Untitled document

Приложение к свидетельству № 65234

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 16

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Иркутскэнерго» Иркутская ТЭЦ-10

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Иркутскэнерго» Иркутская ТЭЦ-10 (далее - АИИС КУЭ)

предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), а также для

автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной

информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ № 44595-10),

представляет собой многофункциональную трехуровневую систему с централизованным

управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-выполнениеизмерений30-минутныхприращенийактивнойиреактивной

электроэнергии (мощности);

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к

единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной

дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и

от несанкционированного доступа;

- передачу в заинтересованные организации результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о

состоянии объекта и средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового

рынка электроэнергии к измерительно-вычислительному комплексу (ИВК), устройству сбора и

передачи данных (УСПД);

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и полученной

информации 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

времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени UTC).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень: измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений,

включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2 и 0,5 по

ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5

по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800,

АЛЬФА и ЕвроАЛЬФА класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (либо ГОСТ 30206-94)

для активной электроэнергии; класса точности 0,5 и 1 по ГОСТ Р 52425-2005 (либо

ГОСТ 26035-83) для реактивной электроэнергии; вторичные измерительные цепи и технические

средства приема-передачи данных, размещенные на филиале ПАО «Иркутскэнерго» Иркутская

ТЭЦ-10 (г. Ангарск, Иркутской области) (27 точек измерений).

2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) на

базеУСПДRTU-325,включающийтехническиесредстваприема-передачиданных,

технические средства для разграничения доступа к информации.

Лист № 2

Всего листов 16

3-й уровень: ИВК располагается в центре сбора информации (ЦСИ) ПАО «Иркутск-

энерго», включающий каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с

программным обеспечением «АльфаЦЕНТР» АС_SЕ-5000, СОЕВ, функционирующую на всех

уровнях иерархии на базе устройства синхронизации системного времени (УССВ), и

автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

ИИК, ИВКЭ, ИВК, объединенные средствами связи, образуют измерительные каналы

(ИК) АИИС КУЭ.

Принцип действия АИИС КУЭ: первичные токи и напряжения 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) электрической мощности

вычисляются за 30 мин.

Цифровой сигнал со счетчиков по шине интерфейса RS-422/485 поступает на входы

УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов измерений в ИВК

ПАО «Иркутскэнерго» (сервер БД). Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ

предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485.

Все каналы связи являются защищенными и имеют ограниченный набор команд.

Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации

производится с помощью программного обеспечения в УСПД. Значения пересчетных

коэффициентов трансформации защищены от изменения путём включения в хэш-код

идентификационных признаков.

В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности

оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД предусмотрен сбор информации

непосредственно с электросчетчика, при помощи переносного инженерного пульта, с

последующей выгрузкой собранной информации в базу данных ИВК ПАО «Иркутскэнерго».

С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК)

ПАО «Иркутскэнерго», где проводится контроль достоверности измерительной информации.

Сигналы содержат информацию о результатах измерений 30-минутных приращений активной и

реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий УСПД и

счетчиков электроэнергии) филиала ПАО «Иркутскэнерго» Иркутская ТЭЦ-10. Временная

задержка поступления информации не более 30 мин. По запросу возможно получение всей

информации, хранящейся в базе данных АИИС.

Сопряжение УСПД с корпоративной информационно-вычислительной сетью (КИВС)

ПАО «Иркутскэнерго» и затем с ИВК осуществляется посредством линий связи ООО «Ир-

кутскэнергосвязь», образуя основной канал передачи данных. Резервный канал связи образован

посредством коммутируемого соединения (GSM модем).

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной

информации, а также хранение и отображение информации. Для контроля и мониторинга

работы системы по присоединениям филиала ПАО «Иркутскэнерго» Иркутская ТЭЦ-10

предусмотрены АРМы (персональные компьютеры). По запросу измерительная информация

поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и

выполняетсяпредусмотреннаяпрограммнымобеспечениемобработкаизмерительной

информации, ее формирование, оформление справочных и отчетных документов. Отчетные

документы, содержащие информацию о результатах 30-минутных приращениях активной и

реактивной электроэнергии и о состоянии средств измерений, передаются в вышестоящие

организации и смежные энергосистемы по основному и резервному каналам связи.

Лист № 3

Всего листов 16

АИИС КУЭ осуществляет обмен данными с АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам

связи в формате xml-файлов. Передача результатов измерений, информации о состоянии

объекта и средств измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК

ПАО «Иркутскэнерго» с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в

настоящую систему и АИИС КУЭ смежных субъектов. Передача полученной информации в

организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), розничного

рынка электроэнергии (РРЭ), в АО «АТС» и АО «СО ЕЭС» осуществляется с ИВК через

каналы связи в виде xml-файлов форматов, установленных в соответствии с Приложением

11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра

субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, с использованием электронной

цифровой подписи (ЭЦП) субъекта ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях иерархии, которая

выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного

времени UTC с помощью приема сигналов глобальной навигационной спутниковой системы

ГЛОНАСС либо глобальной системы позиционирования GPS. На уровне ИВК ПАО «Иркутск-

энерго» установлено УССВ на базе УССВ-2 (Госреестр СИ № 54074-13) с ГЛОНАСС/GPS-

приемником сигналов времени. Настройка системных часов сервера БД ИВК ПАО «Иркутск-

энерго» выполняется с помощью программного обеспечения АС_Time непосредственно от

УССВ, которое 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. Внутренние часы счетчиков

электрической энергии (уровень ИИК) сличаются и, при необходимости, синхронизируются с

часами УСПД (ИВКЭ) не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со

стороны УСПД при расхождении более ±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. Погрешность

СОЕВ АИИС КУЭ 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

построениеотказоустойчивого,масштабируемогопрограммно-техническогокомплекса.

В состав ПО АИИСКУЭ 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 2000», прикладное ПО (СУБД «Oracle 9i» - 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.

В состав ПО для передачи данных в Программно-аппаратный комплекс Коммерческого

оператора (АО «АТС») с использованием ЭЦП входят следующие программные продукты:

средство криптографической защиты информации (СКЗИ) КриптоПро CSP, программный

продукт CryptoEnergyPro, программный продукт CryptoSendMail, драйверы и утилиты,

обеспечивающие согласованную работу указанных выше программ.

ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям ГОСТ 8.654-2009,

свидетельство об аттестации от 31 мая 2012 г. № АПО-001-12 выдано ФГУП «ВНИИМС».

Состав и идентификационные данные ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.

Лист № 4

Всего листов 16

MD5

Значение

«АльфаЦЕНТР»

не ниже 12.01

3Е736В7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритмвычисленияконтрольнойсуммы

исполняемого кода

Наименование программного модуля ПО

ac_metrology.dll

Управление сбором данных осуществляется при помощи ПО «АльфаЦЕНТР», которое

функционирует на сервере ИВК. Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения

пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.

ПО 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 ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -

высокий по Р 50.2.077-2014.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР»,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет

±1 единицу 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

Но-

мер

ИК

Наименование

объекта учета,

диспетчерское

наименование

присоединения

Наименование

измеряемой

величины

1 -

27

Иркутская

ТЭЦ-10

Ток первичный

Напряжение

первичное

1

Иркутская

ТЭЦ-10

ТГ-1

105000

Ток первичный

Напряжение

первичное

2

Иркутская

ТЭЦ-10

ТГ-2

216000

Ток первичный

Напряжение

первичное

3

Иркутская

ТЭЦ-10

ТГ-3

216000

Таблица 2 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК

АИИС КУЭ

Измерительные компоненты

класс точности,

коэффициент

1

2

Вид СИ,

Обозначение, тип,

Ктт·

номер Госреестра СИ,

Ктн

пер

е

да

ч

и

заводские номера

345

RTU-325-E1-256-M3-B8-G

УСПДГР № 19495-03

Зав. № 1112

6

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТШЛ-СЭЩ-10

ТТГР № 37544-08

КТ 0,5 Зав. № 1274886 (фаза А)

Ктт =5000/5 Зав. № 1274883 (фаза В)

Зав. № 1274885 (фаза C)

GSES-12D

ТНГР № 28404-09

КТ 0,5 Зав.№ 12/30833964 (фаза А)

Ктн=10500/100 Зав.№ 12/30833965 (фаза В)

Зав.№ 12/30833962 (фаза C)

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RAL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1 ГР № 31857-11

R=5000имп/кВт(квар)·чЗав.№ 01242050

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТШЛ-20-1

ТТГР № 21255-08

КТ 0,5 Зав. № 129 (фаза А)

Ктт =6000/5 Зав. № 128 (фаза В)

Зав. № 137 (фаза C)

ТН НТМИ-18

КТ 0,5 ГР № 831-53

Ктн=18000/100Зав. № 703284

СчетчикАЛЬФА

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1R-4-AL-C29-T+

К

СЧ

=1 ГР № 14555-02

R=5000имп/кВт(квар)·чЗав.№ 01054445

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТШЛ-СЭЩ-20

ТТГР № 44631-10

КТ 0,5 Зав. № 00012-13 (фаза А)

Ктт =6000/5 Зав. № 00008-13 (фаза В)

Зав. № 00002-13 (фаза C)

GSES 24D

ТНГР № 39350-08

КТ 0,5 Зав. № 30885852 (фаза А)

Ктн=18000/100 Зав. № 30885851 (фаза В)

Зав. № 30885850 (фаза C)

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RAL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1 ГР № 31857-11

R=5000имп/кВт(квар)·чЗав.№ 01256923

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

Лист № 6

Всего листов 16

ТТ

КТ 0,5

Ктт =6000/5

Ток первичный

Напряжение

первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

АЛЬФА А1800

А1802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01225782

ТТ

КТ 0,5

Ктт =6000/5

Ток первичный

Напряжение

первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

АЛЬФА

А1R-4-AL-C29-T+

ГР № 14555-02

Зав.№ 01054447

216000

ТТ

КТ 0,5

Ктт =6000/5

Ток первичный

Напряжение

первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

АЛЬФА А1800

А1802RAL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01275598

216000

ТТ

КТ 0,5

Ктт =6000/5

Ток первичный

Напряжение

первичное

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

АЛЬФА

А1R-4-AL-C29-T+

ГР № 14555-02

Зав.№ 01070464

216000

Продолжение таблицы 2

123

6

45

ТШЛ-СЭЩ-20

ГР № 44631-10

Зав. № 157 (фаза А)

Зав. № 159 (фаза В)

Зав. № 162 (фаза C)

GSES 24D

ГР № 39350-08

Зав. № 30747194 (фаза А)

Зав. № 30747193 (фаза В)

Зав. № 30747192 (фаза C)

Иркутская

ТН

4ТЭЦ-10

КТ 0,5

ТГ-4

К

т

н=18000/100

216000

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТПШФ-20

ГР № 519-50

Зав. № 3019 (фаза А)

Зав. № 3017 (фаза В)

Зав. № 3016 (фаза C)

НТМИ-18

ГР № 831-53

Зав. № 725687

Иркутская

ТН

5ТЭЦ-10

КТ 0,5

ТГ-5

К

т

н=18000/100

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТН

ТШЛ-СВЭЛ-20

ГР № 48852-12

Зав. № 1277640 (фаза А)

Зав. № 1278717 (фаза В)

Зав. № 1277635 (фаза C)

GSES 24D

ГР № 39350-08

Зав. № 30966757 (фаза А)

Зав. № 30966756 (фаза В)

Зав. № 30966755 (фаза C)

Иркутская

6ТЭЦ-10

КТ 0,5

ТГ-6

Ктн=18000/100

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТН

ТПШФ-20

ГР № 519-50

Зав. № 3354 (фаза А)

Зав. № 3357 (фаза В)

Зав. № 3422 (фаза C)

НТМИ-18

ГР № 831-53

Зав. № 731562

Иркутская

7ТЭЦ-10

КТ 0,5

ТГ-7

Ктн=18000/100

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

Лист № 7

Всего листов 16

Ток первичный

Напряжение

первичное

Ток первичный

Напряжение

первичное

9

220000

Ток первичный

220000

Ток первичный

220000

6

Продолжение таблицы 2

12345

ТПШФ-20

ТТГР № 519-50

КТ 0,5 Зав. № 3553 (фаза А)

Ктт =6000/5 Зав. № 3495 (фаза В)

Зав. № 3491 (фаза C)

ЗНОЛ-СЭЩ-20

Иркутская

ТНГР № 37545-08

8 ТЭЦ-10

КТ 0,2 Зав. № 01351-15 (фаза А)

ТГ-8

К

т

н=18000/100 За

в

. №

01

3

52-15

(ф

а

з

а В)

Зав. № 01350-15 (фаза C)

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RAL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1 ГР № 31857-11

R=5000имп/кВт(квар)·чЗав.№ 01291788

216000

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТН

КТ 0,2

ТН-2

«Ново-

ТВГ-110-0,2

ТТГР № 22440-07

КТ 0,2 Зав. № А314-10 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № А365-10 (фаза В)

Зав. № А364-10 (фаза C)

ТН-1

НАМИ-110 УХЛ1

ГР № 24218-08

Иркутская

Зав. № 4815 (фаза А)

ТЭЦ-10

Зав. № 4816 (фаза В)

ОРУ 110 кВ

Зав. № 4821 (фаза C)

ВЛ 110 кВ

Ктн=110000/√3/100/√3

НАМИ-110 УХЛ1

Ленино»

ГР № 24218-08

Зав. № 4820 (фаза А)

Зав. № 4822 (фаза В)

Зав. № 4823 (фаза C)

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RАL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1 ГР № 31857-06

R=5000имп/кВт(квар)·ч№ 01207974

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТФМ-110-II У1

ТТГР № 16023-97

КТ 0,5Зав. № 3831 (фаза А)

Иркутская

Ктт =1000

/

5Зав. №

4894 (фаза В)

ТЭЦ-10

За

в

. №

34

0

3 (фа

з

а C)

10О

В

Р

Л

У

1

0

к

В

ТН из ИК № 9

«Урик А»

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RАL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1 ГР № 31857-06

R=5000имп/кВт(квар)·ч№ 01211443

Напряжение

первичное

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

Иркутская

ТТ

Т

Г

Ф

Р

М

№

-1

1

6

0

-

2

I

3

I

-

У

97

1

ТЭЦ-10

КТ 0,5 Зав. № 4768 (фаза А)

11 ОРУ 110 кВ

Ктт =1000/5 Зав. № 4785 (фаза В)

ВЛ 110 кВ

За

в

. №

38

9

4 (фа

з

а C)

«ТЭЦ-9»

ТН из ИК № 9

Напряжение

первичное

Лист № 8

Всего листов 16

11

Ток первичный

220000

Ток первичный

220000

Ток первичный

440000

Ток первичный

220000

Продолжение таблицы 2

12345

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RАL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1 ГР № 31857-06

R=5000имп/кВт(квар)·ч№ 01195034

6

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

Иркутская

ТФМ-110-II У1

ТТГР № 16023-97

КТ 0,5 Зав. № 4762 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 4317 (фаза В)

ТЭЦ-10

Зав. № 4344 (фаза C)

12ОРУ 110 кВ

ТН из ИК № 9

ВЛ 110 кВ

«Урик Б»

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RАL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1ГР № 31857-06

R=5000имп/кВт(квар)·ч № 01207972

Напряжение

первичное

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

Иркутская

ТФМ-110-II У1

ТТГР № 16023-97

КТ 0,5Зав. № 4332 (фаза А)

Ктт =1000/5Зав. № 4783 (фаза В)

ТЭЦ-10

Зав. № 4789 (фаза C)

13

ОРУ 110 кВ

ТН из ИК № 9

ВЛ 110 кВ

бор-1»

«Водоза-

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RАL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1 ГР № 31857-06

R=5000имп/кВт(квар)·ч№ 01207973

Напряжение

первичное

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

Иркутская

ТВГ-110-0,2

ТТГР № 22440-02

КТ 0,2 Зав. № 314-8 (фаза А)

Ктт =2000/5 Зав. № 310-8 (фаза В)

ТЭЦ-10

Зав. № 309-8 (фаза C)

14ОРУ 110 кВ

ТН из ИК № 9

ВЛ 110 кВ

«Иркутская»

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RАL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1ГР № 31857-06

R=5000имп/кВт(квар)·ч Зав.№ 01211442

Напряжение

первичное

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

Иркутская

ТФМ-110-II У1

ТТГР № 16023-97

КТ 0,5 Зав. № 4895 (фаза А)

Ктт =1000/5 Зав. № 4897 (фаза В)

ТЭЦ-10

Зав. № 3636 (фаза C)

15ОРУ 110 кВ

ТН из ИК № 9

ВЛ 110 кВ

«Мегет»

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RАL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1 ГР № 31857-06

R=5000имп/кВт(квар)·ч№ 01211441

Напряжение

первичное

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

Лист № 9

Всего листов 16

Ток первичный

Напряжение

первичное

54000

Ток первичный

Напряжение

первичное

54000

Ток первичный

Напряжение

первичное

19

36000

6

Иркутская

Продолжение таблицы 2

12345

ТВГ-110-0,2

ТТГР № 22440-02

КТ 0,2 Зав. № 358-10 (фаза А)

Ктт =2000/5 Зав. № 357-10 (фаза В)

ТЭЦ-10

Зав. № 356-10 (фаза C)

16ОРУ 110 кВ

ТН из ИК № 9

ВЛ 110 кВ

ОВ

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RАL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1ГР № 31857-06

R=5000имп/кВт(квар)·ч Зав.№ 01211445

440000

Напряжение

первичное

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТПЛ-35

ТТ ГР № 21253-01

КТ 0,5 Зав. № 47 (фаза А)

Ктт =1500/5 Зав. № 51 (фаза В)

Зав. № 52 (фаза C)

GSES 24D

Иркутская

ТНГР № 39350-08

17 ТЭЦ-10

КТ 0,5 Зав. № 30885852 (фаза А)

Ввод 18 кВ

Кт

н=18000/100 Зав. №

30

8

85851 (

ф

а

з

а В)

Т-3АБ

Зав. № 30885850 (фаза C)

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RАL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1 ГР № 31857-11

R=5000имп/кВт(квар)·ч№ 01256925

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТПЛ-35

ТТГР № 21253-01

КТ 0,5 Зав. № 158 (фаза А)

Ктт =1500/5 Зав. № 51 (фаза В)

Зав. № 52 (фаза C)

GSES 24D

Иркутская

ТНГР № 39350-08

18

КТ 0,5 Зав. № 30747194 (фаза А)

Ктн=18000/100 Зав. № 30747193 (фаза В)

Зав. № 30747192 (фаза C)

ТЭЦ-10

Ввод 18 кВ

Т-4АБ

СчетчикАЛЬФА А1800

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)А1802RАL-P4GB-DW-4

К

СЧ

=1 ГР № 31857-11

R=5000имп/кВт(квар)·ч№ 01225783

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТТ

КТ 0,5

Ктт =1000/5

ТПОФУ-20

ГР № 518-50

Зав. № 432 (фаза А)

Зав. № 433 (фаза C)

Иркутская

Т

НН

Т

МИ-18

ТЭЦ-10

КТ 0,5 ГР № 831-53

Ввод 18 кВ

К

т

н=18000/100За

в

. №

72

5

687

Т-5АБ

Счетчик ЕвроАЛЬФА

КТ 0,5S (А)/1(R)ЕА05RL-В-3

К

СЧ

=1 ГР № 16666-97

R=5000имп/кВт(квар)·чЗав.№ 01070183

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

Лист № 10

Всего листов 16

ТТ

КТ 0,5

Ктт =1500/5

Ток первичный

Напряжение

первичное

20

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

АЛЬФА А1800

А1802RАL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01275600

ТТ

КТ 0,5

Ктт =1000/5

Ток первичный

Напряжение

первичное

21

ЕвроАЛЬФА

ЕА05RL-В-3

ГР № 16666-97

Зав.№ 1070176

36000

ТТ

КТ 0,5

Ктт =1500/5

Ток первичный

Напряжение

первичное

22

Счетчик

КТ 0,2S (А)/0,5 (R)

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

АЛЬФА А1800

А1802RАL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-11

Зав.№ 01275599

54000

Ток первичный

Напряжение

первичное

23

АЛЬФА А1800

А1805RL-P4GB-DW-4

ГР № 31857-11

№ 01273095

18000

Продолжение таблицы 2

123

6

ТН

КТ 0,5

45

ТШЛ-СВЭЛ-20

ГР № 48852-12

Зав. № 1277645 (фаза А)

Зав. № 1278715 (фаза В)

Зав. № 1277644 (фаза C)

GSES 24D

ГР № 39350-08

Зав. № 30966757 (фаза А)

Зав. № 30966756 (фаза В)

Зав. № 30966755 (фаза C)

Иркутская

ТЭЦ-10

Ввод 18 кВ

К

т

н=18000/100

Т-6АБ

54000

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТПОФУ-20

ГР № 518-50

Зав. № 438 (фаза А)

Зав. № 434 (фаза C)

НТМИ-18

ГР № 831-53

Зав. № 731562

Иркутская

Т

Н

ТЭЦ-10

КТ 0,5

Ввод 18 кВ

К

т

н=18000/100

Т-7АБ

Счетчик

КТ 0,5S (А)/1(R)

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТН

КТ 0,2

ТПЛ-35

ГР № 21253-01

Зав. № 134 (фаза А)

Зав. № 132 (фаза А)

Зав. № 133 (фаза C)

ЗНОЛ-СЭЩ-20

ГР № 37545-08

Зав. № 01351-15 (фаза А)

Зав. № 01352-15 (фаза В)

Зав. № 01350-15 (фаза C)

Иркутская

ТЭЦ-10

Ввод 18 кВ

К

т

н=18000/100

Т-8АБ

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

ТОЛ 10

ГР № 7069-02

Зав. № 4568 (фаза А)

Зав. № 4560 (фаза C)

НОМ-6

ГР № 159-49

Зав. № 475 (фаза А)

Зав. № 451 (фаза C)

ТТ

КТ 0,5

Иркутская

Ктт =1500/5

ТЭЦ-10

Т

Н

Ввод 1Т

КТ 0,5

яч.3

Ктн=6000/100

ПС «Водо-

забор-2»

Счетчик

КТ 0,5S (А)/1(R)

К

СЧ

=1

R=5000имп/кВт(квар)·ч

Энергия активная,

реактивная,

мощность активная,

реактивная,

календарное время

Лист № 11

Всего листов 16

Ктт =1500/5

ГР № 7069-02

КТ 0,5

Ктн=6000/100

НОМ-6

Ввод 2Т

яч.20

ПС «Водо-

К =1

ГР № 31857-11

18000

реактивная,

Ктт =100/5

ГР № 7069-02

первичное

забор-2»

яч. 2

СЧ

К =1ГР № 31857-11

1200

реактивная,

Продолжение таблицы 2

12 3456

ТТ

ТОЛ 10

КТ 0,5

Зав. № 4598 (фаза А)

Т

ок первичный

Иркутская

Зав. № 225 (фаза C)

ТЭЦ-10

Т

Н

ГР № 159-49

Напряжение

24

Зав. № 25 (фаза А) первичное

Зав. № 07 (фаза C)

забор-2»

СчетчикАЛЬФА А1800

Энергия активная,

КТ 0,5S (А)

/

1

(

R) А1805RL-P4G

B

-D

W

-4

мощность активная,

СЧ

R=5000имп/кВт(квар)·ч№ 01273096

календарное

время

ТТ

ТОЛ 10

Иркутская

КТ 0,5

Зав. № 694 (фаза А)

Т

ок первичный

ТЭЦ-10

Зав. №

2128 (фаза C)

25

ПС «Водо-

ТН из ИК № 23

Напряжение

КЛ-6 кВ

С

ч

ет

чи

к

АЛЬФА

А

1800

Энергия ак

т

ивна

я

,

«Сибизмир»

КТ 0,5S (А)/1(R)А1805RL-P4GB-DW-4

мощность

а

кти

в

на

я

,

реактивная,

ТТ

Ктт =300/5

ГР № 7069-02

ТН из ИК № 23

ТЭЦ-10

ПС «Водо-

забор-2»

КЛ-6 кВ

(Водоканал)

К =1

ГР № 31857-11

3600

реактивная,

ТТ

Ктт =300/5

ГР № 7069-02

ТН из ИК № 24

ТЭЦ-10

ПС «Водо-

забор-2»

КЛ-6 кВ

(Водоканал)

К =1

ГР № 31857-11

3600

реактивная,

R=5000имп/кВт(квар)·ч№ 01273094

календарное

время

ТОЛ 10

Иркутская

КТ 0,5

Зав. № 18932 (фаза А)

Ток первичный

Зав. № 7370 (фаза C)

Напряжение

26

первичное

яч. 5

С

ч

е

т

ч

и

к

А

ЛЬФА А1800

Энергия акти

в

ная,

«ХПВ-1»

КТ 0,5S (А)/1(R) А1805RL-P4GB-DW-4

м

ощность

а

кти

в

ная,

СЧ

R=5000имп/кВт(квар)·ч№ 01273091

календарное

время

ТОЛ 10

Иркутская

КТ 0,5

Зав. № 11125 (фаза А)

Ток первичный

Зав. № 11944 (фаза C)

Напряжение

27

первичное

яч. 22

С

ч

е

т

ч

и

к

А

ЛЬФА А1800

Энергия акти

в

ная,

«ХПВ-2»

КТ

0,5S

(А

)

/1(

R

)

А

1805R

L

-P4G

B

-DW-4

м

ощность

а

кти

в

ная,

СЧ

R=5000имп/кВт(квар)·ч№ 01273089

календарное

время

П р и м е ч а н и я

1 Допускается замена измерительных компонентов на аналогичные утвержденных типов с

метрологическими характеристиками такими же, как перечисленные в таблице 2.

2 Замена оформляется актом в установленном в ПАО «Иркутскэнерго» порядке. Акт хранится

совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Лист № 12

Всего листов 16

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчики Альфа А1800 (параметры надежности: То не менее 120000 ч;

tв не более 2 ч);

- электросчётчики АЛЬФА, ЕвроАЛЬФА (параметры надежности: То не менее 50000 ч;

tв не более 2 ч);

-УСПД RTU-325 (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);

- УССВ-2 (К

Г

не менее 0,95; tв не более 168 ч).

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания (ИБП),

а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от

измерительно-информационных комплексов (ИИК) к ИВКЭ (резервный канал связи -

резервные жилы кабеля интерфейса RS-485); резервирование каналов связи от ИВКЭ к

ИВК (резервный канал связи -коммутируемое соединение GSM); 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);

- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчика, вторичных

цепей испытательных коробок, УСПД;

Глубина хранения информации (профиля):

- электросчетчики АЛЬФА имеют энергонезависимую память для хранения профиля

нагрузки с получасовым интервалом данных по активной и реактивной электроэнергии с

нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров

(функция автоматизирована) по 4-м каналам - на глубину 63 дня; ЕвроАЛЬФА -на

глубину 74 дня; Альфа А1800 - на глубину 180 дней;

-УСПДRTU-325-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).

Знач

cos

j

9,

14, 16

19, 21,

23 - 27

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

НомерКласс±

d

2%P

, %,±

d

5%P

, %,±

d

20%P

, %,±

d

100%P

, %,

ИК точности для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона

ТТ ТН Сч.

W

P2%

£

W

Pизм

<W

P5%

W

P5%

£

W

Pизм

<W

P20%

W

P20%

£

W

Pизм

< W

P100%

W

P100%

£

W

Pизм

£

W

P120%

1234 5 6789

1 не нормируют1,10,80,7

0,2 0,2 0,2S 0,8 не нормируют1,40,90,9

0,5 не нормируют2,11,31,1

8, 15,1 не нормируют1,81,10,9

10 - 13, 0,5 0,2 0,2S 0,8 не нормируют 2,9 1,6 1,2

22

0,5 не нормируют 5,3 2,8 2,0

1 - 7,

1 не нормируют 1,9 1,2 1,0

17, 18, 0,5 0,5 0,2S

0,8 не нормируют 2,9 1,7 1,4

20

0,5 не нормируют 5,5 3,0 2,3

1 не нормируют2,21,61,5

0,5 0,5 0,5S 0,8 не нормируют 3,12,1 1,8

0,5 не нормируют5,63,22,6

Лист № 13

Всего листов 16

cos

j

/

0,2

0,2 0,5

22

Реактивная электроэнергия и мощность

НомерКлассЗнач.±

d

2%Q

, %,±

d

5%Q

, %,±

d

20%Q

, %,±

d

100%Q

, %,

ИК точности для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона

ТТ ТН Сч.

sin

j

W

Q2%

£

W

Qизм

<W

Q5%

W

Q5%

≤W

Qизм

<W

Q20%

W

Q20%

≤W

Qизм

<

W

Q100%

W

Q100%

≤W

Qизм

£

W

Q120%

9, 0,8/0,6 не нормируют2,31,61,5

14, 16 0,5/0,87 не нормируют 2,0 1,5 1,5

8, 15, 0,8/0,6 не нормируют 4,5 2,5 2,0

10 - 13,

0,5 0,2 0,5

0,5/0,87 не нормируют 2,9 1,9 1,6

20

1 - 7, 0,8/0,6 не нормируют 4,6 2,7 2,2

17, 18,

0,5 0,5 0,5

0,5/0,87 не нормируют 2,9 2,0 1,8

0,5 0,51

19, 21, 0,8/0,6 не нормируют 5,3 3,9 3,6

23 - 27 0,5/0,87 не нормируют 4,1 3,4 3,2

П р и м е ч а н и я

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения 30-минутных приращений

электроэнергии и средней мощности;

2 Нормальные условия:

- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов по

ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001, для счетчиков, УСПД, ИВК и УССВ-2 (20±2) °С;

- диапазон напряжения (0,98-1,02)Uном; частота (50±0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,05 мТл.

3 Рабочие условия:

- допускаемая температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов

от минус 60 до плюс 45 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °С, для УСПД от 0

до плюс 70 °С, для ИВК (20±10) °С, для УССВ-2 от минус 10 до плюс 55 °С;

- диапазон напряжения (0,9-1,1)Uном; частота (50±1,5) Гц.

4 Погрешность в рабочих условиях указана для колебаний температуры окружающего воздуха

в месте расположения счетчиков электроэнергии в процессе выполнения измерений (20±5) °С.

5 В таблице 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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на Систему автоматизирован-

ную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ПАО «Иркутскэнерго» Иркутская ТЭЦ-10.

Комплектность средства измерений

приведена в таблице 4.

Наименование

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

№

п/п

1

2

Номер

Госреестра СИ

3

Класс точности СИ,

количество, шт.

4

1Основные измерительные средства учета электроэнергии и мощности

1.1 Измерительные трансформаторы тока

Лист № 14

Всего листов 16

1.3.1

ГР № 14555-02

1.3.2

1.3.3

1.3.4

1.3.5

1.4

1.4.1

ГР № 19495-03

ГР № 54074-13

-

Продолжение таблицы 4

1234

1.1.1ТВГ-110-0,2

1.1.2ТФМ-110-II У1

1.1.3ТПЛ-35

1.1.4ТПОФУ-20

1.1.5ТПШФ-20

1.1.6ТШЛ-20-I

1.1.7ТШЛ-СВЭЛ-20

1.1.8ТШЛ-СЭЩ-20

1.1.9ТОЛ-10

1.1.10ТШЛ-СЭЩ -10

ГР № 22440-07

ГР № 16023-97

ГР № 21253-01

ГР № 518-50

ГР № 519-50

ГР № 21255-08

ГР № 48852-12

ГР № 44631-10

ГР № 7069-02

ГР № 37544-08

КТ 0,2 (9 шт.)

КТ 0,5 (15 шт.)

КТ 0,5 (9 шт.)

КТ 0,5 (4 шт.)

КТ 0,5 (9 шт.)

КТ 0,5 (3 шт.)

КТ 0,5 (6 шт.)

КТ 0,5 (10 шт.)

КТ 0,5 (3 шт.)

1.2Измерительные трансформаторы напряжения

1.2.1НАМИ-110 УХЛ1

1.2.2GSES 24D

1.2.3ЗНОЛ-СЭЩ-20

1.2.4НТМИ-18

1.2.5GSES-12D

1.2.6НОМ-6

ГР № 24218-08

ГР № 39350-08

ГР № 37545-08

ГР № 831-53

ГР № 28404-09

ГР № 159-49

КТ 0,2 (6 шт.)

КТ 0,5 (18 шт.)

КТ 0,2 (6 шт.)

КТ 0,5 (5 шт.)

КТ 0,5 (3 шт.)

КТ 0,5 (4 шт.)

1.3Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные АЛЬФА

АЛЬФА

A1R-4-АL-C29-T+

КТ 0,2S(А) по ГОСТ 30206-94

0,5(R) по ГОСТ 26035-83 (3 шт.)

ГР № 31857-06

ГР № 31857-11

ГР № 16666-97

АЛЬФА А1800КТ 0,2S(А) по ГОСТ Р 52323-2005

А1802RAL-P4GB-DW-4

0,5(R) по ГОСТ Р 52425-2005 (8 шт)

АЛЬФА А1800КТ 0,2S(А) по ГОСТ Р 52323-2005

А1802RAL-P4GB-DW-4

0,5(R) по ГОСТ Р 52425-2005 (9 шт)

АЛЬФА А1800КТ 0,5S(А) по ГОСТ Р 52323-2005

А1805RL-P4GB-DW-4 1(R) по ГОСТ Р 52425-2005 (5 шт.)

ЕвроАЛЬФА КТ 0,5S(А) по ГОСТ 30206-94

ЕА05RL-В-3 1(R) по ГОСТ 26035-83 (2 шт.)

Комплекс аппаратно-программных средств

для учета электроэнергии на основе УСПД RTU-300

RTU-300

RTU-325-E1-256-M3-B8-G

сбор измерительной информации

от счетчиков (1 шт.)

1.5Устройство синхронизации системного времени (УССВ)

1.5.1УССВ-2

Прием, передача сигналов даты и

времени; установка и корректиров-

ка значений времени и даты в

компонентах АИИС КУЭ (1 шт.)

1.6

Сервер

1.6.1Сервер БД

сбор измерительной информации

с УСПД (1 шт.)

Лист № 15

Всего листов 16

Продолжение таблицы 4

1234

2 Программные компоненты

Системное (базовое) ПО,ОС «Microsoft Windows 2000»

2.1установленное на-ОС«MicrosoftWindowsXP

компьютере типа IBM PC Professional»

Прикладное ПО,

«Microsoft Office»

ПО«АльфаЦЕНТР»,

установленное на

2.2 установленное на-

СУБД «Oracle 9i»;

компьютере типа IBM PC

2.3 Специализированное ПО, ГР № 44595-10

A

C_

Laр

Top - для

ноу

тбука

мод

у

ль

2.4

компьютере типа IBM PC

-

КриптоПро CSP, CryptoEnergyPro,

CryptoSendMail

2.5

ГР № 19495-03

электроэнергии

ПО «ALPHAPLUS_AP»,

СпециализированноеПО RTU-325 SWV1.00,

встроенное ПО УСПДEMFPLUS, ALPHAPLUS_AEP

Специализированное

2.6встроенное ПО счетчиковГР № 14555-02

«

ALPHAPLUS_AЕ»,

«

M

e

ter

c

a

t

»

АИИС КУЭ

3Эксплуатационная документация

3.1

Методика поверки

-1 экз.

АИИС КУЭ

3.2

Паспорт-формуляр

-1 экз.

Техническая документация

на комплектующие изделия

2.1-1 комплект

Поверка

осуществляется по документу МП 004-2016 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Иркутскэнерго»

Иркутская ТЭЦ-10. Методика поверки», утвержденному Восточно-Сибирским филиалом

ФГУП «ВНИИФТРИ» 11 ноября 2016 г.

Основные средства 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 документами:

ДИЯМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

АльфаА1800.Методикаповерки»,утвержденнымФГУП«ВНИИМС»в2011г.,

ДИЯМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г., «Счетчики

электрической энергии трехфазные многофункциональные типа АЛЬФА. Методика поверки»,

утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1999 г., «Многофункционный

микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика

поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1997 г.;

- средства поверки комплексов аппаратно-программных средств на основе УСПД серии

RTU-300 в соответствии с документом ДИЯМ 466453.005 «Комплексы аппаратно-программных

средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки»,

утвержденным ФГУП ВНИИМС в 2003 г.;

- ntp-серверы, работающие от сигналов рабочих шкал Государственного первичного

эталона времени и частоты;

- переносной инженерный пульт - ноутбук с ПО и оптический преобразователь для

работы со счетчиками системы и с программными пакетами «АльфаЦЕНТР» АС_SE-5000,

«ALPHAPLUS_AЕ», «ALPHAPLUS_AP», «Metercat» для конфигурации и опроса счетчиков.

Лист № 16

Всего листов 16

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии

(мощности) с использованием АИИС КУЭ ПАО «Иркутскэнерго» Иркутская ТЭЦ-10»,

разработанном и аттестованном Восточно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ»

в 2014 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ПАО «Иркутскэнерго» Иркутская ТЭЦ-10

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизирован-ные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения

Изготовитель

ЗАО «ИРМЕТ»

ИНН 3811053048

Юридический адрес: 664050, г. Иркутск, ул. Байкальская, 239, корп. 26А

Адрес: 664075, г. Иркутск, а/я 3857

Телефон (факс): (3952) 225-303

Web-сайт:

http://irmet.ru

Е-mail:

irmet@es.irkutskenergo.ru

Испытательный центр

Восточно-СибирскийфилиалФГУП«Всероссийскийнаучно-исследовательский

институт физико-технических и радиотехнических измерений» (Восточно-Сибирский филиал

ФГУП «ВНИИФТРИ»)

Юридический адрес: 141570, Московская область, Солнечногорский район, рабочий

поселок Менделеево, промзона ВНИИФТРИ, корпус 11

Адрес: 664056, г.Иркутск, ул. Бородина,57

Телефон: (3952)46-83-03; Факс: (3952)46-38-48

Web-сайт:

http://www.vniiftri-irk.ru

Е-mail:

office@niiftri.irk.ru

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.« ___ » _______________ 2017 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru