ГРСИ 79435-20: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Красноярская ГРЭС-2" . Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
79436-20

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Красноярская ГРЭС-2" , ГРСИ 79435-20

Смотреть ГРСИ
79434-20

Номер госреестра:

79435-20

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Красноярская ГРЭС-2"

Обозначение типа:

Производитель:

Публичное акционерное общество "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" (ПАО "ОГК-2"), п. Солнечнодольск, Изобильненский район, Ставропольский край

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

001

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение

к приказу Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «22» октября 2020 г. № 1737

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Красноярская ГРЭС-2»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Красноярская ГРЭС-2» (далее по тексту – АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,

хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюмногоуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие

измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН),

счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных;

Второйуровень–информационно-вычислительныйкомплексэлектроустановки

(ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические

средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного

взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий

сервер базы данных (сервер БД), автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство

синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и

приема-передачи данных. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения

результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов

в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другие организации.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в

аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за

период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы

УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной

информации и передача измерительной информации на верхний уровень системы, а также

отображение информации на АРМах.

На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной

информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и

отчетных документов. Передача информации в организации осуществляется по каналу связи в

сети интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на

основе устройства синхронизации времени УССВ-2, принимающего сигналы точного времени

от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС).

Синхронизация времени УСПД от УССВ-2 происходит с периодичностью 1 раз в 60

минут,коррекцияпроизводитсяприрасхождениивремениболеечемна



1 с

(программируемый параметр). Время счетчиков и сервера синхронизируется от УСПД с

периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция времени счетчиков и сервера производится при

расхождении времени счетчиков и УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр).

Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы,

минуты, секунды) до и после коррекции.

Программное обеспечение

Идентификационныеданныеметрологическизначимойчастипрограммного

обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.

Идентификационные признаки

Значение

3Е736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

MD5

Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения

АльфаЦЕНТР

не ниже 12.01

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор метрологически

значимой части ПО ac_metrology.dll

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» отнепреднамеренных и преднамеренных

изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ

приведены в таблицах 2 - 4.

ТН

Счетчик

УСПД/УССВ

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

RTU-325

рег. №

37288-08/

УССВ-2

рег. №

54074-13

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

ТТ

Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ

Номер и

наименование ИК

123

1Г 18 кВ

Кт = 0,2

Красноярская

ТШ20

1ГРЭС-2,

Ктт = 8000/5

рег. № 8771-82

2Г 18 кВ

Кт = 0,2

Красноярская

ТШ20

2ГРЭС-2,

Ктт = 8000/5

рег. № 8771-82

4Г 18 кВ

Кт = 0,2

Красноярская

ТШ20

3ГРЭС-2,

Ктт = 8000/5

рег. № 8771-82

5Г 6 кВ

Кт = 0,2

Красноярская

ТШ20

4ГРЭС-2,

Ктт = 8000/5

рег. № 8771-82

6Г 18 кВ

Кт = 0,2S

Красноярская

ТШЛ-СВЭЛ-20

5ГРЭС-2,

Ктт = 8000/5

рег. № 67629-17

7Г 18 кВ

Кт = 0,2S

Красноярская

ТВ-ЭК

6ГРЭС-2,

Ктт = 8000/5

рег. № 39966-10

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн =

18000:√3/100:√3

рег. № 3344-08

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн =

18000:√3/100:√3

рег. № 3344-04

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн =

18000:√3/100:√3

рег. № 3344-08

ЗНОЛ.06-6 У3

Кт = 0,2

Ктн =

6600:√3/100:√3

рег. № 46738-11

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн =

18000:√3/100:√3

рег. № 3344-04

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн =

18000:√3/100:√3

ф. В

рег. № 3344-04

ф А, С

рег. № 3344-08

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:√3/100:√3

рег. № 3344-04

RTU-325

рег. №

37288-08/

УССВ-2

рег. №

54074-13

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:√3/100:√3

рег. № 3344-04

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:√3/100:√3

рег. № 3344-04

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн =

110000:√3/100:√3

ф. А

рег. № 24218-03

ф. В, С

рег. № 24218-08

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн =

110000:√3/100:√3

рег. № 24218-03

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн =

110000:√3/100:√3

рег. № 24218-03

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-

Продолжение таблицы 2

123

18 кВ

Кт = 0,2

Красноярская

ТШЛ20Б-1

7ГРЭС-2, 8Г

Ктт = 8000/5

рег. № 4016-74

18 кВ

Кт = 0,2

Красноярская

ТШЛ20Б-1

8ГРЭС-2, 9Г

Ктт

8000/5

рег. № 4016-74

18 кВ

Кт = 0,2

Красноярская

ТШЛ20Б-1

9ГРЭС-2, 10Г

Ктт

8000/5

рег. № 4016-74

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-

ГРЭС-2,

ввод 110 кВ

тора 2Т

ТГФ110

Кт = 0,5

Ктт = 1000/5

Красноярскаяф. А, В

ГРЭС-2,рег. №

ОРУ-110 кВ, 16635-02

ввод 110 кВТФГМ-110 II*

трансформа- Кт = 0,5

тора 1ТКтт = 1000/5

ф. С

рег. №

36672-08

Красноярская

ТВ-110-IX УХЛ1

Кт = 0,5S

рег. №

ввод 110 кВ

тора 4Т

ТГФ110

Кт = 0,5

ОРУ-110 кВ,

Ктт = 1000/5

трансформа-

32123

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ,

Ктт = 1000/5

рег. №

трансформа-

16635-02

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн =

110000:√3/100:√3

рег. № 24218-03

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

RTU-325

рег. №

37288-08/

УССВ-2

рег. №

54074-13

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн =

110000:√3/100:√3

рег. № 60353-15

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн =

110000:√3/100:√3

рег. № 60353-15

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн =

110000:√3/100:√3

рег. № 60353-15

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

ввод 110 кВ

тора 5Т

ТГФ110

Кт = 0,5

Продолжение таблицы 2

123

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ,

Ктт = 1000/5

рег. №

трансформа-

16635-02

ГРЭС-2,

ТГФ110

Кт = 0,5

14рег. №

16635-05

ф. А, С

ввод 110 кВ

тора 8Т

ТГФ110

Кт = 0,5

Красноярская

Ктт

1000/5

ОРУ-110 кВ,

ф. В

ввод 110 кВ

трансформа-

тора 6Т

рег. №

16635-02

Красноярская ТВ-110-IX

ГРЭС-2, УХЛ1

ОРУ-110 кВ, Кт = 0,5S

ввод 110 кВКтт = 1000/5

трансформа- рег. №

тора 7Т46101-10

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ,

Ктт = 1000/5

рег. №

трансформа-

16635-02

ввод 110 кВ

ТГФ110

Кт = 0,5

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ,

Ктт = 200/5

трансформа-

рег. №

тора 01ТСР

16635-04

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн =

110000:√3/100:√3

ф. А

рег. № 24218-03

ф. В, С

рег. № 24218-08

НАМИ-110 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн =

110000:√3/100:√3

рег. № 60353-15

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

RTU-325

рег. №

37288-08/

УССВ-2

рег. №

54074-13

НАМИ-220 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн =

220000:√3/100:√3

рег. № 60353-15

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

НАМИ-220 УХЛ1

Кт = 0,2

Ктн =

220000:√3/100:√3

рег. № 60353-15

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:√3/100:√3

рег. № 3344-08

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:√3/100:√3

рег. № 3344-04

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

ЗНОЛ.06-20 У3

Кт = 0,2

Ктн = 18000:√3/100:√3

рег. № 3344-08

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

ЗНОЛ.06-6 У3

Кт = 0,2

Ктн = 6600:√3/100:√3

рег. № 46738-11

А1802RALXQ-

P4GB-DW-4

Кт = 0,2S/0,5

рег. № 31857-11

ввод 110 кВ

ТГФ110

Кт = 0,5

16635-04

ВЛ 220 кВ

ГРЭС-2 -

Продолжение таблицы 2

123

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-110 кВ,

Ктт = 200/5

трансформа-

рег. №

тора 03ТСР

Красноярская

ГРЭС-2,

ОРУ-220 кВ,

ТФНД-220-1

Кт = 0,5

Красноярская

Ктт

600/1

Кам

ла

рег. № 3694-73

I цепь

(Д-209)

Красноярская

ГРЭС-2,

ГРЭС-2 -

II цепь

У1

Кт = 0,5

ОРУ-220 к

ТФЗМ-220Б III

ВЛ 220 кВ

20Красноярская

Ктт

600/1

рег. №

Камала-1

3694-73

р 1ТСН

(Д-210)

ТПЛ 20

Кт = 0,5

р 2ТСН

Трансформато

Ктт

1500/5

рег. №

21254-01

ТПЛ 20

Кт = 0,5

р 4ТСН

Трансформато

Ктт

1500/5

рег. №

21254-01

ТПЛ-20

Кт = 0,5

Реактор

5 Р-р

Трансформато

= 1500/5

рег. №

47958-11

ТПОЛ-10 У3

Кт = 0,2S

24 Ктт = 1500/5

рег. № 47958-

Кт = 0,5

Ктт = 1500/5

рег. №

Продолжение таблицы 2

123456

ТПЛ 20

ЗНОЛ.06-20 У3 А1802RALXQ-

ТрансформаКт = 0,2P4GB-DW-4

25тор 6ТСН Ктн = 18000:√3/100:√3 Кт = 0,2S/0,5

21254-01

рег. № 3344-04рег. № 31857-11

ЗНОЛ.06-20 У3

ТПЛ 20Кт = 0,2

Ктт = 1500/5ф. В

1254-0ф. А, С

А1802RALXQ

ег. № 31857-1

ТПЛ 20

Кт = 0,5

Ктт = 1500/5

рег. №

Кт = 0,5

Ктт = 1500/5

рег. №

Кт = 0,5

Ктт = 1500/5

рег. №

Трансформа

Кт = 0,5Ктн = 18000:√3/100:√3

P4G

-4

26тор 7ТСН

рег. №

3344-04

Кт = 0,2S/0,5

RTU-325

рег. № 3344-08

37288-08/

ЗНОЛ.06-20 У3А1802RALXQ-

ТрансформаКт = 0,2P4GB-DW-4УССВ-2

27тор 8ТСН Ктн = 18000:√3/100:√3 Кт = 0,2S/0,5 рег. №

21254-01

рег. № 3344-04рег. № 31857-1154074-13

ТПЛ 20

ЗНОЛ.06-20 У3 А1802RALXQ-

ТрансформаКт = 0,2P4GB-DW-4

28тор 9ТСН Ктн = 18000:√3/100:√3 Кт = 0,2S/0,5

21254-01

рег. № 46738-11 рег. № 31857-11

ТПЛ 20

ЗНОЛ.06-20 У3 А1802RALXQ-

ТрансформаКт = 0,2P4GB-DW-4

29тор 10ТСН Ктн = 18000:√3/100:√3 Кт = 0,2S/0,5

21254-01

рег. № 46738-11рег. № 31857-11

Примечания:

1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с

метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии,

что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3

метрологических характеристик.

2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичное утвержденного типа.

3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце

АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт

хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая

часть.

Номера ИКВид электроэнергии

±5

Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК

Границы основной Границы погрешности в

погрешности (±δ), % рабочих условиях (±δ), %

Активная0,52,1

1 – 4, 7 – 9

Реактивная 1,1 1,8

Активная 0,5 1,9

5, 6, 24

Реактивная1,11,9

10, 12 – 14,Активная0,95,4

16 – 23, 25 –

29 Реактивная 2,0 2,8

Активная 0,9 4,7

11, 15

Реактивная2,02,7

Пределы допускаемой погрешности

СОЕВ, с

Примечания:

1ХарактеристикипогрешностиИКданыдляизмеренийэлектроэнергии

(получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие P = 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% Iном cosφ = 0,5

инд

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс

10 до плюс 30°С.

от 90 до 110

от 2(5) до 120

от 0,5

инд

до 0,8

емк

Значение

от 99 до 101

от 100 до 120

0,87

от +21 до +25

Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- сила тока, % от I

ном

- коэффициент мощности, cos



- температура окружающей среды ,°C

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- сила тока, % от I

ном

- коэффициент мощности

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C

- для ТТ и ТН

- для счетчиков

- для УСПД RTU-325

от -40 до +40

от -40 до +65

от -10 до +60

Продолжение таблицы 4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики электроэнергии Альфа А1800:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 72

УСПД RTU-325

- наработка на отказ, ч, не менее100000

- время восстановления, ч, не более 24

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее0,99

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 1

Глубина хранения информации

ИИК:

- счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее45

ИВКЭ:

- УСПД RTU-325

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,

потребленной за месяц, сут, не менее45

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее3,5

Надежность системных решений:

− защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника

бесперебойного питания;

− резервированиеканаловсвязи:информацияорезультатахизмеренийможет

передаватьсяворганизации-участники оптового рынкаэлектроэнергииспомощью

электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

− журнал счётчика:

− параметрирования;

− пропадания напряжения;

− коррекции времени в счетчике;

− журнал УСПД:

− параметрирования;

− пропадания напряжения;

− коррекции времени в счетчике и УСПД;

− пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

− механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

− электросчётчика;

− промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

− испытательной коробки;

− УСПД;

− защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

− счетчика электрической энергии;

− УСПД;

Возможность коррекции времени в:

− счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

− УСПД (функция автоматизирована);

− сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

− о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

− измерений 30 мин (функция автоматизирована);

− сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографическим способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Обозначение

ТШ20

ТШЛ-СВЭЛ-20

ТВ-ЭК

ТШЛ20Б-1

ТФГМ-110 II*

ТГФ110

ТВ-110-IX УХЛ1

ТФНД-220-1

ТФЗМ-220Б III У1

ТПЛ-20

ТПОЛ-10 У3

ЗНОЛ.06-20 У3

ЗНОЛ.06-6 У3

НАМИ-110 УХЛ1

НАМИ-220 УХЛ1

Количество

12 шт.

3 шт.

9 шт.

1 шт.

20 шт.

6 шт.

3 шт.

24 шт.

3 шт.

30 шт.

3 шт.

21 шт.

6 шт.

Альфа А1800

29 шт.

Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Устройство сбора и передачи данных

Устройство синхронизации времени

Методика поверки

Формуляр

RTU-325

УССВ-2

МП-312235-099-2020

КСАЭ.422231.079.ФО

1 шт.

1 экз.

Поверка

осуществляетсяподокументуМП-312235-099-2020«Системаавтоматизированная

информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергииАИИСКУЭ

ОАО «Красноярская ГРЭС-2». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс»

31.01.2020 г.

Основные средства поверки:



трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки;



трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные

трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации,

МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика

поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;



средства измерений по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов

тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;



средства измерений по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов

напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

−счетчиков электрической энергии Альфа А1800 – в соответствии с документом

ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу и

документу ДЯИМ.411152.018МП«Счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазные

многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденным

в 2012 г.;

−УСПД RTU-325 – в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «устройства

сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным

ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;



устройства синхронизации времени УССВ-2 – в соответствии с документом

МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001 МП) «Устройства синхронизации системного времени

УССВ-2.Методикаповерки»,утвержденнымруководитетемФБУ«Ростест-Москва»

17.05.2013 г.;



прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).

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 измерений электрической энергии с использованием

системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого

учетаэлектроэнергииАИИС КУЭ ОАО«КрасноярскаяГРЭС-2», аттестованном

ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергииАИИС КУЭ

ОАО «Красноярская ГРЭС-2»

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

технические условия

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

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

Основные положения

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Вторая генерирующая компания оптового рынка

электроэнергии» (ПАО «ОГК-2»)

ИНН 2607018122

Адрес: 356126, Ставропольский край, Изобильненский район, п. Солнечнодольск

Телефон: +7 (39169) 3-30-49

E-mail: office-kra@ogk2.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «РусЭнергоПром»

(ООО «РусЭнергоПром»)

ИНН 7725766980

Адрес:117218, г. Москва, ул. Большая Черёмушкинская, д. 25, стр. 97, этаж 3, к. 309

Телефон/факс: +7 (499) 397-78-12/753-06-78

E-mail: info@rusenprom.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»

(ООО «Энергокомплекс»)

Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, 2

Телефон: +7 (351) 958-02-68

E-mail: encomplex@yandex.ru

Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
41837-09	Система измерений количества и показателей качества нефти на ППСНН "Просвет" ЗАО "Самара-Нафта"	Нет данных	ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара	1 год	Перейти
59248-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанций Куйбышевской железной дороги филиала ОАО "РЖД" в границах Самарской области	Нет данных	ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", г.Москва	4 года	Перейти
83276-21	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ НПС-11	Обозначение отсутствует	Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва	4 года	Перейти
39968-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "РГРЭС"	Нет данных	МУП "Рязанские городские распределительные электрические сети", г.Рязань	4 года	Перейти
83023-21	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Орской ТЭЦ-1 филиала "Оренбургский" ПАО "Т Плюс"	Обозначение отсутствует	Публичное акционерное общество "Т Плюс" (ПАО "Т Плюс"), г. Оренбург	4 года	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений

Заказать поверкуСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Красноярская ГРЭС-2" ГРСИ 79435-20

Заказать поверку
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Красноярская ГРЭС-2"
ГРСИ 79435-20