Приложение к свидетельству № 48132
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 15
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-
та электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Северо-Осетинского филиала ОАО
«МРСК Северного Кавказа»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северно-
го Кавказа» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактив-
ной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-
рованную 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 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее –
ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М,
Альфа, Альфа А1800 по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной
электроэнергии соответственно; ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений ре-
активной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонен-
тов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ой уровень – два устройства сбора и передачи данных на базе RTU-325L (далее –
УСПД) и каналообразующая аппаратура.
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычисли-
тельной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер сбора данных, устройство
синхронизации системного времени на базе GPS/ ГЛОНАСС-приемника типа УСВ-2 (№1304),
автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пира-
мида 2000».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на со-
ответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям си-
лы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за пе-
риод 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 зна-
чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков для измерительных каналов (ИК) № 19-21 и 28 по
проводным линиям связи RS-485 поступает на входы УСПД RTU-325L, где осуществляется вы-
числение электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хране-
ние измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уро-
вень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уро-
вень по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Лист № 2
всего листов 15
Для ИК № 1-18, 22-27 и 29 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает непосред-
ственно в ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффи-
циентов трансформации ТТ и ТН. Для передачи данных используются сотовые каналы связи
стандарта GSM.
Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопо-
треблении из АИИС КУЭ Головной ГЭС Ардонского каскада ОАО «Зарамагские ГЭС», АИИС
КУЭ «ИРИСТОН-1», АИИС КУЭ ОАО «Электроцинк», АИИС КУЭ Кабардино-Балкарского
филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа», АИИС КУЭ ОАО «Победит». Перечень точек изме-
рений АИИС КУЭ со стороны смежных субъектов ОРЭ, сбор данных с которых производится
согласно договорам об информационном обмене, указан в таблице 3.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-
ной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-
ние справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–участники опто-
вого рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени
на основе УСВ-2, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников гло-
бальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-2 не более
±
0,35 с. Уст-
ройство синхронизации времени УСВ-2 обеспечивает автоматическую синхронизацию часов
сервера сбора данных, установленного в ЦСОИ Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Се-
верного Кавказа», сличение часов сервера сбора данных осуществляется не реже чем 1 раз в
час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождении. Часы УСПД син-
хронизируются с часами сервера сбора данных при каждом сеансе связи. Коррекция проводится
независимо от наличия расхождения часов УСПД и сервера сбора данных. Для ИК № 19-21 и 28
часы счетчика сличаются с часами УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов
счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще 1
раза в сутки. Для ИК, подключенных к ИВК, часы счетчика сличаются с часами сервера сбора
данных при каждом сеансе связи. Коррекция часов осуществляется независимо от наличия рас-
хождений, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превы-
шает ± 5 с.
3
e55712d0b1b219065d
63da949114dae4
MD5
3
MD5
3
d79874d10fc2b156a0
fdc27e1ca480ac
MD5
Наименование ПО
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» исполь-
зуется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пи-
рамида 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
Идентифика-Номер версииЦифровой иденти-Алгоритм вы-
ционное на- (идентифика- фикатор ПО (кон- числения циф-
именование ционный но- трольная сумма ис- рового иденти-
ПОмер) ПОполняемого кода)фикатора ПО
3
4
5
CalcLeakage.dll
b1959ff70be1eb17c83
f7b0f6d4a132f
12
Модуль вычисления значе-
ний энергии и мощности по CalcClients.dll
группам точек учета
Модуль расчета небаланса
энергии/мощности
Модуль вычисления значе-
ний энергии потерь в лини-CalcLosses.dll
ях и трансформаторах
Лист № 3
всего листов 15
Metrology.dll
3
52e28d7b608799bb3c
cea41b548d2c83
MD5
ParseBin.dll
3
6f557f885b73726132
8cd77805bd1ba7
MD5
ParseIEC.dll
3
48e73a9283d1e66494
521f63d00b0d9f
MD5
ParseMod-
bus.dll
3
c391d64271acf4055b
b2a4d3fe1f8f48
MD5
ParsePira-
mida.dll
3
ecf532935ca1a3fd321
5049af1fd979f
MD5
SynchroNSI.dll
3
530d9b0126f7cdc23e
cd814c4eb7ca09
MD5
VerifyTime.dll
3
1ea5429b261fb0e288
4f5b356a1d1e75
MD5
2
3
4
5
1
Общий модуль, содержа-
щий функции, используе-
мые при вычислениях раз-
личных значений и провер-
ке точности вычислений
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых в бинарном
протоколе
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых по протоко-
лам семейства МЭК
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых по протоко-
лу Modbus
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых по протоко-
лу Пирамида
Модуль формирования
расчетных схем и контроля
целостности данных нор-
мативно-справочной ин-
формации
Модуль расчета величины
рассинхронизации и значе-
ний коррекции времени
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-
мида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пира-
мида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельст-
во об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, по-
лучаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от
счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-
троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи
измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-
ков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические харак-
теристики 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.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в
таблице 2
Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Лист № 4
всего листов 15
Состав измерительного канала
Номер п/п
Номер точки изме-
рений
Наимено-
вание
точки из-
мерений
ИВК
ТТТНСчетчик(ИВ-
КЭ)
Вид
элек-
тро-
энер-
гии
Метрологические
характеристики
ИК
Основ- Погреш-
ная по- ность в
греш-рабочих
ность, условиях,
%%
12345678910
ПС В-1
11.5
750/5
21.6
1000/5
НОЛ-СЭЩ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. №00480
Зав. №00479
НОЛ-СЭЩ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. №00482
Зав. №00478
33.9
Зав. №
ТПОФ 10
ПС В-1 Ф-
Кл.т. 0,5
1
6
кВ
Зав. № 16362
Зав. № 16267
ТПОФ 10
ПС В-1 Ф-
Кл.т. 0,5
3
6
кВ
Зав. № 4030
Зав. № 4029
ТПОФ 10
Кл.т. 0,5
ПС В-1 Ф-
1000
/
5
4
6
кВ
138936
Зав. №
139014
НОЛ-СЭЩ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. №00482
Зав. №00478
Альфа A1R-актив-
4-AL-C29-T+ная±1,1±3,0
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №реак-±2,6±4,6
01125453 тивная
Альфа A1R-
Indus-
актив-
4-AL-C29-T+
trial
ная±1,1±3,0
Кл.т. 0,2S/0,5
Com-
Зав. №
puters
реак-±2,6±4,6
01125497
Ad-
тивная
vantex
Альфа A1R-актив-
4-AL-C29-T+ная±1,1±3,0
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №реак-±2,6±4,6
01125451 тивная
ПС РП-110
41.9
200/5
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № ПКСРП
актив-
ная±1,1±3,0
51.10
300/5
ТПЛ-10 У3
ПС РП-110
Кл.т. 0,5
Ф
-
12
6
к
В
Зав. № 17377
Зав. № 35338
ТПЛ-10 У3
ПС РП-110
Кл.т. 0,5
Ф
-
33
6
к
В
Зав. № 17733
Зав. № 1289
НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 5826
Альфа A1R-
4-AL-C29-T+
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
01125432
Альфа A1R-
4-AL-C29-T+
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
01125496
Indus-
trial
Com-
puters
Ad-
vantex
реак-±2,6±4,6
тивная
актив-
ная±1,1±3,0
реак-±2,6±4,6
тивная
ПС Змей-
62.1ская ВЛ-
5 110 кВ
ТФМ-110-
IIУ1
Кл.т. 0,5
600/5
Зав. № 5081
Зав. № 5080
Зав. № 5082
ПС Змейская
НКФ110-83 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3:Indus-
100/√3Альфа A1R-trialактив-
Зав. № 599614-AL-C29-T+ Com-ная±1,1±3,0
НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,2S/0,5 puters
Кл.т. 0,5Зав. №Ad-реак-±2,6±4,6
110000/√3: 01106978 vantex тивная
100/√3
Зав. № 1000790
Зав. № 41862
Лист № 5
всего листов 15
12345678910
актив-
ная±1,1±3,0
реак-±2,6±4,6
тивная
Зав. № 1061
ф.А Зав. №
28464
ф.С Зав. № 3158
Кл.т. 0,5
112543
Indus-
trial
Com-
puters
Ad-
vantex
актив-
ная±1,1±3,0
реак-±2,6±4,6
тивная
актив-
ная±1,1±3,0
реак-±2,6±4,6
тивная
Indus-
trial
Com-
puters
Ad-
vantex
актив-
ная±1,1±3,0
реак-±2,6±4,6
тивная
ПС Эльхотово
ТФЗМ-110Б- НКФ110-83 У1
ШУ1Кл.т. 0,5Альфа A1R-
ПС Эльхо-Кл.т. 0,5 110000/√3: 4-AL-C29-T+
72.3 тово ВЛ-1000/5100/√3Кл.т. 0,2S/0,5
209 110 кВ Зав. № 8266 Зав. №32798 Зав. №
Зав. № 7901Зав. №3106001125506
Зав. № 7874Зав. №31157
НКФ110-83 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3:
ТФЗМ-110Б-
100/√3
ШУ1Альфа A1R-
ПС Эльхо-Кл.т. 0,5 4-AL-C29-T+
82.4 тово ОМВ-1000/5Кл.т. 0,2S/0,5
110 кВ Зав. № 1034
НКФ-110-57 У1
0
Зав. №
5
Зав. № 593
110000
/√
3:
100/√3
ф. В Зав. №
25551
ПС Терек-110
ТФНД-35МНАМИ-35Альфа A1R-
ПС Терек-Кл.т. 0,5УХЛ14-AL-C29-T+
92.7110 ВЛ- 75/5 Кл.т. 0,5Кл.т. 0,2S/0,5
497 35 кВ Зав. № 1582835000/100Зав. №
Зав. № 17519 Зав. № 4641 01125498
НКФ-110-57 У1
ТФНД-110МКл.т. 0,5Альфа A1R-
ПС Терек-Кл.т. 0,5 110000/√3: 4-AL-C29-T+
10 2.10 110 ВЛ-600/5100/√3Кл.т. 0,2S/0,5
89 110 кВ Зав. №1074 Зав. № 1033958 Зав. №
Зав. №1035 Зав. № 103395901125481
Зав. № 1033945
ПС Северо-Восточная
11 3.11
ро-
Ф-17 6 кВ
ТВЛМ-10
ПС Сев
е
-
Кл.т. 0,5
600/5
НТМИ-6
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 2666
актив-
ная±1,1±3,0
12 3.13
ПС Севе-
Ф-32 6 кВ
1500/5
Восточная
Зав. № 33752
Зав. № 92716
ТВЛМ-10
ро-
Кл.т. 0,5
Восточная
Зав. № 49494
Зав. № 49172
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 4400
Альфа A1R-
4-AL-C29-T+
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
01125437
Альфа A1R-
4-AL-C29-T+
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
01125479
Indus-
trial
Com-
puters
Ad-
vantex
реак-±2,6±4,6
тивная
актив-
ная±1,1±3,0
реак-±2,6±4,6
тивная
ПС Троицкая
ПС Тро-
134.1 ицкая ВЛ-
533 35 кВ
ТФЗМ-35Б-
У1
Кл.т. 0,5
100/5
Зав. № 34678
Зав. № 34675
НАМИ-35
УХЛ1
Кл.т. 0,5
35000/100
Зав. № 159
Indus-
Альфа A1R-trialактив-
4-AL-C29-T+ Com-ная±1,1±3,0
Кл.т. 0,2S/0,5 puters
Зав. №Ad-реак-±2,6±4,6
01125491 vantex тивная
Лист № 6
всего листов 15
12345678910
ПС Моздок-110
145.1
ПС Моз-
док-110
ВЛ-448 35
кВ
ТФЗМ-35Б-
У1
Кл.т. 0,5
100/5
Зав. № 22667
Зав. № 21678
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3:
100/√3
Зав. № 1006169
Зав. № 1232662
Зав. № 1359381
Indus-
Альфа A1R-trialактив-
4-AL-C29-T+ Com-ная±1,1±3,0
Кл.т. 0,2S/0,5 puters
Зав. №Ad-реак-±2,6±4,6
01125475 vantex тивная
ПС Раздольная
155.2
ПС Раз-
дольная
ВЛ-491 35
кВ
ТФЗМ-35А-
У1
Кл.т. 0,5
75/5
Зав. № 159
Зав. № 154
ЗНОМ-35-65
Кл.т. 0,5
35000/√3:
100/√3
Зав. № 1443373
Зав. № 1443350
Зав. № 1443358
Indus-
Альфа A1R-trialактив-
4-AL-C29-T+ Com-ная±1,1±3,0
Кл.т. 0,2S/0,5 puters
Зав. №Ad-реак-±2,6±4,6
01125454 vantex тивная
ПС Украина
165.3
ПС Ук-
раина
Ввод 0,4
кВ
ТНШЛ-0,66
Кл.т. 0,5
1500/5
Зав. № 8461
Зав. № 8645
Зав. № 8262
Indus-
Альфа A1R-trialактив-
4-AL-C29-T+Com-ная±0,8±2,9
—Кл.т. 0,2S/0,5puters
Зав. №Ad-реак-±2,2±4,4
01125516 vantex тивная
Эзминская ГЭС
175.4
Эзмин
ГЭС Ф-
«Джей-
рах» 10 кВ
ТЛМ-10 2У3
Кл.т. 0,5
75/5
Зав. № 3187
Зав. № 3194
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
trial/100 Зав.
№ 4347
Indus-
Альфа A1R-trialактив-
4-AL-C29-T+Com-ная±0,9±2,9
Кл.т. 0,2S/0,5puters
Зав. №Ad-реак-±2,3±4,5
01125473 vantex тивная
ПС Зарамаг
ТФЗМ-
110Б1 У1
ПС Зама-Кл.т. 0,5
18 7.1.2 раг ВЛ-128 400/5
110 кВЗав. № 26130
Зав. № 26129
Зав. № 26131
Indus-
Альфа A1R-trial
4-AL-C29-T+ Com-
Кл.т. 0,2S/0,5 puters
Зав. № Ad-
01125446 vantex
актив-
ная±0,9±2,9
реак-±2,3±4,5
тивная
7.1.1
2
ТФМ-110-II-
1
ПС Зара-Кл.т. 0,2S
19маг РПП- 400/5
110 кВЗав. № 7738
Зав. № 7739
Зав. № 7740
НАМИ-110
УХЛ 1
Кл.т. 0,2
110000/√3:
100/√3
Зав. № 3530
Зав. № 3667
Зав. № 3613
НАМИ-110
УХЛ1
Кл.т. 0,2
110000/√3:
100/√3
Зав. № 3564
Зав. № 3503
Зав. № 3510
Альфа А1800
А1802RAL-RTU-
P4GB-DW-4 325L
Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №
Зав. № 005133
01200403
актив-
ная±0,6±1,5
реак-±1,2±2,8
тивная
Лист № 7
всего листов 15
12345678910
20
11.1
0
227 110 кВ
600/5
ТВГ-110
ПС Зара-
Кл.т. 0,2S
маг ВЛ-
Зав. № 572-9
Зав. № 570-9
Зав. № 571-9
НАМИ-110
УХЛ1
Кл.т. 0,2
110000/√3:
100/√3
Зав. № 3564
Зав. № 3503
Зав. № 3510
Альфа А1800
А1802RAL-RTU-
P4GB-DW-4 325L
Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №
Зав. № 005133
01200401
актив-
ная±0,6±1,5
реак-±1,2±2,8
тивная
21
11.1
3
кВ
300/5
ТОЛ-СЭЩ-
10
ПС Зара-
Кл.т. 0,5S
маг Ф-2 6
Зав.
№
23136-09
Зав. №
23915-09
НАМИТ-10-2
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 2512
Альфа А1800
А1802RAL-RTU-
P4GB-DW-4 325L
Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №
Зав. № 005133
01200404
актив-
ная±0,9±2,9
реак-±2,3±4,8
тивная
ПС Нар Т-
1 110 кВ
ПС Нар
ТФЗМ-110Б- НКФ-110-57 У1Indus-
1У1Кл.т. 0,5Альфа A1R-trialактив-
Кл.т. 0,5110000/√3:4-AL-C29-T+Com-ная±1,1±3,0
22 7.1.350/5 100/√3Кл.т. 0,2S/0,5puters
Зав. № 61951 Зав. № 1469717Зав. №Ad-реак-±2,6±4,6
Зав. № 61950 Зав. № 1470496 01125438 vantex тивная
Зав. № 60351 Зав. № 1470497
ПС Фиагдон
ПС Фиа-
23 7.1.1 гдон ВЛ-
124 110 кВ
ТФЗМ-110Б
IIIУ1
Кл.т. 0,5
1000/5
Зав. № 6233
Зав. № 8368
Зав. № 8256
НКФ-110-57 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3:Indus-
100/√3Альфа A1R-trialактив-
Зав. № 1467329 4-AL-C29-T+Com-ная±1,1±3,0
Зав. № 1468706 Кл.т. 0,2S/0,5puters
НКФ110-83 У1Зав. №Ad-реак-±2,6±4,6
Кл.т. 0,5 01125466 vantex тивная
110000/√3:
100/√3
Зав. № 46970
ПС Северный Портал
24
7.1.8
ПС Север-
ный Пор-
тал Ф-1 10
кВ
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 1268
25
7.1.9
ПС Север-
ный Пор-
тал Ф-2 10
кВ
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. № 1268
26
7.1.1
0
ПС Север-
ный Пор-
тал Ф-3 10
кВ
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
100/5
Зав. № 3176
Зав. № 2296
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
50/5
Зав. № 2590
Зав. № 1975
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
200/5
Зав. № 1062
Зав. № 1242
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. №1268
Альфа A1R-Indus-актив-
4-AL-C29-T+trialная±1,1±3,0
Кл.т. 0,2S/0,5 Com-
Зав. №putersреак-±2,6±4,6
01125482 Ad- тивная
Альфа A1R-vantexактив-
4-AL-C29-T+ная±1,1±3,0
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №реак-±2,6±4,6
01125439 тивная
Альфа A1R-актив-
4-AL-C29-T+ная±1,1±3,0
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №реак-±2,6±4,6
01125471 тивная
Лист № 8
всего листов 15
1
23
5
27
ПС Север-
7.1.1 ный Пор-
1тал Ф-4 10
кВ
4
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
200/5
Зав. № 1628
Зав. № 1642
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. №1268
67
Альфа A1R-
4-AL-C29-T+
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
01125458
8910
актив-
ная±1,1±3,0
реак-±2,6±4,6
тивная
ПС Нузал
ПС Нузал
28 11.9ВЛ-127
110 кВ
ТВ-110
Кл.т. 0,5S
400/5
Зав. № 1525
Зав. № 1517
Зав. № 1526
НКФ-110
Кл.т. 0,5
110000/√3:
100/√3
Зав. № 2453
Зав. № 2451
НКФ110-58 У1
Кл.т. 0,5
110000/√3:
100/√3
Зав. № 643500
Альфа А1800
А1802RAL-RTU-
P4GB-DW-4 325L
Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. №
Зав. № 005132
01200402
актив-
ная±0,9±2,9
реак-±2,3±4,8
тивная
ПС Штольня
29
11.1
1
ПС
Штольня
Т-1 6 кВ
ТПЛ-10
Кл.т. 0,5
200/5
Зав. № 12664
Зав. № 71598
НТМИ-6-66
Кл.т. 0,5
6000/100
Зав. № 4335
Indus-
СЭТ-trialактив-
4ТМ.03МCom-ная±1,1±3,0
Кл.т. 0,2S/0,5puters
Зав. №Ad-реак-±2,6±4,7
0810091924 vantex тивная
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. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) Uн; ток (1,0
–
1,2) Iн; cos
j
= 0,9инд.;
- температура окружающей среды: (20±5) ˚С.
5. Рабочие условия эксплуатации:
- параметры сети для ИК: напряжение (0,98
–
1,02) Uном; ток (1
–
1,2) Iном, час-
тота - (50
±
0,15) Гц; cos
j
= 0,9 инд.;
– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9
–
1,1) Uн
1
; диапазон си-
лы первичного тока - (0,02
–
1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5
–
1,0
(0,87
–
0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
– допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до +
50˚С; счетчиков - от минус 40 ˚С до + 60 ˚С; УСПД - от минус 10 ˚С до + 50 ˚С;
ИВК - от + 10 ˚С до + 25 ˚С;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры окру-
жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10 °С до + 40 ˚С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ
1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р
52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-
2005 и ГОСТ 26035-83.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см.
п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пе-
речисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ на однотипные утвержденного типа.
Лист № 9
всего листов 15
Замена оформляется актом в установленном собственником оборудования порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее 140000 ч, сред-
нее время восстановления работоспособности 2 ч;
- счетчик АЛЬФА – среднее время наработки на отказ не менее 50000 ч, среднее время
восстановления работоспособности 2 ч;
- счетчик Альфа А1800 – среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч, среднее
время восстановления работоспособности 2 ч;
- УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-2 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восста-
новления работоспособности tв = 2 ч.
Таблица 3 – Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежных субъектов
ОРЭ, результаты измерений по которым получают в рамках соглашения об информационном
обмене.
№НомерНаименование объекта измеренийНаименование точки измере-Марка счетчика
п/п точки из- ний
мерений
1 2345
ОАО «Севкавказэнерго» - ЗАО «Энергопромышленная компания» (ОАО «Электроцинк»)
11.1ГПП 6 кВ «Электроцинк-1» 110/6Э-1. Ввод Т-1 6 кВEA05RL-Р1B-4
кВ
21.2ГПП 6 кВ «Электроцинк-1» 110/6Э-1.Ввод Т-2 6 кВEA05RL-Р1B-4
кВ
3 1.11 ПС «РП-110» 110/6 кВ КЛ 6 кВ Ф-7 РП-110 – ПС 5А EA05RL-Р1B-4
4 1.12 ПС «РП-110» 110/6 кВ КЛ 6 кВ Ф-31 РП-110 – ПС EA05RL-Р1B-4
ГРУ 6кВ
51.13ПС «РП-110» 110/6 кВКЛ 6 кВ Ф-29 РП-110 – ПСEA05RL-Р1B-4
ТП АКС
61.14ПС «РП-110» 110/6 кВКЛ 6 кВ Ф-10 РП-110 – ПСEA05RL-Р1B-4
ТП-6
71.15ПС «РП-110» 110/6 кВКЛ 6 кВ Ф-14 РП-110 – ПСEA05RL-Р1B-4
ГРУ 6кВ
ОАО «Севкавказэнерго» - ОАО «Каббалкэнерго»
82.6ПС «Екатериноградская» 110/6 кВПС Екатериноградская Т-1СЭТ-4ТМ.03
110 кВ
92.9ПС «Верхний Курп» 35/10 кВПС В.Курп Ф-974 10 кВСЭТ-4ТМ.03
ОАО «Севкавказэнерго» - ОАО «Победит»
103.1ПС 110 кВ ПобедитПС Победит Т-1EA05RL-B-3
ввод №1 6 кВ
113.2ПС 110 кВ ПобедитПС Победит Т-1EA05RL-B-3
ввод №2 6 кВ
123.3ПС 110 кВ ПобедитПС Победит Т-2EA05RL-B-3
ввод №1 6 кВ
133.4ПС 110 кВ ПобедитПС Победит Т-2EA05RL-B-3
ввод №2 6 кВ
143.5ПС 110 кВ Победит ПС ПобедитEA05RL-B-3
Ф-ВРЗ-1 6 кВ
153.6ПС 110 кВ Победит ПС ПобедитEA05RL-B-3
Ф-ВРЗ-2 6 кВ
163.7ПС 6 кВ ТП-16ПС «16» Ф-42 6 кВEA05RL-P2B-3
173.8ПС 6 кВ ТП-25ПС «25» Ф-43 6 кВ EA05RL-B-3
18 3.10ПС 6 кВ ТП-16 ПС «16» Ф-4 6 кВ EA05RL-B-3
Лист № 10
всего листов 15
1 2
19 3.12
20 3.14
5
EA05RL-B-3
EA05RL-B-3
21 6.2.10
22 6.2.9
23 6.2.5
24 6.2.6
25 6.2.1
26 6.2.7
27 6.2.8
28 6.2.2
29 6.2.3
30 6.2.4
31 6.2.11
32 6.3.8
33 6.3.4
34 6.3.5
35 6.3.3
36 6.3.1
37 6.3.2
38 6.3.6
39 6.3.7
40 6.3.9
41 6.1.6
42 6.1.2
A1R-4-AL-C8-T+
A1R-4-AL-C29-T+
A1R-4-AL-C29-T+
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T+
436.1.3
A1R-4-AL-C29-T
446.1.4
A1R-4-AL-C29-T
456.1.5
A1R-4-AL-C29-T
466.1.1
476.1.7
486.1.9
496.1.8
50 6.1.10
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
51 6.1.11
52 6.1.12
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
536.1.13
546.1.15
556.1.14
566.1.16
57 6.4.1
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T
58 6.4.2
59 7.1.4
A1R-4-AL-C29-T
A1R-4-AL-C29-T+
607.1.5
A1R-4-AL-C29-T+
617.1.6
34
ПС 6 кВ ТП-19 ПС «19» Ф-17 6 кВ
ПС 6 кВ ТП-16 ПС «16» Ф-32 6 кВ
ОАО «Севкавказэнерго» - Филиал ОАО «ФСК-ЕЭС» МЭС Юга
ПС 330 кВ Владикавказ-2ПС В-2 ТП-7-12
ПС 330 кВ Владикавказ-2ПС В-2 ОВВ-110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-2 ПС В-2 ВЛ-33 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-2 ПС В-2 ВЛ-34 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-2 ПС В-2 ВЛ-19 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-2 ПС В-2 ВЛ-73 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-2 ПС В-2 ВЛ-74 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-2 ПС В-2 ВЛ-20 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-2 ПС В-2 ВЛ-21 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-2 ПС В-2 ВЛ-22 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-2 ПС В-2 ВЛ-203 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-500ПС В-500 ОВВ 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-500 ПС В-500 ВЛ-107 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-500 ПС В-500 ВЛ-108 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-500 ПС В-500 ВЛ-106 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-500 ПС В-500 ВЛ-103 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-500 ПС В-500 ВЛ-104 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-500 ПС В-500 ВЛ-133 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-500 ПС В-500 ВЛ-134 110 кВ
ПС 330 кВ Владикавказ-500 ПС В-500 ТСН-3
ПС 330 кВ МоздокПС Моздок-330 ОМВ-110 кВ
ПС 330 кВ Моздок ПС Моздок-330 ВЛ-109 110
кВ
ПС 330 кВ МоздокПС Моздок-330 ВЛ-110 110
кВ
ПС 330 кВ МоздокПС Моздок-330 ВЛ-135 110
кВ
ПС 330 кВ МоздокПС Моздок-330 ВЛ-137 110
кВ
ПС 330 кВ МоздокПС Моздок-330 ВЛ-90 110 кВ
ПС 330 кВ Моздок ПС Моздок-330 АТ-1 10 кВ
ПС 330 кВ Моздок ПС Моздок-330 АТ-2 10 кВ
ПС 330 кВ Моздок ПС Моздок-330 ТСН-4
ПС 330 кВ МоздокПС Моздок-330 Т-3-1 цех3 10
кВ
ПС 330 кВ МоздокПС Моздок-330 ТСН-3
ПС 330 кВ Моздок ПС Моздок-330 Т-3-2 цех4 10
кВ
ПС 330 кВ Моздок ПС Моздок-330 Т-1 6кВ
ПС 330 кВ Моздок ПС Моздок-330 Т-2 6кВ
ПС 330 кВ Моздок ПС Моздок-330 ТСН-1
ПС 330 кВ Моздок ПС Моздок-330 ТСН-2
ПС 330 кВ Прохладная-2ПС Прохладная-2 ВЛ-89 110
кВ
ПС 330 кВ Прохладная-2ПС Прохладная-2 М-2 110 кВ
ПС 110 кВ Северный портал ПС Северный Портал
Ф-1 10 кВ (ФСК)
ПС 110 кВ Северный порталПС Северный Портал
Ф-2 10 кВ (ФСК)
ПС 110 кВ Северный порталПС Северный Портал
Ф-3 10 кВ (ФСК)
A1R-4-AL-C29-T+
Лист № 11
всего листов 15
12345
627.1.7ПС 110 кВ Северный порталПС Северный ПорталA1R-4-AL-C29-T+
Ф-4 10 кВ (ФСК)
ОАО «РусГидро»-«Северо-Осетинский филиал» (Гизельдон ГЭС) – ОАО «Севкавказэнерго»
638.4Гизельдонская ГЭС 110/6 кВФ-2 6 кВСЭТ-4ТМ.03
648.5Гизельдонская ГЭС 110/6 кВФ-3 6 кВСЭТ-4ТМ.03
658.6Гизельдонская ГЭС 110/6 кВФ-4 6 кВСЭТ-4ТМ.03
668.7Гизельдонская ГЭС 110/6 кВ ВЛ-16 110кВСЭТ-4ТМ.03
678.8Гизельдонская ГЭС 110/6 кВ ВЛ-1 110кВСЭТ-4ТМ.03
689.4Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВВЛ-32 110кВСЭТ-4ТМ.03
699.5Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ ВЛ-8 110кВСЭТ-4ТМ.03
709.6Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВВЛ-439 35кВСЭТ-4ТМ.03
719.7Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВВЛ-461 35кВСЭТ-4ТМ.03
729.8Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ Л-Б-1 6кВСЭТ-4ТМ.03
739.9Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ Л-30 6кВСЭТ-4ТМ.03
74 9.10Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ Л-20 6кВСЭТ-4ТМ.03
75 9.11Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ Л-ГУ 6кВСЭТ-4ТМ.03
76 9.15Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ ТП-180 0,4кВСЭТ-4ТМ.03
77 9.12Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ Л-38 6кВСЭТ-4ТМ.03
78 9.13Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ Л-40 6кВСЭТ-4ТМ.03
79 9.14Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ Л-Б-2 6кВСЭТ-4ТМ.03
ОАО «РусГидро»-«Северо-Осетинский филиал» (Эзмин ГЭС) – ОАО «Севкавказэнерго»
8010.4Эзминская ГЭС 110/35/10 кВВЛ-31 110кВСЭТ-4ТМ.03
8110.5Эзминская ГЭС 110/35/10 кВ ВЛ-8 110кВСЭТ-4ТМ.03
8210.6Эзминская ГЭС 110/35/10 кВВЛ-25 110кВСЭТ-4ТМ.03
8310.7Эзминская ГЭС 110/35/10 кВ Фидер №1 10кВСЭТ-4ТМ.03
8410.8Эзминская ГЭС 110/35/10 кВ Фидер №2 10кВСЭТ-4ТМ.03
ОАО «РусГидро» (Головная ГЭС Ардонского Каскада ГЭС) – ОАО «Севкавказэнерго»
8511.1Головная Зарамагская ГЭС 110/6Зарамаг ГЭС ВЛ-110кВ №127СЭТ-4ТМ.03М
кВ
8611.2Головная Зарамагская ГЭС 110/6Зарамаг ГЭС ВЛ-110кВ №227СЭТ-4ТМ.03М
кВ
8711.8Головная Зарамагская ГЭС 110/6Зарамаг ГЭС Т-1 110кВСЭТ-4ТМ.03М
кВ
8811.7Головная Зарамагская ГЭС 110/6Зарамаг ГЭС Фидер-1 6кВСЭТ-4ТМ.03М
кВ
8911.5Головная Зарамагская ГЭС 110/6Зарамаг ГЭС ТСН-2 6кВСЭТ-4ТМ.03М
кВ
9011.3Головная Зарамагская ГЭС 110/6Зарамаг ГЭС Ввод 6кВСЭТ-4ТМ.03М
кВ
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни-
ка бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-
даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной
почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
Лист № 12
всего листов 15
– пропадания напряжения;
– коррекция часов счетчиков и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиками;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчиков;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательных коробок;
– УСПД;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
– электросчетчиков;
– УСПД;
Возможность корректировки часов в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (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;
– УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-
дому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение
информации при отключении питания – 3 года;
– 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 документа-
ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северно-
го Кавказа» типографским способом.
Комплектность средства измерений
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
НаименованиеКоличество
Трансформатор тока ТПОФ 10 (Госреестр №518-50) 6 шт.
Трансформатор тока ТПЛ-10 У3 (Госреестр №1276-59) 6 шт.
Трансформатор тока ТФМ-110-IIУ1 (Госреестр №16023-97) 6 шт.
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-ШУ1 (Госреестр №2793-88) 9 шт.
Трансформатор тока ТФНД-35М (Госреестр №3689-73) 2 шт.
Трансформатор тока ТФНД-110М (Госреестр №2793-71) 2 шт.
Трансформатор тока ТВЛМ-10 (Госреестр №1856-63) 4 шт.
Трансформатор тока ТФЗМ-35Б-У1 (Госреестр №3689-73) 4 шт.
Трансформатор тока ТФЗМ-35А-У1 (Госреестр №3690-73) 2 шт.
Лист № 13
всего листов 15
Наименование
Трансформатор тока ТНШЛ-0,66 (Госреестр №1673-69)
Трансформатор тока ТЛМ-10 (Госреестр №2473-05)
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1 (Госреестр №2793-71)
Трансформатор тока ТВГ-110 (Госреестр №22440-07)
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 (Госреестр №32139-06)
Трансформатор тока ТВ-110 (Госреестр №29255-07)
Трансформатор напряжения НОЛ-СЭЩ-6 (Госреестр №35955-07)
Трансформатор напряжения НКФ-110 (Госреестр №26452-04)
Трансформатор напряжения НКФ110-58 У1 (Госреестр №1188-76)
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 (Госреестр №2611-70)
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 (Госреестр №831-69)
Трансформатор напряжения НТМИ-6 (Госреестр №831-69)
Трансформатор напряжения НКФ110-83 У1 (Госреестр №1188-84)
Трансформатор напряжения НКФ-110-57 У1 (Госреестр №14205-94)
Трансформатор напряжения НАМИ-35 УХЛ1 (Госреестр №19813-00)
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65 (Госреестр №912-05)
Трансформатор напряжения НАМИ-10 (Госреестр №11094-87)
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 (Госреестр №18178-99)
Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1 (Госреестр №24218-08)
Счетчик электрической энергии АЛЬФА (Госреестр №14555-02)
Счетчик электрической энергии Альфа А1800 (Госреестр №31857-06)
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-08)
Устройство сбора и передачи данных RTU-325L (Госреестр №37288-08)
Устройство синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр №41681-10)
Методика поверки
Формуляр
Руководство по эксплуатации
Количество
3 шт.
10 шт.
6 шт.
3 шт.
2 шт.
3 шт.
4 шт.
2 шт.
1 шт.
3 шт.
1 шт.
2 шт.
7 шт.
11 шт.
2 шт.
6 шт.
1 шт.
1 шт.
6 шт.
24 шт.
4 шт.
1 шт.
2 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляется по документу МП 51216-12 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Северо-
Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа». Измерительные каналы. Методика по-
верки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» в августе 2012 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
·
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформа-
торы тока. Методика поверки";
·
Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Транс-
форматоры напряжения. Методика поверки";
·
СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся при-
ложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;
·
АЛЬФА - по методике поверки «Многофункциональные счетчики электриче-
ской энергии типа АЛЬФА. Методика поверки»;
·
Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электриче-
ской энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика по-
верки»;
·
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L - по документу «Уст-
ройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки
ДЯИМ.466.453.005МП»;
·
УСВ-2 – по документу ИВК «Усройства синхронизации времени УСВ-2. Мето-
дика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;
Лист № 14
всего листов 15
·
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной си-
стемы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре
средств измерений № 27008-04;
·
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счет-
чиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы авто-
матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощ-
ности Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-
тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и
мощности (АИИС КУЭ) Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения.
ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной
энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии.
МИ 2999-2011 «Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению
описания типа».
Руководствопоэксплуатациисистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Северо-
Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество Инженерно-техническая фирма «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛО-
ГИИ»
ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»
Юридический адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, 8
Почтовый trial: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, 8, а/я 14
Тел./факс: (4922) 33-67-66, 33-79-60, 33-93-68
E-mail:
Лист № 15
всего листов 15
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз»
ООО «Техносоюз»
Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щелковское шоссе, д. 9
Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д.11/10, строение 4, 2 этаж
Тел.: (495) 258–45–35
Факс: (495) 363–48–69
E-mail:
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение
«Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Курской
области» (ФБУ «Курский ЦСМ»)
Юридический trial: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а
тел./факс: (4712) 53-67-74
E-mail:
,
Аттестат аккредитации № 30048-11 действителен до 01 декабря 2016 года
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
м.п.«____»_____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.