Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация" филиал Иркутская ГЭС в части сальдо-перетоков электроэнергии -, ГРСИ 81313-21
Номер госреестра:
81313-21
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация" филиал Иркутская ГЭС в части сальдо-перетоков электроэнергии
Обозначение типа:
-
Производитель:
Общество с ограниченной ответственностью ООО "ИРМЕТ" (ООО "ИРМЕТ"), г. Иркутск, ул. Байкальская, 239, корп. 26 "А"
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
008
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «29» марта 2021 г. №425
Лист № 1
Регистрационный № 81313-21Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация»
филиал Иркутская ГЭС в части сальдо-перетоков электроэнергии
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация» филиал Иркутская
ГЭС в части сальдо-перетоков электроэнергии (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора,
обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭ,представляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной
функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие
трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счётчики
активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки
(ИВКЭ), включающие устройства сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-325 и
каналообразующую аппаратуру;
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий
сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) с программным обеспечением
«АльфаЦЕНТР»АС_SЕ-5000,системуобеспеченияединоговремени(СОЕВ),
функционирующую на всех уровнях иерархии на базе устройства синхронизации
системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ),
каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 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 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30
мин. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как
средние значения мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30
мин.
Лист № 2
Всего листов 10
Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485
поступаетнавходысоответствующегоУСПД,гдеосуществляетсяобработка
измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности
с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача
полученных данных на сервер сбора и БД. Для резервирования канала связи между ИИК и
ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485. Сопряжение
УСПДс корпоративнойинформационно-вычислительнойсетью(КИВС)ООО
«Байкальская Энергоугольная Компания», образуя основной канал передачи данных
(GSM модем по GPRS). Резервный канал связи образован посредством коммутируемого
соединения (GSM модем).
На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется формирование и хранение
поступающей информации, оформление отчетных документов. По запросу измерительная
информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный
режимы работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов.
АИИС КУЭ осуществляет обмен и передачу полученной информации в
организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), розничного
рынка электроэнергии (РРЭ), АО «СО ЕЭС» 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. Передача макетов в АО «АТС» осуществляется с
учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и в
АИИС КУЭ смежных субъектов, с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП)
субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая
выполняетзадачусинхронизациивремениАИИСКУЭсошкалойединого
координированного времени UTC (SU) с помощью приема сигналов ГЛОНАСС/GPS
устройством синхронизациисистемноговремени (УССВ) на базе УССВ-2
(Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54074-13), имеющего
погрешность синхронизации со шкалой координированного времени не более ±1 мкс.
ИВК каждый час сличает и синхронизирует свою шкалу времени со шкалой УССВ, время
задержки сигнала составляет менее 150 мс. Корректировка внутренних часов УСПД
осуществляется от соответствующего ИВК, коррекция происходит в случае расхождения
часов более 1 с при сличении каждые 30 мин. Внутренние часы счетчиков электрической
энергии сличаются и, при необходимости, синхронизируются с часами соответствующего
УСПД не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со стороны
УСПД при расхождении более 1 с и реализуется программным модулем заводского ПО в
счетчике.
Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после
коррекции часов счетчика, УСПД и сервера сбора и БД отражаются в соответствующих
журналах событий.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в эксплуатационную
документацию
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от
непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов
фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с
помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что
соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически
значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 10
Значение
«АльфаЦЕНТР»
12.01
3е736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
MD5
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
Метрологические и технические характеристики
Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК
АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода,
типов и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.
Наименов
ание
объекта
Измерительные компоненты
ТТ
1
RTU-325-
E1-512-
M4-B8
Рег. №
37288-08
УССВ-2
Рег.№
54074-13
2
3
4
5
6
Таблица 2 – Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав
ИК АИИС КУЭ
Номер
ИК
ТНСчётчик
1
2
УСПД,
УССВ,
Сервер
6
Иркутская
ГЭС
1Г
Иркутская
ГЭС
2Г
Иркутская
ГЭС
3Г
Иркутская
ГЭС
4Г
Иркутская
ГЭС
5Г
Иркутская
ГЭС
6Г
3
KOKS 24D11
КТ 0,2
К
ТТ
= 5000/5
Рег. № 34191-07
KOKS 24D11
КТ 0,2
К
ТТ
= 5000/5
Рег. № 34191-07
KOKS 24D11
КТ 0,2
К
ТТ
= 5000/5
Рег. № 34191-07
KOKS 24D11
КТ 0,2
К
ТТ
= 5000/5
Рег. № 34191-07
KOKS 24D11
КТ 0,2
К
ТТ
= 5000/5
Рег. № 34191-07
KOKS 24D11
КТ 0,2
К
ТТ
= 5000/5
Рег. № 34191-07
45
GSES24D АЛЬФА
КТ 0,5А1802RAL-P4GB-DW-4
К
ТН
= 15000/√3/100/√3 КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 39350-08Рег. № 31857-11
GSES24D АЛЬФА
КТ 0,5А1802RAL-P4GB-DW-4
К
ТН
= 15000/√3/100/√3 КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 39350-08Рег. № 31857-11
GSES24D АЛЬФА
КТ 0,5А1802RAL-P4GB-DW-4
К
ТН
= 15000/√3/100/√3 КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 39350-08Рег. № 31857-11
GSES24D АЛЬФА
КТ 0,5А1802RAL-P4GB-DW-4
К
ТН
= 15000/√3/100/√3 КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 39350-08Рег. № 31857-11
GSES24D АЛЬФА
КТ 0,5А1802RAL-P4GB-DW-4
К
ТН
= 15000/√3/100/√3 КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 39350-08Рег. № 31857-11
GSES24D АЛЬФА
КТ 0,5А1802RAL-P4GB-DW-4
К
ТН
= 15000/√3/100/√3 КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 39350-08Рег. № 31857-11
Лист № 4
Всего листов 10
7
GSES24D
КТ 0,5
К
ТН
= 15000/√3/100/√3
Рег. № 39350-08
RTU-325-
E1-512-M4-
B8
Рег. №
37288-08
УССВ-2
Рег.№
54074-13
8
Иркутская
ГЭС
8Г
KOKS 24D11
КТ 0,2
К
ТТ
= 5000/5
Рег. № 34191-07
GSES24D
КТ 0,5
К
ТН
= 15000/√3/100/√3
Рег. № 39350-08
9
Иркутская
ГЭС
ОРУ-220 кВ,
1В-2АТ
SВ-0,8
КТ 0,5
К
ТТ
= 1000/1
Рег. № 20951-06
НКФ-220-58 У1
КТ 0,5
К
ТН
=220000/√3/100/√3
Рег. № 14626-00
10
Иркутская
ГЭС
ОРУ-220 кВ,
2В-2АТ
SВ-0,8
КТ 0,5
К
ТТ
= 1000/1
Рег. № 20951-06
11
Иркутская
ГЭС
ОРУ-220 кВ,
1В-3АТ
SВ-0,8
КТ 0,5
К
ТТ
= 1000/1
Рег. № 20951-06
12
Иркутская
ГЭС
ОРУ-220 кВ,
2В-3АТ
SВ-0,8
КТ 0,5
К
ТТ
= 1000/1
Рег. № 20951-06
13
Иркутская
ГЭС
ОРУ-110 кВ,
ВЛ-110 кВ
Иркутская
ГЭС-
Кировская с
отпайками
ВСТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 1500/5
Рег. № 28930-05
АЛЬФА
А1802RAL-P4GB-
DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 31857-11
1
Продолжение таблицы 2
23
4
KOKS 24D11
ИркутскаяКТ 0,2
ГЭСК
ТТ
= 5000/5
7Г Рег. № 34191-07
56
АЛЬФА
А1802RAL-P4GB-
DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 31857-11
АЛЬФА
А1802RAL-P4GB-
DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 31857-11
АЛЬФА
А1802RALХ-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 31857-11
АЛЬФА
А1802RALХ-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 31857-11
АЛЬФА
А1802RALХ-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 31857-11
АЛЬФА
А1802RALХ-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
Рег. № 31857-11
ТН-1:
НКФ-110 II У1
КТ 0,5
К
ТН
=110000/√3/100/√3
Рег. № 26452-04
НКФ-110-57 У1
КТ 0,5
К
ТН
=110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-05
ТН-2:
НКФ-110 II У1
КТ 0,5
К
ТН
=110000/√3/100/√3
Рег. № 26452-04
Лист № 5
Всего листов 10
14
Иркутская ГЭС
ОРУ-110 кВ,
ВЛ-110 кВ
Иркутская ГЭС-
Мельниково с
отпайками
VIS WI
КТ 0,2S
К
ТТ
= 1000/5
Рег. № 37750-08
ТН-1:
НКФ-110 II У1
КТ 0,5
К
ТН
=110000/√3/100/√3
Рег. № 26452-04
НКФ-110-57 У1
КТ 0,5
К
ТН
=110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-05
ТН-2:
НКФ-110 II У1
КТ 0,5
К
ТН
=110000/√3/100/√3
Рег. № 26452-04
АЛЬФА
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5
(R)
Рег. № 31857-11
RTU-325-
E1-512-M4-
B8
Рег. №
37288-08
УССВ-2
Рег.№
54074-13
15
VIS WI
КТ 0,2S
К
ТТ
= 1000/5
Рег. № 37750-08
АЛЬФА
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5
(R)
Рег. № 31857-11
16
Иркутская ГЭС
ОРУ-110 кВ,
ВЛ-110 кВ
Иркутская ГЭС-
Шелехово II цепь
с
отпайками
ВСТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 1000/5
Рег. № 28930-05
АЛЬФА
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5
(R)
Рег. № 31857-11
17
Иркутская ГЭС
ОРУ-110 кВ,
ВЛ-110 кВ
Иркутская ГЭС-
Шелехово III
цепь с
отпайками
ВСТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 1000/5
Рег. № 28930-05
АЛЬФА
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5
(R)
Рег. № 31857-11
18
ВСТ
КТ 0,5
К
ТТ
= 1000/5
Рег. № 28930-05
АЛЬФА
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5
(R)
Рег. № 31857-11
19
VIS WI
КТ 0,2S
К
ТТ
= 1500/5
Рег. № 37750-08
Продолжение таблицы 2
123456
Иркутская ГЭС
ОРУ-110 кВ,
ВЛ-110 кВ
Иркутская ГЭС-
Шелехово I цепь
с
отпайками
Иркутская ГЭС
ОРУ-110 кВ,
ВЛ-110 кВ
Иркутская ГЭС-
Шелехово IV
цепь с
отпайкой на ПС
Гончарово
Иркутская ГЭС
ОРУ-110 кВ,
ВЛ-110 кВ
Иркутская ГЭС-
Южная I цепь
АЛЬФА
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5
(R)
Рег. № 31857-11
Лист № 6
Всего листов 10
20
ТН-1:
НКФ-110 II У1
КТ 0,5
К
ТН
=110000/√3/100/√3
Рег. № 26452-04
НКФ-110-57 У1
КТ 0,5
К
ТН
=110000/√3/100/√3
Рег. № 14205-05
ТН-2:
НКФ-110 II У1
КТ 0,5
К
ТН
=110000/√3/100/√3
Рег. № trial-04
Продолжение таблицы 2
123
4
Иркутская ГЭСVIS WI
ОРУ-110 кВ,КТ 0,2S
ВЛ-110 кВК
ТТ
= 1000/5
Иркутская ГЭС- Рег. № 37750-08
Южная II цепь
56
АЛЬФА
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5
(R)
Рег. № 31857-
11
54074-13
ОВ-110 кВ
КТ 0,2S
Иркутская ГЭС
VIS WI
21ОРУ-110 кВ,
К
ТТ
=
15
0
0
/
5
Рег. № 37750-08
АЛЬФА
А1802RAL-
P4GB-DW-4
КТ 0,2S (А)/0,5
(R)
Рег. № 31857-
11
TJP 4
КТ 0,5
22К =6300/√3/100/√3
Рег. № 17083-08
станция
фидер-2КТ 0,5S
АЛЬФА
TJP 4А1805RLQ-
Рег. № 17083-08(R)
станция
АЛЬФА
А1805RLQ-
P4G-DW-4
24КТ 0,5S (А)/1,0
(R)
станция
АЛЬФА
А1805RLQ-
P4G-DW-4
25КТ 0,5S (А)/1,0
(R)
Иркутская ГЭСАЛЬФА
КРУ-6 кВ 1С, А1805RLQ-
яч.2,ЛЭП-6 кВTPU 4P4G-DW-4
фидер-1КТ 0,5SКТ 0,5S (А)/1,0RTU-325-
Иркутская ГЭС –К
ТТ
= 300/5
ТН
(R)E1-512-M4-
Водозаборная Рег. № 17085-98 Рег. № 31857- B8
станция06Рег. №
(1 очередь) 37288-08
Иркутская ГЭС
КРУ-6 кВ 2С,УССВ-2
яч.8,ЛЭП-6 кВ TPU 4
К
Т
0,
5
P
4G-DW-4
Рег.№
23
Иркутская ГЭС –
К
ТТ
=
30
0/
5
К
ТН
=6300/√3/100/√3 КТ 0,5S (А)/1,0
Водозаборная Рег. № 17085-98
Р
ег.
№
3185
7
-
(1 очередь)
06
Иркутская ГЭС
КРУ-6 кВ 3С,
яч.1,ЛЭП-6 кВTPU 4TJP 4
фидер-3 КТ 0,5S КТ 0,5
Иркутская ГЭС –К
ТТ
= 300/5К
ТН
=6300/√3/100/√3
ВодозаборнаяРег. № 17085-98Рег. № 17083-08
Р
ег.
№ 3185
7
-
(2 очередь)
06
Иркутская ГЭС
КРУ-6 кВ 4С,
яч.8,ЛЭП-6 кВTPU 4TJP 4
фидер-4 КТ 0,5S КТ 0,5
Иркутская ГЭС –К
ТТ
= 200/5К
ТН
=6300/√3/100/√3
ВодозаборнаяРег. № 17085-98Рег. № 17083-08
Р
ег.
№ 3185
7
-
(2 очередь)
06
П р и м е ч а н и я:
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 не претендует на улучшение метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 7
Всего листов 10
Границы основной
погрешности, (±δ) %
1-8
9-13, 16-18
14, 15, 19-21
22-25
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИИК
Номер ИК
Вид электрической
энергии
1
3
0,8
1,7
Границы погрешности
в рабочих условиях,
(±δ) %
4
1,6
2,4
2
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
1,0
2,3
0,8
1,7
1,1
2,8
2,9
4,6
1,5
2,4
3,2
5,4
Примечание: В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы
допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной
0,95.
Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии на интервале времени 30 минут.
Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от I
ном
cos
= 0,8
инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№
1-25 от плюс 18 до плюс 22 °C.
от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5
инд
. до 0,8
емк
.
от 49,8 до 50,2
от -60 до +45
от +18 до +22
Значение
2
25
от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
- температура окружающей среды,
о
С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков,
о
С:
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера,
о
С
от +18 до +22
Лист № 8
Всего листов 10
120000
2
240000
2
45
10
3,5
Значение
2
70000
1
300
10
Продолжение таблицы 4
Наименование характеристики
1
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика A1800
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
для УСПД RTU-325
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
Предел допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью
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;
– сервера;
Лист № 9
Всего листов 10
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени в (функция автоматизирована):
– электросчетчиках;
– УСПД;
– ИВК.
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность (функция автоматизирована):
– измерений 30 мин;
– сбора 30 мин.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Наименование
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
ТипКоличество, шт.
1
23
Трансформатор токаKOKS 24D1124
SB-0,8 12
ВСТ 12
VIS WI 15
TPU 4 12
GSES 24D 24
НКФ-220-58 У16
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
НКФ-110 II У15
Трансформатор напряжения
НКФ-110-57 У11
Трансформатор напряжения
TJP 412
многофункциональный
многофункциональный
многофункциональный
-DW-4
времени
A1802RAL-P4GB-DW-417
A1802RALХ-P4GB-DW-4 4
A1805 RLQ-P4G- DW-44
RTU-325 1 шт.
УССВ-21 шт.
ПО «АльфаЦЕНТР»
1 шт.
МП 020-20
1 шт.
Счетчик электрической энергии
Счетчик электрической энергии
Счетчик электрической энергии
Устройство сбора и передачи данных
Устройство синхронизации системного
Программное обеспечение
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
ИРМТ.411711.289.19.ПФ
1 шт.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и
мощности на подстанциях сальдо-перетоков ООО «ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация»
филиал Иркутская ГЭС, аттестованном ООО «Метросервис», аттестат об аккредитации
№RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
Лист № 10
Всего листов 10
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистеме
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация» филиал
Иркутская ГЭС в части сальдо-перетоков электроэнергии
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 50297-12 | Система приборного учета (система автоматизированная комплексного учета топливно-энергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Куйбышевской железной дороги | Нет данных | ЗАО "Отраслевой центр внедрения новой техники и технологий", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 48150-11 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 515 ПСП "Игол" ОАО "Томскнефть" ВНК | Нет данных | ОАО "Томскнефть" Восточной нефтяной компании, г.Стрежевой | 1 год | Перейти |
| 67346-17 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 124 | Нет данных | Великолукский завод "Транснефтемаш" - филиал АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Великие Луки | 1 год | Перейти |
| 30548-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ОРУ 330 кВ Княжегубской ГЭС" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 62673-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Тандер" (9-я очередь) | Нет данных | ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений