Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ 30206, в режиме измерений активной электроэнергии; по ГОСТ 26035, в режиме измерений реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер сбора данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 (№2598), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
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 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает на верхний уровень, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.
Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ОАО «Баксанская ГЭС», АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС», АИИС КУЭ
«Аушигерская ГЭС», АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» и АИИС КУЭ «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга. Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежных субъектов ОРЭ, сбор данных с которых производится согласно договорам об информационном обмене, указан в таблице 3.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-2, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Ход часов УСВ-2 не более ±0,35 с. Устройство синхронизации времени УСВ-2 обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера сбора данных, установленного в ЦСОИ Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа», сличение часов сервера сбора данных осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождении. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера сбора данных производится во время сеанса связи со счетчиками (один раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при расхождении с часами сервера сбора данных независимо от наличия расхождении, но не чаще одного раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 | MD5 |
| Модуль расчета небаланса энергии/ мощности | CalcLeakage.dll | 3 | b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f | MD5 |
| Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac | MD5 |
| Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b737261 328cd77805bd1ba7 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f | MD5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseMod-bus.dll | 3 | c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePira-mida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f | MD5 |
| Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc2 3ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
| Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e2 884f5b356a1d1e75 | MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» и их основные метрологические характеристики.
| Номер п/п | Номер точки измерений | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электро-энергии | Метрол характ | огические еристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК/ УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | 1.1 | Л-1 110 кВ ПС «Залу-кокоаже» | ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 1376 Зав. № 1377 Зав. № 6349 | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3:100/^3 Зав. № 22065 Зав. № 22006 Зав. № 22007 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045135 | Сервер Advan-tech IPC610 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 2 | 1.2 | Т-101 ПС «Дальняя» | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 56931 Зав. № 4822 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2308 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045131 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 3 | 1.3 | Л-290 110 кВ ПС «Малка» | ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 15916 Зав. № 15918 Зав. № 15915 | НКФ110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3:100/^3 Зав. № 52087 Зав. № 51407 Зав. № 51572 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045068 | | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 4 | 1.4 | Т-101 ПС «Мала-кановская» | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 23523 Зав. № 51801 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 788 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045124 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 5 | 1.5 | Л-578 ПС «При-малкин-ская» | ТФН-35М Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 16217 Зав. № 16228 | ЗНОМ-35 Кл.т. 0,5 35000/^3:100/^3 Зав. № 1314126 Зав. № 1314128 Зав. № 1121170 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045121 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 6 | 2.2 | Л-5 110 кВ ПС «Ст.Лескен» | ТФЗМ-110Б Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 10201 Зав. № 9121 Зав. № 8968 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/^3:100/^3 Зав. № 50529 Зав. № 50554 Зав. № 50760 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045129 | Сервер Advan-tech IPC610 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 7 | 2.5 | Л-209 110 кВ ПС «Муртазово» | ТФНД-110 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 9434 Зав. № 1062 Зав. № 742 | НКФ-110 Кл.т. 0,2 110000/^3:100/^3 Зав. № 39109 Зав. № 39112 Зав. № 39037 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045103 | активная реактивная | ±0,9 ±2,3 | ±2,9 ±4,5 |
| 8 | 2.6 | ПС Екатериноградская Т-1 110 кВ | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 1464 Зав. № 821 Зав. № 4730 | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/^3:100/^3 Зав. № 1471246 Зав. № 1471247 Зав. № 1471248 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045130 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 9 | 2.8 | Л-497 35 кВ ПС «Терек-ская» | ТФН-35М Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 18274 Зав. № 18320 | ЗНОМ-35 Кл.т. 0,5 35000/^3:100/^3 Зав. № 1200452 Зав. № 1391502 Зав. № 1011168 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 12045070 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 10 | 2.9 | ПС В.Курп Ф-974 10 кВ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 13100 Зав. № 13102 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 866 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 12046039 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosф = 0,9 инд.;
температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
5. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк. допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 °С до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 °С до + 70 °С; для ИВК от +15 °С до +35 °С;
6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока (0,05 - 1,2) 1ном, cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от + 5°С до +40°С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии, по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.
Таблица 3 - Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежных субъектов ОРЭ, результаты измерений по которым получают в рамках соглашения об информационном обмене.
| № п/п | Номер точки измерений | Наименование объекта измерений | Наименование точки измерений | Марка счетчика |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ОАО «Севкавказэнерго» - Кабардино-Балкарский филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа» |
| 1 | 2.1 | ПС Змейская | ПС Змейская ВЛ-5 110 кВ | A1R-4-AL-C29-T+ |
| 2 | 2.3 | ПС Эльхотово | ПС Эльхотово ВЛ-209 110 кВ | A1R-4-AL-C29-T+ |
| 3 | 2.4 | ПС Эльхотово | ПС Эльхотово ОМВ-110 кВ | A1R-4-AL-C29-T+ |
| 4 | 2.7 | ПС Терек-110 | ПС Терек-110 ВЛ-497 35 кВ | A1R-4-AL-C29-T+ |
| ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Юга) - Кабардино-Балкарский филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа |
| 5 | 3.1.7 | ПС 330 кВ Прохладный | М-2 110 кВ ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 6 | 3.1.1 | ПС 330 кВ Прохладный | ВЛ-110-85 110 кВ ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 7 | 3.1.2 | ПС 330 кВ Прохладный | ВЛ-110-86 110 кВ ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 8 | 3.1.3 | ПС 330 кВ Прохладный | ВЛ-110-88 110 кВ ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 9 | 3.1.4 | ПС 330 кВ Прохладный | ВЛ-110-99 110 кВ ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 10 | 3.1.5 | ПС 330 кВ Прохладный | ВЛ-110-183 110 кВ ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 11 | 3.1.6 | ПС 330 кВ Прохладный | ВЛ-110-184 110 кВ ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 12 | 3.1.8 | ПС 330 кВ Прохладный | Фидер 10 кВ Ф-589 ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 13 | 3.1.9 | ПС 330 кВ Прохладный | Фидер 10 кВ Ф-590 ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 14 | 3.1.10 | ПС 330 кВ Прохладный | Фидер 10 кВ Ф-591 ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 15 | 3.1.11 | ПС 330 кВ Прохладный | Фидер 10 кВ Ф-592 ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 16 | 3.1.12 | ПС 330 кВ Прохладный | Фидер 10 кВ Ф-594 ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 17 | 3.1.13 | ПС 330 кВ Прохладный | Фидер 10 кВ Ф-595 ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 18 | 3.1.14 | ПС 330 кВ Прохладный | Фидер 10 кВ Ф-596 ПС 330 кВ «Прохладная» | A1R-4-AL-C29-T |
| 19 | 3.2.6 | ПС 330 кВ Баксан | М-2 110 кВ ПС 330 кВ «Баксан» | A1R-4-AL-C29-T |
| 20 | 3.2.1 | ПС 330 кВ Баксан | ВЛ-110-35 110 кВ ПС 330 кВ «Баксан» | A1R-4-AL-C29-T |
| 21 | 3.2.2 | ПС 330 кВ Баксан | ВЛ-110-37 110 кВ ПС 330 кВ «Баксан» | A1R-4-AL-C29-T |
| 22 | 3.2.3 | ПС 330 кВ Баксан | ВЛ-110-103 110 кВ ПС 330 кВ «Баксан» | A1R-4-AL-C29-T |
| 23 | 3.2.4 | ПС 330 кВ Баксан | ВЛ-110-173 110 кВ ПС 330 кВ «Баксан» | A1R-4-AL-C29-T |
| 24 | 3.2.5 | ПС 330 кВ Баксан | ВЛ-110-174 110 кВ ПС 330 кВ «Баксан» | A1R-4-AL-C29-T |
| 25 | 3.2.7 | ПС 330 кВ Баксан(Т-3, Т-4 ОАО "Каббалкэнерго") | Фидер 10 кВ Ф-105 ПС 330 кВ «Баксан» | A1R-4-AL-C29-T |
| 26 | 3.2.8 | ПС 330 кВ Баксан(Т-3, Т-4 ОАО "Каббалкэнерго") | Фидер 10 кВ Ф-106 ПС 330 кВ «Баксан» | A1R-4-AL-C29-T |
| 27 | 3.2.9 | ПС 330 кВ Баксан(Т-3, Т-4 ОАО "Каббалкэнерго") | Фидер 10 кВ Ф-107 ПС 330 кВ «Баксан» | A1R-4-AL-C29-T |
| 28 | 3.2.10 | ПС 330 кВ Баксан(Т-3, Т-4 ОАО "Каббалкэнерго") | Фидер 10 кВ Ф-108 ПС 330 кВ «Баксан» | A1R-4-AL-C29-T |
| 29 | 3.2.11 | ПС 330 кВ Баксан(Т-3, Т-4 ОАО "Каббалкэнерго") | Фидер 10 кВ Ф-109 ПС 330 кВ «Баксан» | A1R-4-AL-C29-T |
| 30 | 3.2.12 | ПС 330 кВ Баксан(Т-3, Т-4 ОАО "Каббалкэнерго") | Фидер 10 кВ Ф-1010 ПС 330 кВ «Баксан» | A1R-4-AL-C29-T |
| 31 | 3.3.1 | ПС 330 кВ Нальчик | ВЛ-110-104 110 кВ ПС 330 кВ «Нальчик-330» | A1R-4-AL-C29-T |
| 32 | 3.3.2 | ПС 330 кВ Нальчик | ВЛ-110-109 110 кВ ПС 330 кВ «Нальчик-330» | A1R-4-AL-C29-T |
| 33 | 3.3.3 | ПС 330 кВ Нальчик | М-2 110 кВ ПС 330 кВ «Нальчик-330» | A1R-4-AL-C29-T |
| 34 | 3.3.4 | ПС 6 кВ КТПН (сн.ПС 330 кВ Нальчик) | Фидер 6 кВ ф-623 (резерв СН) ПС 330 кВ «Нальчик-330» | A1R-4-AL-C29-T |
| 35 | 3.3.5 | ПС 330 кВ Нальчик | ВЛ-110-105 110 кВ ПС 330 кВ «Нальчик-330» | A1R-4-AL-C29-T |
| 36 | 3.3.6 | ПС 330 кВ Нальчик | ВЛ-110-178(110) 110 кВ ПС 330 кВ «Нальчик-330» | A1R-4-AL-C29-T |
| ОАО «РусГидро» (Кабардино-Балкарский филиал) Аушигерская ГЭС - Кабардино-Балкарский филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа |
| 37 | 4.1 | Аушигерская ГЭС | ВЛ-110 кВ, Л-189 Аушигерская ГЭС (РусГидро) | СЭТ-4ТМ.03 |
| 38 | 4.2 | Аушигерская ГЭС | ВЛ-110 кВ, Л-193 Аушигерская ГЭС (РусГидро) | СЭТ-4ТМ.03 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 39 | 4.3 | Аушигерская ГЭС | ВЛ-110 кВ, Л-192 Аушигерская ГЭС (РусГидро) | СЭТ-4ТМ.03 |
| 40 | 4.4 | Аушигерская ГЭС | Обходной выключатель М2 Аушигерская ГЭС (РусГидро) | СЭТ-4ТМ.03 |
| 41 | 4.5 | Аушигерская ГЭС, КРУ-10 кВ | ВЛ-10 кВ, Ф-101 Аушигерская ГЭС | СЭТ-4ТМ.03 |
| 42 | 4.6 | КТП4-1 | ВЛ-10 кВ, Ф-1010 Аушигерская ГЭС ГРУ (плотина) | СЭТ-4ТМ.03 |
| 43 | 4.7 | КТП4-2 | ВЛ-10 кВ, Ф-403 Аушигерская ГЭС ГРУ (плотина) | СЭТ-4ТМ.03 |
| ОАО «РусГидро» (Кабардино-Балкарский филиал) Кашхатау ГЭС - Кабардино-Балкарский филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа» |
| 44 | 5.1 | Кашхатау ГЭС | ВЛ-110 кВ Л-102 Кашхатау ГЭС | СЭТ-4ТМ.03 |
| 45 | 5.2 | Кашхатау ГЭС | ВЛ-110 кВ Л-193 Кашхатау ГЭС | СЭТ-4ТМ.03 |
| 46 | 5.3 | Кашхатау ГЭС | ВЛ-110 кВ Л-190 Кашхатау ГЭС | СЭТ-4ТМ.03 |
| 47 | 5.4 | Кашхатау ГЭС | Обходной выключатель М2 Кашхатау ГЭС | СЭТ-4ТМ.03 |
| 48 | 5.5 | Кашхатау ГЭС; КРУ-10 кВ | ВЛ-10 кВ, Ф-1010 Кашхатау ГЭС | СЭТ-4ТМ.03 |
| 49 | 5.6 | КТПСН ГУ Кашхатау ГЭС | ВЛ-10 кВ, Ф-400 Кашхатау ГЭС | СЭТ-4ТМ.03 |
| 50 | 5.7 | КТПСН ГУ Кашхатау ГЭС | ВЛ-10 кВ, Ф-102 Кашхатау ГЭС | СЭТ-4ТМ.03 |
| ОАО «РусГидро» (Кабардино-Балкарский филиал) Баксанская ГЭС - Кабардино-Балкарский филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа» |
| 51 | 6.1 | Баксанская ГЭС | ВЛ-110 кВ, Л-3 Баксанская ГЭС (РусГидро) | СЭТ-4ТМ.03 |
| 52 | 6.2 | Баксанская ГЭС | ВЛ-110 кВ, Л-4 Баксанская ГЭС (РусГидро) | СЭТ-4ТМ.03 |
| 53 | 6.3 | Баксанская ГЭС | ВЛ-110 кВ, Л-37 Баксанская ГЭС (РусГ идро) | СЭТ-4ТМ.03 |
| 54 | 6.4 | Баксанская ГЭС | ВЛ-110 кВ, Л-210 Баксанская ГЭС (РусГ идро) | СЭТ-4ТМ.03 |
| 55 | 6.5 | Баксанская ГЭС | ВЛ-110 кВ, Л-211 Баксанская ГЭС (РусГ идро) | СЭТ-4ТМ.03 |
| 56 | 6.6 | ЩПТ-0,22 кВ, Баксанская ГЭС | ТСН-101 ст. 0,22 кВ Баксанская ГЭС (РусГидро) | СЭТ-4ТМ.03 |
| 57 | 6.7 | ЗРУ-0,22 кВ, Баксанская ГЭС, ГРУ (плотина) | Баксанская ГЭС; ЗРУ (плотина) - 0,22 кВ (РусГидро) | СЭТ-4ТМ.03 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- УСВ-2 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера АИИС КУЭ с помощью ис
точника 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 сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервера;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-вании:
- электросчетчика.
Возможность корректировки часов в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа»
| Наименование | Количество |
| Трансформаторы тока ТФЗМ-110Б (Госреестр № 2793-88) | 9 шт. |
| Трансформатор тока ТВЛМ-10 (Госреестр № 1856-63) | 4 шт. |
| Трансформатор тока ТФН-35М (Госреестр № 3690-73) | 4 шт. |
| Трансформатор тока ТФНД-110 (Госреестр № 2793-71) | 6 шт. |
| Трансформатор тока ТПЛ-10 (Госреестр № 1276-59) | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения НКФ-110-57 У1 (Госреестр № 14205-94) | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 (Госреестр № 831-69) | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения НКФ110-83У1 (Госреестр № 1188-84) | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИ-10 (Госреестр № 11094-87) | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения с заводским обозначением ЗНОМ-35 (Госреестр № 912-54) | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения НКФ-110 (Госреестр № 26452-04) | 6 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) | 10 шт. |
| Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-10) | 1 шт. |
| ПО «Пирамида 2000» | 1 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 1 шт. |
| Формуляр | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 51934-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) КабардиноБалкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03- в соответствии с методикой поверки ИЛГШ 411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ 411152.124 РЭ. Методика поверки;
- УСВ-2 - по документу ИВК «Усройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в государственном реестре средств измерений № 27008-04.
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочсами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа».
Нормативные документы
мощности (АИИС КУЭ) Кавказа»
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 22261-94
щие технические условия».
Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
«Средства измерений электрических и магнитных величин. Об-
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) КабардиноБалкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
