Номер по Госреестру СИ: 59709-15
59709-15 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 150511
ID в реестре СИ - 372911
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Производитель
Изготовитель - ООО "ТелеСвязь"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Москва
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Отчет "Анализ рынка поверки Южного федерального округа" предоставляет исчерпывающую информацию об организациях, оказывающих услуги поверки в 8 субъектах РФ с административным центром в городе Ростов-на-Дону.
Параметры исследований:
- фильтр по работающим в округе организациям-поверителям по данным ФСА и ФГИС АРШИН
- объемы первичных и периодических поверок за период 2017г. по н.в.
- фильтр по местам осуществления деятельности
- предоставление информации в графическом и табличном видах
- детальное рассмотрение деятельности каждой из организаций округа по годам
- анализ в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений
- количество поверок по типам СИ в динамике по годам
- индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей
- анализ цен на поверку СИ по Фед. округу
Статистика
Кол-во поверок - 2
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№69 от 2015.01.23 Об утверждении типов средств измерений (ГР 59636-15 - 59727-15)
Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1" (Нет данных)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ООО "ТелеСвязь"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
49341-12 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго" (Краснодарская ТЭЦ) (ГТ, ПТ ГТУ-410), Нет данных ООО "ТелеСвязь" (РОССИЯ г.Москва) |
ОТ |
4 года |
|
51599-12 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Правобережной ТЭЦ-5 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1", Нет данных ООО "ТелеСвязь" (РОССИЯ г.Москва) |
ОТ |
4 года |
|
55828-13 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Верхне-Свирской ГЭС-12 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1", Нет данных ООО "ТелеСвязь" (РОССИЯ г.Москва) |
ОТ |
4 года |
|
58251-14 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижне-Свирской ГЭС-9 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1", Нет данных ООО "ТелеСвязь" (РОССИЯ г.Москва) |
ОТ |
4 года |
|
59709-15 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1", Нет данных ООО "ТелеСвязь" (РОССИЯ г.Москва) |
ОТ МП |
4 года |
|
61860-15 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 2 (Кумская ГЭС (ГЭС-9), Иовская ГЭС (ГЭС-10), Княжегубская ГЭС (ГЭС-11) филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1", Нет данных ООО "ТелеСвязь" (РОССИЯ г.Москва) |
ОТ МП |
4 года |
|
62415-15 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Апатитской ТЭЦ филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1", Нет данных ООО "ТелеСвязь" (РОССИЯ г.Москва) |
ОТ МП |
4 года |
Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1" (Нет данных)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ФГУП "ВНИИМС" (RA.RU.311493) | РСТ | 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала "Кольский" ОАО "ТГК-1" (Нет данных)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и специализированного программных обеспечений (ПО).
Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программное обеспечение «АльфаЦЕНТР».
ПО АИИС КУЭ на базе «АльфаЦЕНТР» функционирует на нескольких уровнях:
- программное обеспечение счетчиков ;
- программное обеспечение УСПД ИВКЭ;
- программное обеспечение сервера БД ИВК;
- программное обеспечение АРМ персонала ;
- программное обеспечение инженерного пульта.
ПО «АльфаЦЕНТР» предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счётчиков электроэнергии и УСПД ИВКЭ, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
Файл ac_metrology.dll является библиотекой метрологически значимых функций версии 12.01 программного модуля «АльфаЦЕНТР Коммуникатор» версии 4.8 ПО «Альфа-ЦЕНТР» версии 14.04.01. Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
14.04.01 и выше |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.2 нормированы с учетом ПО;
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует уровню «высокий».
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1».
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в следующем документе:
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ). АИИС КУЭ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» -«Каскад Нивских ГЭС». Том I «Технический проект. Пояснительная записка» БЕКВ.422231.037.ТП. Книга II «Каскад Нивских ГЭС» БЕКВ.422231.037.ТП.02.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1»
-
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных
систем. Основные положения».
-
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
-
3. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
-
4. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
-
5. ГОСТ 7746-2001 « Трансформаторы тока. Общие технические условия».
-
6. ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счётчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
-
7. ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счётчики реактивной энергии».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу БЕКВ.422231.037.МП.02 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) каскад Нивских ГЭС № 1 (Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2, Нива ГЭС-3) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12 мая 2014 г.
Средства поверки измерительных компонентов:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная
система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные
трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
-
- счётчиков электрической энергии типа Альфа А1800 - в соответствии с
документом «Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные Альфа A1800. Методика поверки МП-2203-0042-2006», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
-
- счётчиков электрической энергии типа Альфа А1800 - в соответствии с
документом «Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные Альфа A1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа A1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП. Изменение № 18.061.05.12 » утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;
-
- УСПД серии RTU-300 - в соответствии с документом «Комплексы аппаратнопрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
-
- УСПД RTU-325 - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
-
- радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04), принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
-
- переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
- термогигрометр «CENTER» (Госреестр СИ РФ № 22129-04): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ТелеСвязь»
(ООО «ТелеСвязь») Юридический адрес: 119017, г. Москва, ул. Пятницкая, д. 37.
Почтовый адрес:
127083, г. Москва, ул. 8 Марта, д. 1, стр. 12 тел.: (495) 933-39-33, факс: (495) 933-39-31, e-mail: public@teleswyz.ru.
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие
«Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва, ул. Озёрная, д. 46 тел./факс: 8 (495) 437-55-77
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 28 измерительных каналов (ИК), указанных в таблице 2.1 (28 точек измерений). АИИС КУЭ реализуется на Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2 и Нива ГЭС-3 каскада Нивских ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», территориально расположенных на реке Нива в Мурманской области возле г. Полярные Зори, п. Нивский, г. Кандалакша соответственно.
ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - комплексы информационно-измерительные (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа A1800 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части измерения активной электроэнергии) и класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035-83 (в части измерения реактивной электроэнергии) или класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические средства каналов передачи данных.
-
2- й уровень - комплексы энергообъектов измерительно-вычислительные (ИВКЭ), созданные на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-300 (Госреестр СИ РФ № 19495-03, зав. №№ 000976, 000981), УСПД RTU-325 (Госреестр СИ РФ № 37288-08, зав. № 006242), источников бесперебойного питания, автоматизированного рабочего места (АРМ) персонала ИВКЭ и технических средств приема-передачи данных.
-
3- й уровень - комплекс информационно-вычислительный (ИВК), включает в себя сервер базы данных (БД), источник бесперебойного питания, АРМ персонала ИВК и технических средств приема-передачи данных.
Первичные фазные 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 1 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 1 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ автоматически производят опрос цифровых счетчиков. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по основному или резервному каналам передачи данных на верхний уровень системы (сервер БД ИВК АИИС КУЭ), а также отображение информации по подключенным к УСПД ИВКЭ устройствам. В качестве основного выделенного канала связи используется корпоративная сеть передачи данных по интерфейсам Ethernet - ВОЛС - Ethernet в ЛВС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1». Для передачи может быть задействована
волоконно-оптическая линия связи (ВОЛС) филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» или
арендуемая ВОЛС. В качестве резервных выделенных каналов передачи данных может быть задействованы коммутируемый канал сотовой связи стандарта GSM 900/1800 МГц или коммутируемый канал телефонной сети связи общего пользования (ТфССОП). При выходе из строя линий связи или УСПД ИВКЭ предусмотрен ручной сбор измерительной информации с оптопортов счетчиков с использованием инженерного пульта (ноутбука) с оптическим преобразователем и программным обеспечением для работы со счётчиками системы, с последующим переносом этой информации в базу данных сервера.
Сервер БД ИВК АИИС КУЭ, установленный в ЦСОИ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД ИВК АИИС КУЭ.
На уровне ИВК системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с энергообъектов каскада Нивских ГЭС филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1», в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Один раз в сутки учетная информация по инициативе ИВК АИИС КУЭ, в соответствии с согласованными сторонами регламентами, передается в ОАО «АТС» и другие организации-участники оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройств синхронизации системного времени УССВ, подключенных к УСПД ИВКЭ Нива ГЭС-1, Нива ГЭС-2 и Нива ГЭС-3. Время встроенных часов УСПД ИВКЭ синхронизировано с единым календарным временем, сигнал которого принимается через приёмник GPS16-HVS со спутников глобальной системы позиционирования - GPS, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Корректировка времени встроенных часов УСПД ИВКЭ осуществляется автоматически 1 раз в 60 мин, при обнаружении рассогласования единого календарного времени и времени встроенных часов УСПД ИВКЭ более ± 1 с.
УСПД ИВКЭ осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков. Сличение времени встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов УСПД ИВКЭ, выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов УСПД ИВКЭ и счетчика более ± 2 с. От УСПД ИВКЭ так же обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ персонала.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность СИ АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность СИ АИИС КУЭ.
|
Наименование |
Количество |
|
1 |
2 |
|
Трансформатор тока ТЛП-10 |
45 шт. |
|
Трансформатор тока OSKF |
12 шт. |
|
Трансформатор тока GSR |
6 шт. |
|
Трансформатор тока ТПОФ |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения UGE |
48 шт. |
|
Трансформатор напряжения НКФ-110-83 У1 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения НКФ-110-57 |
3 шт. |
|
Трансформатор комбинированный KOTEF |
21 шт. |
|
Счетчик электроэнергии многофункциональный типа Альфа А1800 |
28 шт. |
|
Коробка испытательная ЛИМГ |
28 шт. |
|
Разветвитель интерфейса RS-485 ПР-3 |
22 шт. |
|
Шкаф УССВ на базе НКУ МЕТРОНИКА МС-225 в составе: GPS-приемник УССВ-16 HVS, выносная антенна GPS-приемника, конвертер RS-232 в RS422/485 ADAM-4520, адаптер питания Traco TSP060-124, термостат, нагреватель |
3 комплекта |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
Шкаф УСПД настенный со стеклянной дверью на базе НКУ МЕТРОНИКА МС-240 со стеклянной дверью, климат контролем в составе: УСПД RTU325-E1-512-M11-B4-G/RTU325-E-256-M3-B8-Q-i2-G/RTU325-E-256-M7-B4-Q-i2-G, коммутатор Ethernet 3COM OfficeConnect 3C16793 в комплекте с блоком питания, высокопроизводительный мост Ethernet для удаленных сетей RAD Tiny-Bridge-4W TINYB-4W/UTP/230V в комплекте с блоком питания (опционально), GSM-терминал Siemens MC35i в комплекте с блоком питания TRACO POWER модель TMS 15124C, GSM-антенна Антей 904 на магнитном основании, телефонный модем ZyXEL U-336E plus в комплекте с блоком питания, медиа-конвертер MOXA Ethernet 10/100BaseTX в 100BaseFX IMC-101-M-SC в комплекте с блоком питания TRACO POWER модель TCL24-112 (опционально), преобразователь интерфейса RS-232 в RS-422/RS-485 ADAM-4520 в комплекте с блоком питания TRACO POWER модель TPM 15124C (опционально), устройство защиты телефонной линии от перенапряжений, источник бесперебойного питания POWERCOM модель KIN-1000АР RM, термостат, нагреватель |
3 комплекта |
|
Стойка связи/ВОЛС со стеклянной дверью, климат контролем в составе: коммутатор D-Link DES-3326S в комплекте с блоком питания, высокопроизводительный мост Ethernet для удаленных сетей RAD TinyBridge-4W TINYB-4W/UTP/230V в комплекте с блоком питания (опционально) |
3 комплекта |
|
АРМ персонала ИВКЭ в составе: системный блок Intel Core Duo2/1024 Mb/HDD 160 Gb /LAN/SVGA/FDD/DVD в сборе, PS/2 компьютерная клавиатура, PS/2 компьютерная мышь, монитор 19” LCD, принтер, ИБП |
1 комплект |
|
АРМ персонала ИВКЭ, оснащенный ОС Windows XP Pro, (ПО) «Альфа-ЦЕНТР». Многопользовательская версия для центров сбора и обработки данных на 5 пользователей» AC SЕ 50 |
1 комплект |
|
Переносный компьютер, оснащенный ОС Windows XP Pro, ПО для переносного инженерного пульта с функцией экспорта данных «Альфа Центр Laptop» AC L, ПО для работы со счетчиком Альфа A1800 «Metercat 3.2», с оптическим преобразователем AE-2 для работы со счетчиками системы |
1 комплект |
|
Руководство пользователя БЕКВ.422231.037.И3 |
1 экземпляр |
|
Инструкция по эксплуатации БЕКВ.422231.037.ИЭ |
1 экземпляр |
|
Формуляр БЕКВ.422231.037.Ф1 |
1 экземпляр |
|
Методика поверки БЕКВ.422231.037.МП.02 |
1 экземпляр |
Состав информационно-измерительных комплексов и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2.1 и 2.2 соответственно.
Таблица 2.1 - Состав информационно-измерительных комплексов ИК АИИС КУЭ
|
Измерительный канал |
Состав информационно-измерительных комплексов | |||||||||
|
Номер ИК |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование |
S « о « S
|
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ |
Обозначение, тип |
Заводской номер |
Ктт •Ктн •Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||||
|
КТ = 0,5S |
А |
ТЛП-10-3 У3 |
11455 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||||
|
н н |
Ктт = 1500/5 |
В |
ТЛП-10-3 У3 |
11458 | ||||||
|
Нива ГЭС-1, генератор № 1 |
№ 30709-07 |
С |
ТЛП-10-3 У3 |
11447 | ||||||
|
КТ = 0,5 |
А |
UGE 12 У3 |
07036958 |
О о о о гп | ||||||
|
Ктн = 10000:43/100:43 |
В |
UGE 12 У3 |
07036971 | |||||||
|
№ 25475-03 |
С |
UGE 12 У3 |
07036986 | |||||||
|
Счетчик |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01176672 | |||||||
|
КТ = 0,5S |
А |
ТЛП-10-3 У3 |
18192 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||||
|
н н |
Ктт = 1500/5 |
В |
ТЛП-10-3 У3 |
18199 | ||||||
|
Нива ГЭС-1, генератор № 2 |
№ 30709-07 |
С |
ТЛП-10-3 У3 |
18206 | ||||||
|
КТ = 0,5 |
А |
UGE 12 У3 |
07036960 |
о о о о гп | ||||||
|
гч |
Ктн = 10000:43/100:43 |
В |
UGE 12 У3 |
07036982 | ||||||
|
№ 25475-03 |
С |
UGE 12 У3 |
07036985 | |||||||
|
S £ о О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01165701 | |||||||
|
КТ = 0,2S |
А |
OSKF 126 УХЛ1 |
2008/474965 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||||
|
Н Н |
Ктт = 600/5 |
В |
OSKF 126 УХЛ1 |
2008/474964 | ||||||
|
Нива ГЭС-1, Л-101 |
№ 29687-05 |
С |
OSKF 126 УХЛ1 |
2008/474963 | ||||||
|
I СШ |
КТ = 0,5 |
А |
НКФ-110-83 У1 |
60048 |
132000 | |||||
|
сп |
Ктн = 110000:43/100:43 |
В |
НКФ-110-83 У1 |
60061 | ||||||
|
№ 1188-84 |
С |
НКФ-110-83 У1 |
60040 | |||||||
|
2— 5 Г □ г |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01237031 | |||||||
|
КТ = 0,2S |
А |
OSKF 126 УХЛ1 |
2008/474962 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||||
|
н н |
Ктт = 600/5 |
В |
OSKF 126 УХЛ1 |
2008/474961 | ||||||
|
Нива ГЭС-1, Л-102 |
№ 29687-05 |
С |
OSKF 126 УХЛ1 |
2008/474959 | ||||||
|
II СШ |
КТ = 0,5 |
А |
НКФ-110-83 У1 |
60051 |
132000 | |||||
|
’П- |
Ктн = 110000:43/100:43 |
В |
НКФ-110-83 У1 |
60044 | ||||||
|
№ 1188-84 |
С |
НКФ-110-83 У1 |
60056 | |||||||
|
2— 5 Г □ г |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01237033 | |||||||
|
1 |
2 |
3 | ||
|
IT) |
Нива ГЭС-1, Л-111 |
H н |
КТ = 0,2S Ктт = 600/5 № 29687-05 | |
|
I СШ |
КТ = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 1188-84 | |||
|
2— 5 Г □ г |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 | |||
|
ю |
Нива ГЭС-1, Л-112 |
н н |
КТ = 0,2S Ктт = 600/5 № 29687-05 | |
|
II СШ |
КТ = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 1188-84 | |||
|
2— 5 Г □ г |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 | |||
|
Нива ГЭС-1, Л-148 |
н н |
КТ = 0,2S Ктт = 600/5 № 25477-06 | ||
|
s |
КТ = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 14205-94 | |||
|
Счетчик |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-11 | |||
|
00 |
Нива ГЭС-1, Ф-12 |
н н |
КТ = 0,5S Ктт = 200/5 № 30709-07 | |
|
о |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 № 25475-03 | |||
|
2 5 Г □ г |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 | |||
|
o> |
Нива ГЭС-1, Ф-13 |
н н |
КТ = 0,5S Ктт = 200/5 № 30709-07 | |
|
о сч |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 № 25475-03 | |||
|
2 5 г □ г |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 | |||
|
4 |
5 |
6 |
7 | |
|
А |
OSKF 126 УХЛ1 |
2008/474966 |
132000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
OSKF 126 УХЛ1 |
2008/474955 | ||
|
С |
OSKF 126 УХЛ1 |
2008/474957 | ||
|
А |
НКФ-110-83 У1 |
60048 | ||
|
В |
НКФ-110-83 У1 |
60061 | ||
|
С |
НКФ-110-83 У1 |
60040 | ||
|
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01237030 | |||
|
А |
OSKF 126 УХЛ1 |
2008/474960 |
132000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
OSKF 126 УХЛ1 |
2008/474956 | ||
|
С |
OSKF 126 УХЛ1 |
2008/474958 | ||
|
А |
НКФ-110-83 У1 |
60051 | ||
|
В |
НКФ-110-83 У1 |
60044 | ||
|
С |
НКФ-110-83 У1 |
60056 | ||
|
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01237069 | |||
|
А |
GSR 630 УХЛ1 GSR 630 УХЛ1 |
№ 07036932 № 07036933 |
132000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
GSR 630 УХЛ1 GSR 630 УХЛ1 |
№ 07036931 № 07036934 | ||
|
С |
GSR 630 УХЛ1 GSR 630 УХЛ1 |
№ 07036930 № 07036935 | ||
|
А |
НКФ-110-57 |
1019605 | ||
|
В |
НКФ-110-57 |
1019535 | ||
|
С |
НКФ-110-57 |
1019231 | ||
|
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01237029 | |||
|
А |
ТЛП-10-2 У3 |
11425 |
О о о х|- |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-2 У3 |
11423 | ||
|
С |
ТЛП-10-2 У3 |
11422 | ||
|
А |
UGE 12 У3 |
07036975 | ||
|
В |
UGE 12 У3 |
07036976 | ||
|
С |
UGE 12 У3 |
07036978 | ||
|
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
01169564 | |||
|
А |
ТЛП-10-2 У3 |
11424 |
о о о х|- |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-2 У3 |
11426 | ||
|
С |
ТЛП-10-2 У3 |
11427 | ||
|
А |
UGE 12 У3 |
07036970 | ||
|
В |
UGE 12 У3 |
07036959 | ||
|
С |
UGE 12 У3 |
07036987 | ||
|
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
01169452 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
о |
Нива ГЭС-2, генератор № 1 |
Н н |
КТ = 0,5S Ктт = 1500/5 № 30709-07 |
А |
ТЛП-10-3 У3 |
18189 |
О о о о гп |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-3 У3 |
18193 | ||||||
|
С |
ТЛП-10-3 У3 |
18195 | ||||||
|
КТ = 0,5 Ктн = 10000:43/100:43 № 25475-11 |
А |
UGE 12 У3 |
07037104 | |||||
|
В |
UGE 12 У3 |
07037103 | ||||||
|
С |
UGE 12 У3 |
07037126 | ||||||
|
и S £ о О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01172451 | |||||
|
- |
Нива ГЭС-2, генератор № 2 |
Н Н |
КТ = 0,5S Ктт = 1500/5 № 30709-07 |
А |
ТЛП-10-3 У3 |
18197 |
о о о о гп |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-3 У3 |
18191 | ||||||
|
С |
ТЛП-10-3 У3 |
18203 | ||||||
|
КТ = 0,5 Ктн = 10000:43/100:43 № 25475-11 |
А |
UGE 12 У3 |
07037147 | |||||
|
В |
UGE 12 У3 |
07037136 | ||||||
|
С |
UGE 12 У3 |
07037081 | ||||||
|
и S £ о О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01172452 | |||||
|
гч |
Нива ГЭС-2, генератор № 3 |
Н Н |
КТ = 0,5 Ктт = 1500/5 № 518-50 |
А |
ТПОФ |
84003 |
о о о о гп |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТПОФ |
82353 | ||||||
|
С |
ТПОФ |
74982 | ||||||
|
КТ = 0,5 Ктн = 10000:43/100:43 № 25475-11 |
А |
UGE 12 У3 |
07037091 | |||||
|
В |
UGE 12 У3 |
07037083 | ||||||
|
С |
UGE 12 У3 |
07037049 | ||||||
|
Счетчик |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01172459 | |||||
|
сп |
Нива ГЭС-2, генератор № 4 |
н н |
КТ = 0,5S Ктт = 1500/5 № 30709-07 |
А |
ТЛП-10-3 У3 |
18200 |
о о о о гп |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-3 У3 |
18202 | ||||||
|
С |
ТЛП-10-3 У3 |
18204 | ||||||
|
КТ = 0,5 Ктн = 10000:43/100:43 № 25475-11 |
А |
UGE 12 У3 |
11020530 | |||||
|
В |
UGE 12 У3 |
11020531 | ||||||
|
С |
UGE 12 У3 |
11020532 | ||||||
|
Счетчик |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01169494 | |||||
|
’П- |
Нива ГЭС-2, Т-1 |
н н |
КТ = 0,2S Ктт = 600/5 № 29696-05 |
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475000 |
132000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475033 | ||||||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475003 | ||||||
|
КТ = 0,2 Ктн = 110000:43/100:43 № 29696-05 |
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475000 | |||||
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475033 | ||||||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475003 | ||||||
|
м S £ о О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01176633 | |||||
|
1 |
2 |
3 | ||
|
IT) |
Нива ГЭС-2, Т-2 |
H н |
КТ = 0,2S Ктт = 600/5 № 29696-05 | |
|
s |
КТ = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 29696-05 | |||
|
и s £ о F О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 | |||
|
ю |
Нива ГЭС-2, Т-3 |
Н Н |
КТ = 0,2S Ктт = 600/5 № 29696-05 | |
|
S |
КТ = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 29696-05 | |||
|
и S £ о О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 | |||
|
Нива ГЭС-2, Т-4 |
Н Н |
КТ = 0,2S Ктт = 600/5 № 29696-05 | ||
|
S |
КТ = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 29696-05 | |||
|
и S £ о О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 | |||
|
00 |
Нива ГЭС-2, Т-2 пос. |
Н Н |
КТ = 0,5S Ктт = 600/5 № 30709-07 | |
|
S |
о сч |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 № 25475-03; 25475-11 | ||
|
г □ г |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 | |||
|
o> |
Нива ГЭС-2, Т-3 пос. |
н н |
КТ = 0,5S Ктт = 600/5 № 30709-07 | |
|
о |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 № 25475-11 | |||
|
Q |
г □ г |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 | ||
|
4 |
5 |
6 |
7 | |
|
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475006 |
132000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475002 | ||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/474998 | ||
|
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475006 | ||
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475002 | ||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/474998 | ||
|
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01172457 | |||
|
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/474999 |
132000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475007 | ||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475005 | ||
|
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/474999 | ||
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475007 | ||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475005 | ||
|
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01176635 | |||
|
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475008 |
132000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475001 | ||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/474997 | ||
|
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475008 | ||
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475001 | ||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/474997 | ||
|
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01172456 | |||
|
А |
ТЛП-10-2 У3 |
11373 |
12000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-2 У3 |
11377 | ||
|
С |
ТЛП-10-2 У3 |
11384 | ||
|
А |
UGE 12 У3 |
08014859 | ||
|
В |
UGE 12 У3 |
11020534 | ||
|
С |
UGE 12 У3 |
11020533 | ||
|
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
01169448 | |||
|
А |
ТЛП-10-2 У3 |
11415 |
12000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-2 У3 |
11411 | ||
|
С |
ТЛП-10-2 У3 |
11412 | ||
|
А |
UGE 12 У3 |
07037116 | ||
|
В |
UGE 12 У3 |
07037142 | ||
|
С |
UGE 12 У3 |
07037075 | ||
|
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
01169506 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
о сч |
Нива ГЭС-3, генератор № 1 |
Н н |
КТ = 0,5S Ктт = 3000/5 № 30709-07 |
А |
ТЛП-10-1 У3 |
11280 |
00009 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-1 У3 |
11284 | ||||||
|
С |
ТЛП-10-1 У3 |
11282 | ||||||
|
S |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:Ч3/100:Ч3 № 25475-11 |
А |
UGE 12 У3 |
07037135 | ||||
|
В |
UGE 12 У3 |
07037068 | ||||||
|
С |
UGE 12 У3 |
07037074 | ||||||
|
и S £ о О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01169515 | |||||
|
сч |
Нива ГЭС-3, генератор № 2 |
Н Н |
КТ = 0,5S Ктт = 3000/5 № 30709-07 |
А |
ТЛП-10-1 У3 |
11281 |
00009 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-1 У3 |
11256 | ||||||
|
С |
ТЛП-10-1 У3 |
11263 | ||||||
|
S |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:43/100:43 № 25475-11 |
А |
UGE 12 У3 |
08017225 | ||||
|
В |
UGE 12 У3 |
08017224 | ||||||
|
С |
UGE 12 У3 |
08017222 | ||||||
|
и S £ о О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01169458 | |||||
|
сч сч |
Нива ГЭС-3, генератор № 3 |
Н Н |
КТ = 0,5S Ктт = 3000/5 № 30709-07 |
А |
ТЛП-10-1 У3 |
11261 |
00009 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-1 У3 |
11283 | ||||||
|
С |
ТЛП-10-1 У3 |
11276 | ||||||
|
S |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:43/100:43 № 25475-11 |
А |
UGE 12 У3 |
07037071 | ||||
|
В |
UGE 12 У3 |
07037077 | ||||||
|
С |
UGE 12 У3 |
07037084 | ||||||
|
и S £ о О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01172445 | |||||
|
сп сч |
Нива ГЭС-3, генератор № 4 |
Н Н |
КТ = 0,5S Ктт = 3000/5 № 30709-07 |
А |
ТЛП-10-1 У3 |
11259 |
00009 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-1 У3 |
11260 | ||||||
|
С |
ТЛП-10-1 У3 |
11258 | ||||||
|
S |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:43/100:43 № 25475-11 |
А |
UGE 12 У3 |
07037143 | ||||
|
В |
UGE 12 У3 |
07037051 | ||||||
|
С |
UGE 12 У3 |
07037088 | ||||||
|
и S £ о О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01169547 | |||||
|
сч |
Нива ГЭС-3, Т-1 |
Н Н |
КТ = 0,2S Ктт = 600/5 № 29696-05 |
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475026 |
132000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475035 | ||||||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475025 | ||||||
|
S |
КТ = 0,2 Ктн = 110000:43/100:43 № 29696-05 |
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475026 | ||||
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475035 | ||||||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475025 | ||||||
|
Счетчик |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01169529 | |||||
Окончание таблицы 2.1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
IT) сч |
Нива ГЭС-3, Т-2 |
Н н |
КТ = 0,2S Ктт = 600/5 № 29696-05 |
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475029 |
132000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475034 | ||||||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475028 | ||||||
|
КТ = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 29696-05 |
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475029 | |||||
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475034 | ||||||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475028 | ||||||
|
и S £ о О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01172463 | |||||
|
40 сч |
Нива ГЭС-3, Т-3 |
Н Н |
КТ = 0,2S Ктт = 600/5 № 29696-05 |
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475021 |
132000 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475027 | ||||||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475024 | ||||||
|
КТ = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 29696-05 |
А |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475021 | |||||
|
В |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475027 | ||||||
|
С |
KOTEF 126 УХЛ1 |
2008/475024 | ||||||
|
и S £ о О |
КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
01169513 | |||||
|
сч |
Нива ГЭС-3, Ф-3 |
Н Н |
КТ = 0,5S Ктт = 4000/5 № 30709-11 |
А |
ТЛП-10-1 У3 |
37821 |
О о о о 00 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-1 У3 |
37820 | ||||||
|
С |
ТЛП-10-1 У3 |
37818 | ||||||
|
КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 № 25475-11 |
А |
UGE 12 У3 |
11037678 | |||||
|
В |
UGE 12 У3 |
11037677 | ||||||
|
С |
UGE 12 У3 |
11037676 | ||||||
|
и S £ о О |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
01172476 | |||||
|
00 сч |
Нива ГЭС-3, Ф-6 |
Н Н |
КТ = 0,5S Ктт = 4000/5 № 30709-11 |
А |
ТЛП-10-1 У3 |
37823 |
о о о о 00 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
|
В |
ТЛП-10-1 У3 |
37822 | ||||||
|
С |
ТЛП-10-1 У3 |
37819 | ||||||
|
КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 № 25475-11 |
А |
UGE 12 У3 |
11037675 | |||||
|
В |
UGE 12 У3 |
11037680 | ||||||
|
С |
UGE 12 У3 |
11037679 | ||||||
|
и S £ о О |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 |
01193338 | |||||
Примечания:
-
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 или ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
-
2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счётчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечаний) утверждённых типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.1;
-
3. Допускается замена устройств сбора и передачи данных (УСПД) на однотипный утверждённого типа.
Таблица 2.2 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диапазон тока |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии) при индуктивной нагрузке для доверительной вероятности P=0,95 | |||||||||
|
Основная относительная погрешность ИК (±5), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях (±5), % | ||||||||||
|
cos j = 1,0 |
cos j = 0,866/ sin j = 0,5 |
cos j = 0,8/ sin j = 0,6 |
cos j = 0,6/ sin j = 0,8 |
cos j = 0,5/ sin j = 0,866 |
cos j = 1,0 |
cos j = 0,866/ sin j = 0,5 |
cos j = 0,8/ sin j = 0,6 |
cos j = 0,6/ sin j = 0,8 |
cos j = 0,5/ sin j = 0,866 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
1, 2, 10, 11, 13, 20 - 23 |
0,01 1н1 < I1 < 0,02 1н1 |
1,8 |
- |
- |
- |
- |
2,0 |
- |
- |
- |
- |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
|
0,02 1н1 < I1 < 0,05 1н1 |
1,6 |
2,2 |
2,5 |
3,8 |
4,8 |
1,9 |
2,5 |
2,8 |
4,1 |
5,0 | |
|
- |
5,1 |
4,1 |
2,8 |
2,5 |
- |
7,4 |
6,3 |
4,9 |
4,6 | ||
|
0,05 1н1 < I1 < 0,1 1н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,4 |
3,0 |
1,4 |
1,8 |
2,0 |
2,8 |
3,3 | |
|
- |
3,1 |
2,5 |
1,8 |
1,6 |
- |
4,4 |
3,8 |
3,1 |
3,0 | ||
|
0,1 1н1 < I1 < 0,2 1н1 |
1,0 |
1,3 |
1,5 |
2,2 |
2,7 |
1,3 |
1,7 |
1,8 |
2,6 |
3,1 | |
|
- |
2,8 |
2,2 |
1,6 |
1,4 |
- |
3,6 |
3,2 |
2,6 |
2,5 | ||
|
0,2 1н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,8 |
2,2 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
2,2 |
2,7 | |
|
- |
2,2 |
1,8 |
1,3 |
1,2 |
- |
3,0 |
2,7 |
2,3 |
2,2 | ||
|
1н1 < 11 < 1,2 1н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,8 |
2,2 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
2,2 |
2,7 | |
|
- |
2,2 |
1,8 |
1,3 |
1,2 |
- |
2,9 |
2,6 |
2,2 |
2,2 | ||
|
3 - 7 |
0,01 1н1 < I1 < 0,02 1н1 |
1,1 |
- |
- |
- |
- |
1,4 |
- |
- |
- |
- |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
|
0,02 1н1 < I1 < 0,05 1н1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,8 |
2,1 |
1,4 |
1,6 |
1,7 |
2,2 |
2,6 | |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
|
0,05 1н1 < I1 < 0,1 1н1 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
1,4 |
1,7 |
1,2 |
1,4 |
1,5 |
1,9 |
2,2 | |
|
- |
1,9 |
1,6 |
1,2 |
1,1 |
- |
4,1 |
3,8 |
3,1 |
2,9 | ||
|
0,1 1н1 < I1 < 0,2 1н1 |
0,7 |
0,9 |
0,9 |
1,3 |
1,5 |
1,2 |
1,4 |
1,5 |
1,9 |
2,2 | |
|
- |
1,6 |
1,4 |
1,1 |
1,0 |
- |
4,0 |
3,7 |
3,1 |
2,9 | ||
|
0,2 1н1 < 11 < 1н1 |
0,7 |
0,8 |
0,9 |
1,2 |
1,4 |
1,1 |
1,3 |
1,4 |
1,8 |
2,1 | |
|
- |
1,5 |
1,3 |
1,0 |
1,0 |
- |
4,0 |
3,6 |
3,1 |
2,9 | ||
|
1н1 < I1 < 1,2 1н1 |
0,7 |
0,8 |
0,9 |
1,2 |
1,4 |
1,1 |
1,3 |
1,4 |
1,8 |
2,1 | |
|
- |
1,5 |
1,3 |
1,0 |
1,0 |
- |
4,0 |
3,6 |
3,1 |
2,9 | ||
|
8, 9, 18, 19, 27, 28 |
0,01 1н1 < I1 < 0,02 1н1 |
2,1 |
- |
- |
- |
- |
3,1 |
- |
- |
- |
- |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
|
0,02 1н1 < I1 < 0,05 1н1 |
1,9 |
2,4 |
2,7 |
4,0 |
4,9 |
3,0 |
3,6 |
4,0 |
5,2 |
6,1 | |
|
- |
5,9 |
4,9 |
3,5 |
3,2 |
- |
12,4 |
10,8 |
8,8 |
8,3 | ||
|
0,05 1н1 < I1 < 0,1 !н1 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
2,5 |
3,1 |
2,6 |
3,1 |
3,4 |
4,2 |
4,8 | |
|
- |
3,5 |
3,0 |
2,2 |
2,1 |
- |
7,2 |
6,5 |
5,6 |
5,4 | ||
|
0,1 1н1 < I1 < 0,2 !н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,2 |
2,7 |
2,6 |
3,0 |
3,3 |
4,1 |
4,6 | |
|
- |
3,0 |
2,5 |
1,9 |
1,8 |
- |
5,7 |
5,2 |
4,6 |
4,5 | ||
|
0,2 1н1 < I1 < 1н1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,9 |
2,3 |
2,6 |
3,0 |
3,2 |
3,9 |
4,3 | |
|
- |
2,5 |
2,1 |
1,7 |
1,5 |
- |
4,7 |
4,5 |
4,1 |
4,0 | ||
|
1н1 < I1 < 1,2 3«1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,9 |
2,3 |
2,6 |
3,0 |
3,2 |
3,9 |
4,3 | |
|
- |
2,4 |
2,1 |
1,6 |
1,5 |
- |
4,4 |
4,2 |
4,0 |
3,9 | ||
Окончание таблицы 2.2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
12 |
0,05 1н1 < I1 < 0,1 1н1 |
1,8 |
2,5 |
2,8 |
4,3 |
5,4 |
2,0 |
2,7 |
3,1 |
4,5 |
5,6 |
|
- |
5,5 |
4,4 |
2,9 |
2,6 |
- |
6,3 |
5,3 |
3,9 |
3,6 | ||
|
0,1 1н1 < 11 < 0,2 1н1 |
1,5 |
2,1 |
2,4 |
3,6 |
4,6 |
1,8 |
2,3 |
2,7 |
3,9 |
4,8 | |
|
- |
4,6 |
3,7 |
2,5 |
2,2 |
- |
5,2 |
4,3 |
3,3 |
3,0 | ||
|
0,2 1н1 < I1 < 1н1 |
1,1 |
1,4 |
1,6 |
2,4 |
2,9 |
1,4 |
1,7 |
1,9 |
2,7 |
3,3 | |
|
- |
3,0 |
2,4 |
1,7 |
1,5 |
- |
3,6 |
3,1 |
2,5 |
2,4 | ||
|
1н1 < 11 < 1,2 1н1 |
0,9 |
1,1 |
1,2 |
1,8 |
2,2 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
2,2 |
2,7 | |
|
- |
2,2 |
1,8 |
1,3 |
1,2 |
- |
2,9 |
2,6 |
2,2 |
2,2 | ||
|
14 - 17, 24 - 26 |
0,01 1н1 < I1 < 0,02 1н1 |
1,0 |
- |
- |
- |
- |
1,3 |
- |
- |
- |
- |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
|
0,02 1н1 < I1 < 0,05 1н1 |
0,9 |
1,1 |
1,1 |
1,5 |
1,8 |
1,3 |
1,5 |
1,6 |
2,1 |
2,4 | |
|
- |
2,4 |
2,1 |
1,6 |
1,5 |
- |
6,0 |
5,2 |
4,3 |
4,1 | ||
|
0,05 1н1 < 11 < 0,1 1н1 |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
1,0 |
1,3 |
1,1 |
1,3 |
1,4 |
1,7 |
2,0 | |
|
- |
1,5 |
1,3 |
1,0 |
1,0 |
- |
3,5 |
3,2 |
2,8 |
2,7 | ||
|
0,1 1н1 < I1 < 0,2 1н1 |
0,5 |
0,6 |
0,7 |
0,9 |
1,1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,7 |
1,9 | |
|
- |
1,3 |
1,1 |
0,9 |
0,9 |
- |
2,7 |
2,5 |
2,3 |
2,2 | ||
|
0,2 1н1 < 11 < 1н1 |
0,5 |
0,6 |
0,6 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,6 |
1,8 | |
|
- |
1,1 |
0,9 |
0,8 |
0,7 |
- |
2,3 |
2,2 |
2,0 |
2,0 | ||
|
1н1 < I1 < 1,2 1н1 |
0,5 |
0,6 |
0,6 |
0,8 |
0,9 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
1,6 |
1,8 | |
|
- |
1,0 |
0,9 |
0,8 |
0,7 |
- |
2,1 |
2,0 |
2,0 |
2,0 |
Примечания:
-
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
-
2. Нормальные условия:
-
- параметры сети: диапазон напряжения - от 0,99^ином до 1,01-UH0M, диапазон силы тока -от 0,01-1ном до 1,2-1ном, диапазон коэффициента мощности 0,5инд. < cosф > 0,8емк., диапазон частоты - от 49,85 до 50,15 Гц;
-
- температура окружающего воздуха - от +21 °С до +25 °С;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более
-
- 0,05 мТл.
-
3. Рабочие условия:
-
- параметры сети для ИК № 1-11, 13-28: диапазон напряжения - от 0,9^ином до 1,1-ином; диапазон силы тока - от 0,01 -1ном до 1,2-1ном; диапазон коэффициента мощности 0,5инд. < cosф < 1, диапазон частоты - от 49,6 до 50,4 Гц;
-
- параметры сети для ИК № 12: диапазон напряжения - от 0,9^ином до 1,1-ином; диапазон силы тока - от 0,05Ином до 1,2-1ном; диапазон коэффициента мощности 0,5инд. < cosф < 1, диапазон частоты - от 49,6 до 50,4 Гц;
-
- допускаемая температура окружающего воздуха: для измерительных ТТ и ТН в зависимости от вида климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150-69; для счётчиков - от -40 до +65 °С; для УСПД - от 0 до +70 °С; для сервера - от +15 до +30 °С;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более
-
- 0,5 мТл.
Надёжность применяемых измерительных компонентов в АИИС КУЭ:
-
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
-
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 120000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более tB = 85 ч.;
-
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 40000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более tB = 13 ч.;
-
- сервер БД - коэффициент готовности не менее КГ = 0,99 ч., среднее время восстановления работоспособности не более tB = 1 ч.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом, не менее:
-
- КГ_ АИИС КУЭ = 0,983 - коэффициент готовности;
-
- Тср АИИС КУЭ = 2905 ч. - среднее время наработки на отказ.
Надежность системных решений:
-
- применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;
-
- стойкость к электромагнитным воздействиям;
-
- ремонтопригодность;
-
- программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
-
- функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
-
- резервирование электропитания оборудования системы;
-
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
-
1. параметрирования;
-
2. пропадания напряжения;
-
3. коррекция времени.
-
- в журнале событий сервера фиксируются факты:
-
1. даты начала регистрации измерений;
-
2. перерывы электропитания;
-
3. программные и аппаратные перезапуски;
-
4. установка и корректировка времени;
-
5. нарушение защиты сервера;
-
6. отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
1. электросчётчиков;
-
2. промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
3. испытательных коробок;
-
4. УСПД;
-
5. сервера.
-
- наличие защиты информации на программном уровне при параметрировании счетчиков, УСПД и сервера БД:
-
1. установка пароля на счётчик;
-
2. установка пароля на УСПД;
-
3. установка пароля на сервер БД.
-
- наличие защиты результатов измерений на программном уровне при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Глубина хранения информации (профиля):
-
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 сут.;
-
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут.;
-
- сервер БД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.