, рассчитываются по следующей формуле:
D
t
d
р.корр.
=
3600Т
ср
×
100%,
где
D
t
- величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках
(в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации
системы типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входят:
- средства измерения, приведенные в таблице 4;
- устройства сбора и передачи данных и ИКМ Пирамида приведенные в таблице 5;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 (зав. № 2323), Госреестр № 41681-10;
- устройство синхронизации времени ИВЧ-1 (зав. № 0350628001)
- документация и ПО представлены в таблице 6.
Лист № 6
Всего листов 11
Вид СИ
ТТ
ТН
1
ТТ
ТН
2
ТГ-2
Счетчик
ТТ
ТН
3
Таблица 4 – Состав ИИК АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС
Средство измерений
Наименование
№объекта учетаТип, метрологические характеристики,
ИК (измеритель- зав. №, № Госреестра
ного канала)
1234
ТШЛ-20 (мод. ТШЛ-20-Б)Кл.т 0,5
12000/5
№ 2918, 2730, 2536
ГР № 1837-63
ЗНОМ-20-63Кл.т 0,5
ТГ-1
20000/100
№ 29133; 31072; 29132
ГР № 51674-12
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
Счетчик № 11043094
ГР № 27524-04
BDG 072A1/2/3Кл.т 0,2S
(мод. BDG 072A1)
12000/5
№№ 1VLT5114019637; 1VLT5114019636;
1VLT5114019635
ГР № 48214-11
TJP 6.2-G; TJP 7.3-G; TJC 6-G; TJC 7.0-G; TDC 6-G
(мод. TJC 6-G)Кл.т 0,2
20000/100
№№ 1VLT5214004088; 1VLT5214004087;
1VLT5214004086
ГР № 49111-12
СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М
(мод. СЭТ-4ТМ.03М)Кл.т 0,2S/0,5
№ 0807140094
ГР № 36697-12
ТШЛ-20 (мод. ТШЛ-20-Б)Кл.т 0,5
12000/5
№ ТГ 3А, ТГ 3В, ТГ 3С
ГР № 1837-63
ЗНОМ-20-63Кл.т 0,5
ТГ-3
20000/100
№ 29137; 29836;31068
ГР № 51674-12
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
Счетчик № 11043084
ГР № 27524-04
Лист № 7
Всего листов 11
Счетчик
Счетчик
Счетчик
ТТ
7
Счетчик
ТТ
Продолжение таблицы 4
123
4
ТТ
ТГ-4
ТН
5
ТТ
ТГ-5
ТН
6
ТТ
ТГ-6
ТН
ВЛ 500 кВ Ря-
занская ГРЭС –
Тамбовская
ТН
8
ВЛ 500 кВ Ря-
занская ГРЭС –
Липецкая За-
падная
4
ТШЛ-20 (мод. ТШЛ-20-Б)Кл.т 0,5
12000/5
№ 3388, 3458, 2785
ГР № 1837-63
ЗНОМ-20-63Кл.т 0,5
20000/100
№ 31076; 31063;29134
ГР № 51674-12
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 0108078302
ГР № 27524-04
ТШВ-24Кл.т 0,2
24000/5
№ 201, 212, 229
ГР № 6380-77
ЗНОМ-24-69VIКл.т 0,5
24000/100
№ 47834; 47826;47820
ГР № 8961-82
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 10045073
ГР № 27524-04
ТШВ-24Кл.т 0,2
24000/5
№ 20, 16, 25
ГР № 6380-77
ЗНОМ-24-69VIКл.т 0,5
24000/100
№ 49380; 49379; 49382
№ 8961-82
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 11043099
ГР № 27524-04
ТФЗМ 500Б Кл.т 0,2S
3000/1
№№ 1357; 1383,
№№ 1361; 1356,
№№ 1339; 1382
ГР № 26546-08
НАМИ-500 УХЛ1Кл.т 0,2
500000/100
№№ 100; 05; 06
ГР № 28008-09
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 11043133
ГР № 27524-04
ТФЗМ 500Б Кл.т 0,2S
3000/1
№№ 1358; 1347
№№ 1354; 1416
№№ 1370; 1415
ГР № 26546-08
Лист № 8
Всего листов 11
ТН
Счетчик
ТТ
9
Счетчик
ТТ
10
Счетчик
ТТ
11
Счетчик
Продолжение таблицы 4
123
ВЛ 500 кВ Ря-
занская ГРЭС –
Липецкая Вос-
точная
ТН
ВЛ 500 кВ Ря-
занская ГРЭС –
Михайловская
ЗападнаяТН
ВЛ 500 кВ Ря-
занская ГРЭС –
Михайловская
Восточная
ТН
12
ВЛ 220кВ Ря-
занская ГРЭС –
ТТ
Заречная
4
НАМИ-500 УХЛ1Кл.т 0,2
500000/100
№№ 25; 26; 27
ГР № 28008-09
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 0107060197
ГР № 27524-04
ТФЗМ 500Б Кл.т 0,2S
3000/1
№№ 1359; 1376
№№ 1355; 1381
№№ 1343; 1375
ГР № 26546-08
НАМИ-500 УХЛ1Кл.т 0,2
500000/100
№№ 93; 95; 97
ГР № 28008-09
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 10045072
ГР № 27524-04
ТФЗМ 500Б Кл.т 0,2S
3000/1
№№ 1404; 1348
№№ 1394; 1369
№№ 1395; 1374
ГР № 26546-08
НАМИ-500 УХЛ1Кл.т 0,2
500000/100
№№ 04; 98; 99
ГР № 28008-09
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 10045032
ГР № 27524-04
ТФЗМ 500Б Кл.т 0,2S
3000/1
№№ 1396; 1384
№№ 1403; 1377
№№ 1401; 1362
ГР № 26546-08
НАМИ-500 УХЛ1Кл.т 0,2
500000/100
№№ 22; 23; 24
ГР № 28008-09
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 11043090
ГР № 27524-04
ТВ-220Кл.т 0,5
1000/1
ГР 2.1; ГР 2.2; ГР 2.3
ГР № 20644-03
Лист № 9
Всего листов 11
ТН
Счетчик
ТН
Счетчик
ТН
ВЛ 220кВ Ря-
занская ГРЭС
– Павелецкая
Счетчик
ТН
ВЛ 220кВ Ря-
занская ГРЭС
– Парская № 1
Счетчик
ТН
ВЛ 220кВ Ря-
занская ГРЭС –
Парская № 2
Счетчик
Продолжение таблицы 4
123
13
ТТ
ВЛ 220кВ Рязан-
ская ГРЭС – Но-
вомичуринская
14
ТТ
15
ТТ
16
ТТ
4
НКФ-220-58Кл.т 0,5
220000/100
№1012350, 1012049, 1019275
ГР № 14626-95
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 10045037
ГР № 27524-04
ТВ-220Кл.т 0,5
1000/1
ГР 1.1; ГР 1.2; ГР 1.3
ГР № 20644-03
НКФ-220-58Кл.т 0,5
220000/100
№ 1010610, 1012344, 1019281
ГР № 14626-95
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 0108078390
ГР № 27524-04
ТВ-220Кл.т 0,5
1000/1
№ 1079, 1026, 1019
ГР № 20644-03
НКФ-220-58Кл.т 0,5
220000/100
№ 1012350, 1012049, 1019275
ГР № 14626-95
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 11043103
ГР № 27524-04
ТВ-220Кл.т 0,5
1000/1
№ 1650, 1656, 1648
ГР № 20644-03
НКФ-220-58Кл.т 0,5
220000/100
№ 1010610, 1012344, 1019281
ГР № 14626-95
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 11043130
ГР № 27524-04
ТВ-220Кл.т 0,5
1000/1
№ 1728, 1695, 438
ГР № 20644-03
НКФ-220-58Кл.т 0,5
220000/100
№ 1012350, 1012049, 1019275
ГР № 14626-95
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
№ 10045065
ГР № 27524-04
Лист № 10
Всего листов 11
ТТ
ТН
17
ТТ
ТН
18
Продолжение таблицы 4
1234
ТВ-220Кл.т 0,5
1000/1
№ 428, 225, 226
ГР № 20644-03
ВЛ 220кВ Ря-
НКФ-220-58Кл.т 0,5
занская ГРЭС –
220000/100
Пущино
№ 1010610, 1012344, 1019281
ГР № 14626-95
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
Счетчик № 11043131
ГР № 27524-04
ТВ-220Кл.т 0,5
1000/1
№ 1012, 1015, 1011
ГР № 20644-03
НКФ-220-58Кл.т 0,5
220000/100
ОВ-220 кВ
№№ 1012350; 1010610
№№ 1012049; 1012344
№№ 1019275; 1019281
ГР № 14626-95
СЭТ-4ТМ.03Кл.т 0,2S/0,5
Счетчик № 11043134
ГР № 27524-04
Таблица 5 - Перечень УСПД и ИКМ, входящего в состав АИИС КУЭ.
Тип, № Госреестразав. №Номер измерительного
канала
СИКОН С1, № в ГР 15236-0312677-18
СИКОН С1, № в ГР 15236-031291 5,6
СИКОН С1, № в ГР 15236-031293 1-4
ИКМ-Пирамида в ГР 29484-05 (основной) 4161-18
ИКМ-Пирамида в ГР 29484-05 (резервный) 4171-18
Таблица 6 - Документация и ПО, поставляемые в комплекте с АИИС КУЭ.
Наименование программного обеспечения, вспомогатель-Количество, шт.
ного оборудования и документации
Программный пакет «Пирамида 2000.Сервер».2(два) экземпляр
Программный пакет «Пирамида 2000.АРМ».3(три) экземпляра
Формуляр. НВЦП.422200.078.ФО1(один) экземпляр
Методика поверки НВЦП.422200.078.МП1(один) экземпляр
Инструкция по эксплуатации АИИС1(один) экземпляр
НВЦП.422200.059.ЭД.ИЭ;
Руководство пользователя АИИС1(один) экземпляр
НВЦП.422200.059.ЭД.И3
Поверка
осуществляется по документу НВЦП.422200.078.МП «Система автоматизированная информаци-
онно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ фи-
лиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС. Методика поверки» , утвержденному ФГУП «ВНИИМС»
в ноябре 2014г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
Лист № 11
Всего листов 11
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической
энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ГЦИ СИ Ниже-
городского ЦСМ в 2004 г.;
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-
4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункцио-
нальный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласо-
ванной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- средства поверки УСПД типа «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки, утвер-
жденной ВНИИМС в 2003г.
- средства поверки ИВК типа «ИКМ-Пирамида» в соответствии с методикой поверки, ут-
вержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005г.
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта вы-
ходногоимпульсакшкалекоординированноговремениUTC,±1мкс,
№ Госреестра 27008-04.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы ком-
мерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Ря-
занская ГРЭС НВЦП.422200.078.МИ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности
АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия».
2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метро-
логическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
5. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Trial технические условия».
6. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ОАО «Электроцентроналадка», г. Москва
123995, г.Москва, Г-59, ГСП-5, Бережковская наб., д.16 корп. 2
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в це-
лях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
С.С. Голубев
Мп«____» __________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.