Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Карачаево-Черкесский филиал "МРСК Северного Кавказа". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Карачаево-Черкесский филиал "МРСК Северного Кавказа"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 177 от 26.03.12Приказ 6381 от 16.12.11 п.02
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 44766
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Карачаево-Черкесского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее -ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ 30206-94, в режиме измерений активной электроэнергии; и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи, каналообразующая аппаратура для обмена данными по каналам сотовой связи стандарта GSM и источник бесперебойного питания. Метрологические и технические 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, технические средства системы обеспечения единого времени, 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 каналам сотовой связи поступает на верхний уровень, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов. Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ОАО «РусГидро», ОАО «ФСК ЕЭС», филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго», ОАО «Кубаньэнерго» и ОАО ОГК5 филиал «Невинномыская ГРЭС» по точкам измерений ОАО «Севкавказэнерго». Перечень точек измерений, сбор данных с которых производится согласно договорам об информационном

Лист № 2

Всего листов 14 обмене, указан в таблице 3. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая построена на функционально объединенной совокупности программно-технических средств измерений и коррекции времени и состоит из приемника меток времени GPS, устройства сервисного, сервера ИВК и счетчиков электрической энергии ИИК. Приемник меток времени GPS принимает и преобразовывает эталонные сигналы времени, передаваемые через спутниковую систему GPS в сигналы проверки времени (СПВ), предназначенные для синхронизации часов технического и бытового назначения. Точность синхронизации таймера ИВК по СПВ не превышает ±0,1 с. Устройство сервисное принимает СПВ, передаваемые приемником меток времени GPS, и по этим сигналам синхронизируется таймер ИВК. Синхронизация таймера ИВК АИИС КУЭ Карачаево-Черкесского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» производится не менее 2 раз в сутки. Сличение времени счетчиков с ИВК производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут), корректировка времени производится 1 раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ Карачаево-Черкесского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, 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 энер-гии/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

1

2

3

4

5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc2

3 ecd814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-

мида», 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.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электро энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК (ИВКЭ)

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС «Береговая»

1

Л-26 (Насосная-Береговая)

ТФНД-110М

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 8849

Зав. № 8584 Зав. № 8809

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3:100/

\3

Зав. № 5618

Зав. № 5409

Зав. № 5531

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090520 93

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ПС «Майская»

2

Л-147 (ГЭС-2-Майская)

ТФНД-110М

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 8589

Зав. № 10628 Зав. № 10654

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3:100/

\3

Зав. № 2220

Зав. № 294

Зав. № 205

СЭТ-4ТМ.03.0 1 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12040247

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,2

ПС «Эркен-Шахар»

3

Л-607 (Эркен-Шахар-Беломе-четская)

ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 8565

Зав. № 12113

ЗНОМ-35-65 У1

Кл.т. 0,5 35000/^3:100/^

3 Зав. № 1208327 Зав. № 1308968 Зав. № 1589928

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090530 11

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

Л-200 (Новая Деревня - Эркен Шахар)

ТФНД-110М

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 8763 Зав. № 8595 Зав. № 8686

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3:100/

\3

Зав. № 339

Зав. № 338

Зав. № 240

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090521 79

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

5

Л-200 (Новая Деревня - Эркен Шахар) (М-2)

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 5762 Зав. № 7263 Зав. № 7353

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3:100/

\3

Зав. № 339

Зав. № 338

Зав. № 240

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090530 20

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ПС «Эрсакон»

6

Эрсакон Л-623

ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 44066

ТФЗМ-35Б-1У1 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 67660

ЗНОМ-35-65 У1

Кл.т. 0,5 35000/^3:100/^

3 Зав. № 1427162 Зав. № 1145820 Зав. № 1226637

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090521 34

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ПС «Октябрьская»

7

Л-247 (Суворовская-Октябрьская)

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 18815 Зав. № 18533 Зав. № 18754

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3:100/

\3

Зав. № 353

Зав. № 369

Зав. № 195

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 02059314

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС «Конзавод»

8

Конзавод яч. 0,4 (Л-324

ТСН-101)

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 0456721

Зав. № 0456126

Зав. № 0456786

_

СЭТ-4ТМ.03.0 8 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 04052418

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±0,9

±2,2

±2,9

±4,4

9

Конзавод Т-101 (Л-324)

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5

Зав. № 42873 Зав. № 91889

НТМИ-10-66

У3

Кл.т. 0,5 10000/100

Зав. № 5190

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090522 25

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ПС «Первомайская»

10

Первомайская яч.0,4 (Л-324 ТСН101,102)

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 50/5

Зав. № 093196 Зав. № 092803 Зав. № 093174

_

СЭТ-4ТМ.03.0 8 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 04052444

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±0,9

±2,2

±2,9

±4,4

11

Первомайская Т-101 (Л-324)

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5

Зав. № 29587 Зав. № 31406

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 789

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090522 33

активная

реактивная

±0,9

±2,3

±2,9

±4,5

12

Первомайская Т-102 (Л-324)

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5

Зав. № 60476 Зав. № 59861

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100

Зав. № 843

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01080590 97

активная

реактивная

±0,9

±2,3

±2,9

±4,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС «Учкекен»

13

Учкекен Л-324

ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № 46010 Зав. № 46006

ЗНОМ-35-65-У1

Кл.т. 0,5 35000/^3:100/^

3 Зав. № 1349489 Зав. № 1307683 Зав. № 1299814

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090520 66

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

14

Учкекен Л-252

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5

Зав. № 40880 Зав. № 42368 Зав. № 42249

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3:100/

\3

Зав. № 40997

Зав. № 41076

Зав. № 40971

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090521 47

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

15

Учкекен Т-1 (Л-243)

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 150/5

Зав. № 154926 Зав. № 46955 Зав. № 15491

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3:100/

\3

Зав. № 41079

Зав. № 39947

Зав. № 40853

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090511 81

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ПС «Кичи-Балык»

16

Кичи-Балык Л-325

ТФЗМ-35Б-1У1 Кл.т. 0,5 100/5

Зав. № 30958 Зав. № 23545

ЗНОМ-35-65 У1

Кл.т. 0,5 35000/^3:100/^

3 Зав. № 1392859 Зав. № 1392901 Зав. № 1392850

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090530 42

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС «Ильичевская»

17

Л-100 (Черкесск-330-Ильичев-ская)

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 3522 Зав. № 3516 Зав. № 3540

НКФ-110-83 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3:100/

\3

Зав. № 37827

Зав. № 35193

Зав. № 47448

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090530 04

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

18

Ильичев-ка яч.0,4 (ТСН101)

ТК-20

Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 088812 Зав. № 088814 Зав. № 087967

_

СЭТ-4ТМ.03.0 8 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 12040189

активная

реактивная

±0,9

±2,2

±2,9

±4,4

19

Ильичев-ка Т-101

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 6214

Зав. № 5423

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100

Зав. № 5561

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090530 98

активная

реактивная

±0,9

±2,3

±2,9

±4,5

ПС «Академическая»

20

Академ Л-222

ТФНД-110М

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 5643 Зав. № 4788

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 4786

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3:100/

\3

Зав. № 12834

Зав. № 12763

Зав. № 12796

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01080541 29

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

21

Академическая М-2

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 36900 Зав. № 4015

Зав. № 17403

НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5 110000/^3:100/

\3

Зав. № 12834

Зав. № 12763

Зав. № 12796

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090520 85

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ПС «Курджиново»

22

Курджиново яч.0,4 (ТСН101)

ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5

Зав. № S 2576 Зав. № S 2577 Зав. № S 2583

_

СЭТ-4ТМ.03.0 8 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 04050828

IBM SYSTEM X3550V 2

активная

реактивная

±0,9

±2,2

±2,9

±4,4

23

Курджиново Т-101 (Л-91)

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5

Зав. № 07749 Зав. № 10522

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 10000/100

Зав. № 8963

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090530 32

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

24

Л-91 (Псебай -Курджиново)

ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 2011 Зав. № 47403 Зав. № 46643

НКФ-110-83-У1

Кл.т. 0,5 110000/^3:100/

\3

Зав. № 51525

Зав. № 50604

Зав. № 51559

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01090522 37

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ±

0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;

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

4. Рабочие условия эксплуатации:

Лист № 10

Всего листов 14 - для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,01 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 ^ 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 60 °C;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05^ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в Карачаево-Черкесском филиале ОАО «МРСК Северного Кавказа» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

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

Филиал ОАО «РусГ идро» - «Каскад Кубанских ГЭС»

1

25

ПС 110 кВ ГАЭС

Л-46

СЭТ-4ТМ.03

2

26

ГАЭС

Т-64

СЭТ-4ТМ.03

3

27

ПС 110 кВ ГЭС-1

Л-46

СЭТ-4ТМ.03

4

28

ПС 110 кВ ГЭС-1

Л-47

СЭТ-4ТМ.03

5

29

ПС 330 кВ ГЭС-2

Л-47

СЭТ-4ТМ.03

6

30

ГЭС-2

Ф-66

СЭТ-4ТМ.03

7

31

ПС 330 кВ ГЭС-2

М-2

СЭТ-4ТМ.03

ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга

8

32

ПС 330 кВ Черкесск

ПС Черкесск-330 М-2

A1R-4-AL-C29-T

9

33

ПС 330 кВ Черкесск

Л-221(Черкесск-330 -Академическая)

A1R-4-AL-C29-T

10

34

ПС 330 кВ Черкесск

Л-100 (Черкесск-330-Ильичевская)

A1R-4-AL-C29-T

11

35

ПС 330 кВ Черкесск

Л-97 (Черкесск Северная-Черкесск-330)

A1R-4-AL-C29-T

12

36

ПС 330 кВ Черкесск

Л-218 (Черкесск-330 -Ток Москвы)

A1R-4-AL-C29-T

13

37

ПС 330 кВ Черкесск

Л-216 (Черкесск-330-Цемзавод)

A1R-4-AL-C29-T

14

38

ПС 330 кВ Черкесск

Л-217 ( Черкесск Южная-Черкесск-330)

A1R-4-AL-C29-T

15

39

ПС 330 кВ Черкесск

Ф-205 (ПС Черкесск 330)

A1R-4-AL-C29-T

16

40

ПС 330 кВ Черкесск

Ф-208 (ПС Черкесск 330)

A1R-4-AL-C29-T

17

41

ПС 330 кВ Черкесск

Ф-210 (ПС Черкесск 330)

A1R-4-AL-C29-T

18

42

ПС 330 кВ Черкесск

Ф-207 (ПС Черкесск 330)

A1R-4-AL-C29-T

19

43

ПС 330 кВ Черкесск

Ф-204 (ПС Черкесск 330)

A1R-4-AL-C29-T

ОАО «РусГидро» Карачаево-Черкесского филиала Зеленчукские ГЭС (ГЭС-14)

20

44

ПС 110 кВ Сары-Тюз

ПС 110 кВ Сары-Тюз Ф.

284

EA05RL-B-3

21

45

ПС 110 кВ БСР

ПС 110 кВ БСР Ф.2

EA05RL-B-3

22

46

ПС 110 кВ БСР

ПС 110 кВ БСР Ф.1

EA05RL-B-3

23

47

ПС 110 кВ Маруха

ПС 110 кВ Маруха Ф. 371

EA05RL-B-3

24

48

ПС 110 кВ Зеленчукские ГЭС

ВЛ-110 кВ Л-144

EA05RAL-B-4

25

49

ПС 110 кВ Зеленчукские ГЭС

ВЛ-110 кВ Л-31

EA05RAL-B-4

26

50

ПС 110 кВ Зеленчукские ГЭС

ВЛ-110 кВ Л-143

EA05RAL-B-4

27

51

ПС 110 кВ Зеленчукские ГЭС

ВЛ-110 кВ Л-42

EA05RAL-B-4

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, сред-

нее время восстановления работоспособности 2 часа.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного 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 ИВК;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени 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;

- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Карачаево-Черкесского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ 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

Наименование

Количество

1

2

Трансформатор тока ТФНД-110М

11 шт.

Трансформатор тока ТФЗМ-35А-У1

5 шт.

Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1

22 шт.

Трансформатор тока ТФЗМ-35Б-1У1

3 шт.

Трансформатор тока Т-0,66

6 шт.

Трансформатор тока ТТИ-А

3 шт.

Трансформатор тока ТПЛМ-10

2шт.

Трансформатор тока ТПЛ-10

4 шт.

Трансформатор тока ТВЛМ-10

2 шт.

Продолжение таблицы 4

Трансформатор тока типа ТК-20

3 шт.

Трансформатор тока ТЛМ-10

2 шт.

Трансформатор напряжения НКФ-110-57 У1

15 шт.

Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65 У1

12 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 У3

1 шт.

Трансформатор напряжения НАМИ-10

4 шт.

Трансформатор напряжения НКФ-110-83 У1

12 шт.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03

24 шт.

Методика поверки

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 48486-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Карачаево-Черкесского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в ноябре 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

• трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

• счетчик СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;

• 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 радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности Карачаево-Черкесского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа».

Нормативные документы

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

Лист № 14

Всего листов 14

МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".

«Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Карачаево-Черкесского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание