Приложение к свидетельству № 59388
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 16
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутского авиационного завода – филиала
ОАО «НПК «Иркут»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутского авиационного завода – филиала ОАО «НПК «Иркут»
(далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной
электроэнергии (мощности), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения,
отображения и передачи результатов измерений на розничном рынке электроэнергии.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ РФ № 44595-
10), представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-выполнениеизмерений30-минутныхприращенийактивнойиреактивной
электроэнергии (мощности);
- выполнение расчетов 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии
(мощности);
- периодический (1 раз в 30 минут) 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;
- 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 обеспечения единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (синхронизация
внутренних часов компонентов системы).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-йуровень:измерительно-информационныекомплексы(ИИК),включающие
трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы
напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной
электроэнергии типа АЛЬФА А1800 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 Иркутском авиационном заводе (ИАЗ) – филиале ОАО «Научно-
производственная корпорация «Иркут» (ОАО «Корпорация «Иркут») (г. Иркутск, Иркутской
области) (27 точек измерений).
лист № 2
всего листов 16
2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) на
базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L, включающий технические
средства приема-передачи данных, технические средства для разграничения доступа к
информации.
3-й уровень: измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) располагается в центре
сбораинформации(ЦСИ)ИАЗа–филиалеОАО«НПК«Иркут»,включающий
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным
обеспечением АльфаЦЕНТР АС_SЕ-100, систему обеспечения единого времени (СОЕВ),
функционирующую навсехуровнях иерархии,на базетайм-сервераNTP,и
автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
ИИК, ИВКЭ, ИВК, объединенные средствами связи, образуют измерительные каналы
(ИК).
Принцип действия АИИС КУЭ: первичные токи и напряжения в контролируемой линии
передачи преобразуются измерительными 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.
На объекте ГПП цифровой сигнал с выходов счетчиков по шине интерфейса RS-422/485
поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов
измерений на ИВК ИАЗа – филиала ОАО «НПК «Иркут» (сервер БД). Для резервирования
канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-
422/485.
Сопряжение УСПД с ИВК осуществляется посредством постоянного соединения
сотовой связи (GPRS модем), образуя основной канал передачи данных. Резервный канал связи
образован посредством постоянного соединения (GPRS модем) альтернативного оператора
сотовой связи.
На остальных объектах ИАЗа – филиала ОАО «НПК «Иркут» цифровой сигнал с
выходов счетчиков по шине интерфейса RS-422/485 поступает сразу на ИВК. Резервный канал
связи между ИИК и ИВК – образован посредством постоянного соединения (GPRS модем).
Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов
трансформации производится с помощью программного обеспечения в УСПД для объектов на
ГПП и на ИВК – для остальных присоединений. Значения пересчетных коэффициентов
трансформации защищены от изменения путём включения в хэш-код идентификационных
признаков.
В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности
оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД или ИВК предусмотрен сбор
информации непосредственно с электросчетчика, при помощи переносного инженерного
пульта, с последующей выгрузкой собранной информации в базу данных ИВК ИАЗа – филиала
ОАО «НПК «Иркут».
С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК)
ИАЗа – филиала ОАО «НПК «Иркут», 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 счетчиков электроэнергии) ИАЗа – филиала ОАО «НПК «Иркут». Временная
задержка поступления информации не более 30 мин. По запросу возможно получение всей
информации, хранящейся в базе данных АИИС.
лист № 3
всего листов 16
На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной
информации, а также хранение и отображение информации. Для контроля и мониторинга
работы системы по присоединениям ИАЗа – филиала ОАО «НПК «Иркут» предусмотрены
автоматизированные рабочие места (персональный компьютер). По запросу измерительная
информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный
режимы работы и выполняется 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 заинтересованные организации и смежные энергосистемы по основному и
резервному каналам связи.
АИИС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на
всех уровнях иерархии. СОЕВ выполняет функцию синхронизации внутренних trial
компонентовсистемынавсехуровняхАИИСКУЭ.Даннаяфункцияявляется
централизованной. Корректировка часов на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК осуществляется
последовательно, начиная с верхних уровней.
Корректировка часов сервера ИВК ИАЗа – филиала ОАО «НПК «Иркут» осуществляется
через тайм-сервер NTP с помощью программного обеспечения АС_Time, входящего в состав
АльфаЦЕНТРа, и синхронизирует часы при расхождении более, чем на ±1 с, сличение
ежесекундное.
Корректировка внутренних часов УСПД (ИВКЭ) осуществляется по часам ИВК,
коррекция происходит в случае расхождения более, чем на ±1 с. Синхронизация часов УСПД
является функцией программного модуля – компонента внутреннего ПО УСПД.
Внутренние часы счетчиков электрической энергии (уровень ИИК) сличаются и при
необходимости синхронизируется с часами УСПД (ИВКЭ) или ИВК не реже, чем раз в 30
минут. Коррекция выполняется принудительно при расхождении ±2 с, и реализуется
программным модулем заводского ПО в счетчике.
Все действия по синхронизации внутренних часов отображаются и записываются в
журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.
Ход часов компонентов системы не превышает ±5,0 с/сут.
Программное обеспечение
Все функции АИИС по обработке измерительных и служебных данных реализуются
программно. Программное обеспечение имеет модульную структуру, которая обеспечивает
построение отказоустойчивого, масштабируемого программно-технического комплекса. В
состав программного обеспечения АИИС КУЭ входит: специализированное встроенное ПО
счетчиков электроэнергии, УСПД и ПО сервера БД АИИС КУЭ. Программные средства сервера
БД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему ОС не
ниже «Microsoft Windows 7», прикладное ПО (СУБД «Oracle 11.2» – система управления базами
данных) и специализированное ПО «АльфаЦЕНТР». Программные средства на АРМ содержат:
ОС не ниже «Microsoft Windows XP Professional», программный пакет «MS Office» – набор
офисных приложений служит для просмотра отчетных форм.
ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям ГОСТ 8.654-2009,
свидетельство об аттестации от 31 мая 2012 г. № АПО-001-12 выдано ФГУП «ВНИИМС», а
также сертифицировано в системе добровольной сертификации ПО СИ, сертификат
соответствия № ТП 031-15 от 12.марта 2015 г. выдано СДС ПО СИ ФГУП «ВНИИМС».
Состав и идентификационные данные ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
лист № 4
всего листов 16
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
ИдентификационноеНомер
наименованиеПО версии ПО
Цифровой
идентификатор ПО
Наименование
программного модуля ПО
ПО «АльфаЦЕНТР»
не ниже
12.01
3Е736В7F380863F44
CC8E6F7BD211C54
(по MD5)
ac_metrology.dll
Библиотека результатов измерений,
коэффициентов трансформации
измерительных трансформаторов и т.д.
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 базы данных.
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных
от преднамеренных изменений являются:
- средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация
метрологически значимой части 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).
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ИАЗа – филиала ОАО «НПК
«Иркут» от непреднамеренных и преднамеренных изменений – высокий (в соответствии с
Р 50.2.077-2014).
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» и определяются классами точности
применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы
с учетом ПО.
Метрологические и технические характеристики
Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС
КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов,
заводских номеров и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.
лист № 5
всего листов 16
Средство измерений
Номер
ИК
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 8690
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1802RАLQ-P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275366
24000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 300/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 8690
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-GP-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01274404
3600
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 300/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 8690
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01274384
3600
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 300/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 8690
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275360
3600
Таблица 2 – Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК
АИИС КУЭ ИАЗа – филиала ОАО «НПК «Иркут»
Канал измерений
Наим
е
но
в
а
ние
объекта
у
чета,
дисп
ет
ч
е
р
с
к
о
е
н
а
им
е
но
вание
п
ри
со
е
ди
н
е
ния
Вид СИ,Обозначение, тип,
Ктт·
класс точности, № Госреестра СИ РФ,
коэффициент передачизаводские номера
К
т
н
ГПП-
1–18
110/6кВ
RTU-325L-E2-512-M2-B2
УСПД
ГР № 37288-08
Зав. № 006603
Энергия активная,
энергия реактивная,
календарное время,
интегрированная активная
и реактивная мощность
ТТ
КТ 0,5S
К = 2000/5
ТПОЛ-10М
ГР № 37853-08
Зав. № 00447 (фаза А)
ТТ
Зав. № 00452 (фаза С)
ГПП-110 кВ
1ЗРУ-6 кВ
яч. 1601
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТОЛ-10
ГР № 7069-79
Зав. № 59286 (фаза А)
Зав. № 59283 (фаза С)
ГПП-110 кВ
2ЗРУ-6 кВ
яч. 1604
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТОЛ-10
ГР № 7069-79
Зав. № 1543 (фаза А)
Зав. № б/н (фаза С)
ГПП-110 кВ
3ЗРУ-6 кВ
яч. 1606
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТЛК-10
ГР № 9143-83
Зав. № 13826 (фаза А)
Зав. № 13824 (фаза С)
ГПП-110 кВ
4ЗРУ-6 кВ
яч. 1609
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
лист № 6
всего листов 16
Средство измерений
Номер
ИК
Кт
т
·
Кт
н
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 01548
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1802RАLQ-P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275364
44000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 300/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 01548
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01274387
44000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 300/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 01548
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01273086
44000
ТТ
КТ 0,5S
К
ТТ
= 2000/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 01517
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1802RАLQ-P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275368
44000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 400/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 01517
44000
Напряжение первичное,
U
1
Канал измерений
Наим
е
но
в
а
ние
объекта
у
чета,
дисп
ет
ч
е
р
с
к
о
е
н
а
им
е
но
вание
п
ри
со
е
ди
н
е
ния
Вид СИ,Обозначение, тип,
класс точности, № Госреестра СИ РФ,
коэффициент передачизаводские номера
ТТ
КТ 0,5S
К = 2000/5
ТПОЛ-10М
ГР № 37853-08
Зав. № 00450 (фаза А)
ТТ
Зав. № 00467 (фаза С)
ГПП-110 кВ
5ЗРУ-6 кВ
яч. 1621
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТОЛ-10
ГР № 7069-79
Зав. № 6433 (фаза А)
Зав. № 13547 (фаза С)
ГПП-110 кВ
6ЗРУ-6 кВ
яч. 1624
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТОЛ-10
ГР № 7069-79
Зав. № 4053 (фаза А)
Зав. № 4054 (фаза С)
ГПП-110 кВ
7ЗРУ-6 кВ
яч. 1626
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТПОЛ-10М
ГР № 37853-08
Зав. № 00460 (фаза А)
Зав. № 00561 (фаза С)
ГПП-110 кВ
8ЗРУ-6 кВ
яч. 1631
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТПЛ-10
ГР № 1276-59
Зав. № 1951 (фаза А)
Зав. № 53902 (фаза С)
ГПП-110 кВ
9ЗРУ-6 кВ
яч. 1635
лист № 7
всего листов 16
Средство измерений
Номер
ИК
Кт
т
·
Кт
н
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 01545
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1802RАLQ-P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275363
44000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 400/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 01545
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275357
44000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 1500/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 10000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 8429
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-GP-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01274396
30000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 1500/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 10000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 8429
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1802RАLQ-P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275369
30000
Канал измерений
Наим
е
но
в
а
ние
объекта
у
чета,
дисп
ет
ч
е
р
с
к
о
е
н
а
им
е
но
вание
п
ри
со
е
ди
н
е
ния
Вид СИ,Обозначение, тип,
класс точности, № Госреестра СИ РФ,
коэффициент передачизаводские номера
СчетчикАЛЬФА А1800
КТ 0,5S (А)/1 (R)А1805RL-P4GВ-DW-4
К
СЧ
=1 ГР № 31857-11
R=5000имп/кВт(квар)·чЗав. № 01274392
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТТ
КТ 0,5S
К = 2000/5
ТПОЛ-10М
ГР № 37853-08
Зав. № 00453 (фаза А)
ТТ
Зав. № 00440 (фаза С)
ГПП-110 кВ
10ЗРУ-6 кВ
яч. 1641
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТПЛ-10
ГР № 1276-59
Зав. № 2209 (фаза А)
Зав. № 8665 (фаза С)
ГПП-110 кВ
11ЗРУ-6 кВ
яч. 1647
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТЛМ-10
ГР № 9143-83
Зав. № 3030 (фаза А)
Зав. № 8055 (фаза В)
Зав. № 1625 (фаза С)
ГПП-110 кВ
12КРУН-10 кВ
яч. 1006
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТЛМ-10
ГР № 9143-83
Зав. № 1236 (фаза А)
Зав. № 3031 (фаза В)
Зав. № 2711 (фаза С)
ГПП-110 кВ
13КРУН-10 кВ
яч. 1007
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
лист № 8
всего листов 16
Средство измерений
Номер
ИК
Кт
т
·
Кт
н
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-GP-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01274400
18000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 1500/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,2
К
ТН
= 6000/100
НАМИ-10
ГР № 57274-14
Зав. № 3168
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1802RАLQ-P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275367
18000
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 30/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 01517
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275349
360
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 30/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 01545
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275362
360
Канал измерений
Наим
е
но
в
а
ние
объекта
у
чета,
дисп
ет
ч
е
р
с
к
о
е
н
а
им
е
но
вание
п
ри
со
е
ди
н
е
ния
Вид СИ,Обозначение, тип,
класс точности, № Госреестра СИ РФ,
коэффициент передачизаводские номера
ТЛМ-10
ТТГР № 9143-83
КТ 0,5 Зав. № 3263 (фаза А)
К
ТТ
= 1500/5 Зав. № 3056 (фаза В)
Зав. № 6030 (фаза С)
ТННАМИ-10
КТ 0,2 ГР № 57274-14
К
ТН
= 6000/100Зав. № 3168
ГПП-110 кВ
14КРУН-6 кВ
яч. 1657
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТЛМ-10
ГР № 9143-83
Зав. № 4615 (фаза А)
Зав. № 4624 (фаза В)
Зав. № 3381 (фаза С)
ГПП-110 кВ
15КРУН-6 кВ
яч. 1658
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТОЛ-10
ГР № 7069-07
Зав. № 12560 (фаза А)
Зав. № 12383 (фаза В)
Зав. № 12386 (фаза С)
ГПП-110 кВ
16КРУН-6 кВ
яч. ТСН-1
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТОЛ-10
ГР № 7069-07
Зав. № 12385 (фаза А)
Зав. № 12563 (фаза В)
Зав. № 12384 (фаза С)
ГПП-110 кВ
17КРУН-6 кВ
яч. ТСН-2
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
лист № 9
всего листов 16
Средство измерений
Номер
ИК
Кт
т
·
Кт
н
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
20
ГРУ-6 кВ
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 300/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/100
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01274391
3600
ТП-Ленино
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 400/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 1913
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1802RАLQ-P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275371
4800
ТТ
КТ 0,5S
К
ТТ
= 400/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 3569
Напряжение первичное,
U
1
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1802RАLQ-P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275365
4800
Канал измерений
Наим
е
но
в
а
ние
объекта
у
чета,
дисп
ет
ч
е
р
с
к
о
е
н
а
им
е
но
вание
п
ри
со
е
ди
н
е
ния
Вид СИ,Обозначение, тип,
класс точности, № Госреестра СИ РФ,
коэффициент передачизаводские номера
ТОП-0,66
ТТГР № 15174-06
КТ 0,5 Зав. № 302445 (фаза А)
К
ТТ
= 100/5 Зав. № 302448 (фаза В)
Зав. № 412477 (фаза С)
ГПП-110 кВ
18КРУН-6 кВ
яч. ТСН-5
СчетчикАЛЬФА А1800
КТ 0,5S (А)/1 (R)
А1805RL-P4GВ-DW-GP-4
К
СЧ
=1
ГР № 31857-11
R=10000имп/кВт(квар)·ч
Зав. № 01275376
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТПФМ-10
ГР № 814-53
Зав. № 82346 (фаза А)
Зав. № 82352 (фаза С)
2хНОМ-6
ГР № 46786-11
ТН-1:
Зав. № 11374 (фаза А)
Зав. № 3389 (фаза С)
ТН-2:
Зав. № 11090 (фаза А)
Зав. № 11045 (фаза С)
ГРУ-6 кВ,
19яч. 3614,
Котельная 1
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТПФМ-10
ГР № 814-53
Зав. № 23759 (фаза А)
Зав. № 20230 (фаза С)
ТП-Ленино,
20яч. 5
ИАЗ-А
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТПОЛ-10М
ГР № 37853-08
Зав. № 5979 (фаза А)
Зав. № 5980 (фаза С)
ТП-Ленино,
21яч. 8
ИАЗ-В
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
лист № 10
всего листов 16
Средство измерений
Номер
ИК
Кт
т
·
Кт
н
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 3569
Напряжение первичное,
U
1
22
ТП-Ленино,
яч. 10
Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1802RАLQ-P4G-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275370
4800
ТП-7
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 400/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 220761
Напряжение первичное,
U
1
23
ТП-7,
яч. 7653
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275337
4800
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 200/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
НТМИ-6
ГР № 831-53
Зав. № 220761
Напряжение первичное,
U
1
24
ТП-7,
яч. 7656
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01274385
2400
ТП-18
ТТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 400/5
Ток первичный, I
1
ТН
КТ 0,5
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
Напряжение первичное,
U
1
25
ТП-18,
яч. 2,
ТП-35А
(ЖБИ)
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
К
СЧ
=1
R=5000имп/кВт(квар)·ч
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
ГР № 31857-11
Зав. № 01275342
4800
Канал измерений
Наим
е
но
в
а
ние
объекта
у
чета,
дисп
ет
ч
е
р
с
к
о
е
н
а
им
е
но
вание
п
ри
со
е
ди
н
е
ния
Вид СИ,Обозначение, тип,
класс точности, № Госреестра СИ РФ,
коэффициент передачизаводские номера
ТТ
КТ 0,5S
К = 400/5
ТПОЛ-10
ГР № 1261-08
Зав. № 5920 (фаза А)
ТТ
Зав. № 5958 (фаза С)
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТПФ
ГР № 517-50
Зав. № 107465 (фаза А)
Зав. № 18656 (фаза С)
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТПФ
ГР № 517-50
Зав. № 169851 (фаза А)
Зав. № 163684 (фаза С)
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТПФ
ГР № 517-50
Зав. № 104595 (фаза А)
Зав. № 101132 (фаза С)
НОМ-6
ГР № 159-49
Зав. № 302666 (фаза А)
Зав. № 395997 (фаза С)
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
лист № 11
всего листов 16
Средство измерений
Номер
ИК
Кт
т
·
Кт
н
Наименование
измеряемой
величины
Ток первичный, I
1
Напряжение первичное,
U
1
2400
ТП-37
Канал измерений
Наим
е
но
в
а
ние
объекта
у
чета,
дисп
ет
ч
е
р
с
к
о
е
н
а
им
е
но
вание
п
ри
со
е
ди
н
е
ния
Вид СИ,Обозначение, тип,
класс точности, № Госреестра СИ РФ,
коэффициент передачизаводские номера
ТТ
КТ 0,5
К = 200/5
ТН
КТ 0,5
ТПФМ-10
ГР № 814-53
Зав. № 82779 (фаза А)
ТТ
Зав. № 63769 (фаза С)
НОМ-6
ГР № 159-49
К
ТН
= 6000/√3/100/√3
Зав.
.
№ 20735 (фаза А)
Зав № 695 (фаза С)
ТП-18,
26яч. 8,
фидер 3613
СчетчикАЛЬФА А1800
КТ 0,5S (А)/1 (R)А1805RL-P4GВ-DW-4
К
СЧ
=1 ГР № 31857-11
R=5000имп/кВт(квар)·чЗав. № 01275343
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
Мощность активная,реактивная
Календарное время,
Энергия активная, реактивная
ТН
ГР № 3344-04
U
яч. 3
Счетчик
КТ 0,5S (А)/1 (R)
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
3600
Календарное время,
ТПОЛ-10
ТТГР № 1261-59
КТ 0,5Зав. № 6008 (фаза А)
Ток первичный, I
1
К
ТТ
= 300/5Зав. № 6007 (фаза В)
Зав. № 6013 (фаза С)
ЗНОЛ.06
27
ТП-37,
КТ 0,5Зав. № 14524 (фаза А)
Напряжение первичное,
К
ТН
= 6000/√3/100/√3Зав. № 12721 (фаза В)
1
Зав. № 12342 (фаза С)
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное,U
2
К
СЧ
=1ГР № 31857-11
Мощность активная,реактивная
R=5000имп/кВт(квар)·ч Зав. № 01274388
Энергия активная, реактивная
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 на ИАЗе – филиале ОАО «НПК «Иркут» порядке. Актхранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
1. Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчики АЛЬФА А1800 (параметры надежности: То не менее 120000 ч; tв не
более 2 ч);
-УСПД RTU-325L (параметры надежности: То не менее 40000 ч; tв не более 24 ч);
- сервер БД, коммутатор (параметры надежности К
Г
не менее 0,99; tв не более 1 ч).
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью ИБП, а счетчиков с помощью
дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к ИВКЭ (резервный
канал связи – резервные жилы кабеля интерфейса RS-485); резервирование каналов связи
от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи – постоянное соединение GPRS); резервирование
информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и средств контроля
зависания и с помощью резервирования сервера;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема
информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на
счетчике);
лист № 12
всего листов 16
- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.
2.Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчика, вторичных
цепей испытательных коробок, УСПД и сервера;
3.Глубина хранения информации (профиля):
–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 не менее 300 дней;
–УСПДRTU-325L-суточныхданныхотридцатиминутныхприращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому
каналу – 45 суток, сохранение информации при отключении питания – не менее 5 лет
(функция автоматизирована);
– сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее
3,5 лет (функция автоматизирована).
Таблица 3 – Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении электро-
энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
Активная электроэнергия и мощность
15
14
13, 20
18
№
ИК
Класс
точности
ТТТН Сч.
Знач
cos
j
±
d
2%P
, [ %] ±
d
5%P
, [ %]
для диапазона для диапазона
W
P2%
£
W
Pизм
<W
P5%
W
P5%
£
W
Pизм
<W
P20%
±
d
20%P
, [ %]
для диапазона
W
P20%
£
W
Pизм
< W
P100%
±
d
100%P
, [ %]
для диапазона
W
P100%
£
W
Pизм
£
W
P120%
1, 5,
8, 10,
21, 22
0,5S 0,5 0,2S
0,50,2 0,2S
0,50,2 0,5S
0,50,5 0,2S
1 1,9 1,2 1,0 1,0
0,8 2,9 1,8 1,4 1,4
0,5 5,5 3,0 2,3 2,3
1 не нормируют 1,8 1,1 0,9
0,8 не нормируют 2,9 1,6 1,2
0,5 не нормируют 5,3 2,8 2,0
1 не нормируют 2,1 1,6 1,4
0,8 не нормируют 3,1 1,9 1,7
0,5 не нормируют 5,5 3,0 2,3
1 не нормируют 1,9 1,2 1,0
0,8 не нормируют 2,9 1,7 1,4
0,5 не нормируют 5,5 3,0 2,3
1не нормируют2,21,61,5
0,8 не нормируют3,12,11,8
2–4, 6,
7,9,11,
12, 16,
17, 19,
23–27
0,50,5 0,5S
0,5 не нормируют5,63,22,6
0,5-0,5S
1не нормируют2,82,42,3
0,8 не нормируют 4,43,6 3,4
0,5 не нормируют 6,34,2 3,8
лист № 13
всего листов 16
Реактивная электроэнергия и мощность
точности
ТТ
ТН Сч.
Знач.
W
£
W<W
W≤W<W
W≤W
<
W
W
≤W
£
W
№
ИК
Класс
±
d
2%Q
, [ %]±
d
5%Q
, [ %]±
d
20%Q
, [ %]
±
d
100%Q
, [ %]
cos
j
/sin
j
для диапазона для диапазона для диапазона
для диапазона
Q2%QизмQ5%
Q5%
Qизм
Q20%
Q20%QизмQ100%
Q100%
Qизм
Q120%
1 5,
150,50,2 0,5
140,50,21
13, 200,50,5 0,5
8,
,
10,0,5S 0,5 0,5
0,8/0,64,52,72,22,2
21, 22
0,5/0,87 2,8 1,9 1,7 1,7
0,8/0,6 не нормируют 4,5 2,5 2,0
0,5/0,87 не нормируют 2,9 1,9 1,6
0,8/0,6 не нормируют 5,3 3,8 3,5
0,5/0,87 не нормируют 4,1 3,3 3,2
0,8/0,6 не нормируют 4,6 2,7 2,2
0,5/0,87 не нормируют 2,9 2,0 1,8
2–4, 6,
23–27
7,9,11,
0,8/0,6 не нормируют5,33,93,6
12, 16, 0,5 0,5 1
17, 19,
0,5/0,87 не нормируют4,13,43,2
180,5-1
0,8/0,6 не нормируют 6,8 5,7 5,5
0,5/0,87 не нормируют 5,0 4,5 4,4
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 +65 °С, для УСПД от минус 10 до +55 °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
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинаСистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) Иркутского авиационного завода – филиала ОАО «НПК «Иркут».
Комплектность средства измерений
приведена в таблице 4:
лист № 14
всего листов 16
1.3.1
1.3.2
1.3.3
ГР № 31857-11
ОС «Microsoft Windows 7»
ОС «Microsoft Windows XP Professional»
СУБД «Oracle 11.2»; «MS Office»
Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ Иркутского авиационного завода – филиала
ОАО «НПК «Иркут»
№Наименование№ Госреестра СИ РФ
Класс точности СИ,
количество, шт.
1.Основные измерительные средства учета электроэнергии и мощности
1.1Измерительные трансформаторы тока
1.1.1ТЛК-10
1.1.2ТЛМ-10
1.1.3ТОЛ-10
1.1.4ТПЛ-10
1.1.5ТПОЛ-10
1.1.6ТПОЛ-10М
1.1.7ТПФ
1.1.8ТПФМ-10
1.1.9ТОП-0,66
ГР № 9143-83
ГР № 9143-83
ГР № 7069-79
ГР № 1276-59
ГР № 1261-59
ГР № 37853-08
ГР № 517-50
ГР № 814-53
ГР № 15174-96
КТ 0,5 (2 шт.)
КТ 0,5 (12 шт.)
КТ 0,5 (14 шт.)
КТ 0,5 (4 шт.)
КТ 0,5 (5 шт.)
КТ 0,5S (10 шт.)
КТ 0,5 (6 шт.)
КТ 0,5 (6 шт.)
КТ 0,5 (3 шт.)
1.2Измерительные трансформаторы напряжения
1.2.1ЗНОЛ.06
1.2.2НАМИ-10
1.2.3НОМ-6
1.2.4НТМИ-6
ГР № 3344-04
ГР № 57274-14
ГР № 46786-11
ГР № 831-53
КТ 0,5 (3 шт.)
КТ 0,2 (1 шт.)
КТ 0,5 (8 шт.)
КТ 0,5 (8 шт.)
1.3Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные АЛЬФА А1800
АЛЬФА А1800
А1802RАLQ-P4G-DW-4
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-GP-4
АЛЬФА А1800
А1805RL-P4GВ-DW-4
КТ 0,2S(А) по ГОСТ Р 52323-2005
0,5(R) по ГОСТ Р52425-2005(9шт.)
КТ 0,5S(А) по ГОСТ Р 52323-2005
1(R) по ГОСТ Р 52425-2005(4 шт.)
КТ 0,5S(А) по ГОСТ Р 52323-2005
1(R) по ГОСТ Р 52425-2005(14шт.)
1.3.4
1.4Устройства сбора и передачи данных
1.4.1RTU-325L-E2-512-M2-B2ГР № 37288-08
сбор измерительной информации
от счетчиков (1 шт.)
1.5Сервер (ИВК), коммуникатор
1.5.1Сервер базы данных (БД)-
сбор измерительной информации
с УСПД и/или счетчиков (1 шт.)
2Программные компоненты
Системное (базовое) ПО,
2.1установленное на-
компьютере типа IBM PC
Прикладное ПО,
2.2 установленное на-
компьютере типа IBM PC
лист № 15
всего листов 16
№
Наименование
№ Госреестра СИ РФ
2.3
ГР № 44595-10
ПО«АльфаЦЕНТР»,модуль
AC_LaрTop – для ноутбука
2.4
Специализированное
встроенное ПО УСПД
ГР № 19495-03
2.5
ГР № 14555-02
ПО «ALPHAPLUS_AP»
3.1
3.2
3.3
3.4
Класс точности СИ,
количество, шт.
Специализированное ПО,
установленное на
компьютере типа IBM PC
ПО RTU-325 SWV1.00,
EMFPLUS,
терминальная программа «ZOC»
Специализированное
встроенное ПО счетчиков
электроэнергии
3Эксплуатационная документация
-1 экз.
-1 экз.
-1 экз.
Методика поверки
АИИС КУЭ
Паспорт-формуляр
АИИС КУЭ
Руководство пользователя
ПО «АльфаЦЕНТР»
Техническая документация
на комплектующие изделия
-1 комплект
Поверка
осуществляется по документу МП 002-2015 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутского авиационного
завода – филиала ОАО «НПК «Иркут». Методика поверки», утвержденному Восточно-
Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ» в марте 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- 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 ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС», в 2011 г. и
документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800.
Дополнение к методике поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержденному в 2012 г.;
- средства поверки комплексов аппаратно-программных средств на основе УСПД серии
RTU-300 в соответствии с документом: «Комплексы аппаратно-программных средств для учета
электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», ДИЯМ 466453.005
ФГУП ВНИИМС, 2003 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01 (Гос.реестр № 27008-04);
- переносной инженерный пульт – ноутбук с ПО и оптический преобразователь для
работы со счетчиками системы;
- программный пакет АльфаЦЕНТР АС_SE-100, ПО Metercat для конфигурации и опроса
счетчиков Альфа А1800.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений
электрической энергии (мощности) с использованием АИИС КУЭ Иркутского авиационного
завода – филиала ОАО «НПК «Иркут»; разработанной и аттестованной ФГУП «ВНИИФТРИ»
(Восточно-Сибирским филиалом), май 2015 г. Свидетельство об аттестации методики (методов)
измерений № 4-01.00294-2015 от 29.05.2015 г.
лист № 16
всего листов 16
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутского авиационного завода – филиала ОАО «НПК
«Иркут»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
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».
Техническаядокументациянасистемуавтоматизированнуюинформационно-
измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Иркутского авиационного
завода – филиала ОАО «НПК «Иркут».
Изготовитель
ЗАО «ИРМЕТ», ИНН 3811053048
Юридический адрес: 664050, г. Иркутск, ул. Байкальская, 239, корп. 26А.
Почтовый адрес: 664075, г. Иркутск, а/я 3857.
Тел. (3952) 500-317; Тел/факс (3952) 225-303; E-mail:
Интернет адрес:
;
Испытательный центр
ФГУП «Всероссийский НИИ физико-технических и радиотехнических измерений» (ФГУП
«ВНИИФТРИ») (Восточно-Сибирский филиал).
664056, г. Иркутск, ул. Бородина, 57,
тел/факс:(3952)46-83-03, факс:(3952)46-38-48; mail:
;
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИФТРИ» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № 30002-13 от 07.10.2013 г.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологииС.С. Голубев
М.п.«____» _____________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.