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

Основные
Тип Нет данных
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