ГРСИ 51934-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Кабардино-Балкарского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
51935-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Кабардино-Балкарского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" Нет данных, ГРСИ 51934-12

Смотреть ГРСИ
51933-12

Номер госреестра:

51934-12

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 001

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 48984

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Кабардино-Балкарского филиа-

ла ОАО «МРСК Северного Кавказа»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Се-

верного Кавказа» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной

электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хра-

нения и передачи полученной информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) ОАО

«АТС» и прочим заинтересованным организациям.

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-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя из-

мерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы на-

пряжения (ТН) по ГОСТ 1983, многофункциональные счетчики активной и реактивной элек-

трической 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. Метрологи-

ческие 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 вычисли-

тельной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер сбора данных, устройство

синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 (№2598), автомати-

зированные 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 со-

ответствующие 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 мгновен-

ные 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 мощно-

сти, 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 по сотовым каналам связи стандарта GSM по-

ступает на верхний уровень, где осуществляется

вычисление электроэнергии и мощности с

учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей ин-

формации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в органи-

зации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-

провайдера.

Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопо-

треблении из АИИС КУЭ ОАО «Баксанская ГЭС», АИИС КУЭ «Кашхатау ГЭС», АИИС КУЭ

Лист № 2

всего листов 10

«Аушигерская ГЭС», АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кав-

каза» и АИИС КУЭ «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга. Перечень точек измерений АИИС КУЭ со сто-

роны 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 охватыва-

ет уровень счетчиков 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).

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 Север-

ного Кавказа», сличение часов сервера сбора данных осуществляется не реже чем 1 раз в час,

коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождении. Сличение времени ча-

сов 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.

Наименование ПО

Идентифика-

ционное на-

именование

ПО

CalcClients.dll

e55712d0b1b21906

5d63da949114dae4

MD5

CalcLeakage.dll

MD5

CalcLosses.dll

d79874d10fc2b156

a0fdc27e1ca480ac

MD5

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

6f557f885b737261

328cd77805bd1ba7

MD5

48e73a9283d1e664

94521f63d00b0d9f

MD5

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» ис-

пользуется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1.

«Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной инфор-

мации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче

является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Номер вер-

сии (иден-

тификаци-

онный но-

мер) ПО

Цифровой иден-

тификатор ПО

(контрольная

сумма исполняе-

мого кода)

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иден-

тификатора

ПО

b1959ff70be1eb17c

83f7b0f6d4a132f

Модуль вычисления значе-

ний энергии и мощности по

группам точек учета

Модуль расчета небаланса

энергии/мощности

Модуль вычисления значе-

ний энергии потерь в лини-

ях и трансформаторах

Metrology.dll3

ParseBin.dll3

Общий модуль, содержащий

функции, используемые при

вычислениях различных

значений и проверке точно-

сти вычислений

Модуль обработки значений

физических величин, пере-

даваемых в бинарном про-

токоле

Модуль обработки значений

физических величин, пере-

даваемых по протоколам

семейства МЭК

ParseIEC.dll3

Лист № 3

всего листов 10

ParseMod-

bus.dll

c391d64271acf405

5bb2a4d3fe1f8f48

MD5

ParsePira-

mida.dll

ecf532935ca1a3fd3

215049af1fd979f

MD5

SynchroNSI.dll

530d9b0126f7cdc2

3ecd814c4eb7ca09

MD5

VerifyTime.dll

1ea5429b261fb0e2

884f5b356a1d1e75

MD5

Модуль обработки значений

физических величин, пере-

даваемых по протоколу

Modbus

Модуль обработки значений

физических величин, пере-

даваемых по протоколу Пи-

рамида

Модуль формирования рас-

четных схем и контроля це-

лостности данных норма-

тивно-справочной инфор-

мации

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,

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 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.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ Кабардино-Балкарского

филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» и их основные метрологические характеристики.

Состав измерительного канала

Номер п/п

Номер точки изме-

рений

Наимено-

вание

точки из-

мерений

ТТТНСчетчик

Вид

элек-

тро-

ИВК/

энер-

УСПД

гии

Метрологические

характеристики

ИК

Основ- Погреш-

ная по-ность в

греш- рабочих

ность, условиях,

12345678910

Л-1 110 кВ

11.1ПС «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

±1,1±3,0

±2,6±4,6

21.2

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

Сервер активная

Advan-

techреактив-

IPC610 ная

активная

реактив-

ная

±1,1±3,0

±2,6±4,6

Лист № 4

всего листов 10

12345678910

31.3

Л-290 110

кВ

ПС «Мал-

ка»

ТФЗМ-110БНКФ110-83У1

Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5

600/5110000/√3:100/√3

Зав. № 15916 Зав. № 52087

Зав. № 15918 Зав. № 51407

Зав. № 15915 Зав. № 51572

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

12045068

активная

реактив-

ная

±1,1±3,0

±2,6±4,6

41.4

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

реактив-

ная

±1,1±3,0

±2,6±4,6

51.5

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

реактив-

ная

±1,1±3,0

±2,6±4,6

62.2

Л-5 110 кВ

ПС

«Ст.Лескен»

ТФЗМ-110БНКФ-110

Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5

1000/5110000/√3:100/√3

Зав. № 10201 Зав. № 50529

Зав. № 9121 Зав. № 50554

Зав. № 8968 Зав. № 50760

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

12045129

активная

реактив-

ная

±1,1±3,0

±2,6±4,6

72.5

Л-209 110

кВ

ПС «Мурта-

зово»

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

реактив-

ная

±0,9±2,9

±2,3±4,5

82.6

ПС Екате-

риноград-

ская Т-1

110 кВ

ТФНД-110М НКФ-110-57 У1

Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5

100/5110000/√3:100/√3

Зав. № 1464 Зав. № 1471246

Зав. № 821 Зав. № 1471247

Зав. № 4730 Зав. № 1471248

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

12045130

±1,1±3,0

±2,6±4,6

92.8

ТФН-35М

Л-497 35 кВКл.т. 0,5

ПС «Терек- 100/5

ская» 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

реактив-

ная

±1,1±3,0

±2,6±4,6

102.9

100/5

ТПЛ-10

ПС В.Курп

Кл.т. 0,5

Ф-974 10 кВ

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

Сервер

активная

Advan-

tech

реактив-

IPC610

ная

активная

реактив-

ная

±1,1±3,0

±2,6±4,6

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности

(получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соот-

ветствующие вероятности 0,95;

3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) Uном; ток (1 – 1,2) Iном, cos

= 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20

С.

5. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uном; ток (0,05 – 1,2) Iном; 0,5 инд.

cos

j£

0,8 емк.

Лист № 5

всего листов 10

№

п/п

Наименование объекта изме-

рений

Наименование точки изме-

рений

Марка счетчика

A1R-4-AL-C29-T+

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

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) Iном, cos

= 0,8 инд и темпе-

ратуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от + 5°С до

+40°С;

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчи-ки

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 пе-

речисленных 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 изме-

рений.

Таблица 3 – Перечень точек измерений АИИС КУЭ со стороны смежных субъектов

ОРЭ, результаты измерений по которым получают в рамках соглашения об информационном

обмене.

Номер

точки из-

мерений

ОАО «Севкавказэнерго» – Кабардино-Балкарский филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа»

12.1ПС Змейская

22.3ПС Эльхотово

32.4ПС Эльхотово

42.7ПС Терек-110

ПС Змейская

ВЛ-5 110 кВ

ПС Эльхотово

ВЛ-209 110 кВ

ПС Эльхотово

ОМВ-110 кВ

ПС Терек-110

ВЛ-497 35 кВ

ОАО «ФСК ЕЭС» (МЭС Юга) – Кабардино-Балкарский филиал ОАО «МРСК Северного

Кавказа

53.1.7

63.1.1

73.1.2

83.1.3

93.1.4

103.1.5

113.1.6

123.1.8

133.1.9

143.1.10

М-2 110 кВ

ПС 330 кВ «Прохладная»

ВЛ-110-85 110 кВ

ПС 330 кВ «Прохладная»

ВЛ-110-86 110 кВ

ПС 330 кВ «Прохладная»

ВЛ-110-88 110 кВ

ПС 330 кВ «Прохладная»

ВЛ-110-99 110 кВ

ПС 330 кВ «Прохладная»

ВЛ-110-183 110 кВ

ПС 330 кВ «Прохладная»

ВЛ-110-184 110 кВ

ПС 330 кВ «Прохладная»

Фидер 10 кВ Ф-589

ПС 330 кВ «Прохладная»

Фидер 10 кВ Ф-590

ПС 330 кВ «Прохладная»

Фидер 10 кВ Ф-591

ПС 330 кВ «Прохладная»

Лист № 6

всего листов 10

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Прохладный

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Баксан

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Баксан

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Баксан

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Баксан

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Баксан

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Баксан

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Нальчик

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Нальчик

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Нальчик

A1R-4-AL-C29-T

ПС 6 кВ КТПН

(сн.ПС 330 кВ Нальчик)

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Нальчик

A1R-4-AL-C29-T

ПС 330 кВ Нальчик

A1R-4-AL-C29-T

СЭТ-4ТМ.03

153.1.11

163.1.12

173.1.13

183.1.14

193.2.6

203.2.1

213.2.2

223.2.3

233.2.4

243.2.5

253.2.7

263.2.8

273.2.9

283.2.10

293.2.11

303.2.12

ПС 330 кВ Баксан(Т-3, Т-4

ОАО "Каббалкэнерго")

ПС 330 кВ Баксан(Т-3, Т-4

ОАО "Каббалкэнерго")

ПС 330 кВ Баксан(Т-3, Т-4

ОАО "Каббалкэнерго")

ПС 330 кВ Баксан(Т-3, Т-4

ОАО "Каббалкэнерго")

ПС 330 кВ Баксан(Т-3, Т-4

ОАО "Каббалкэнерго")

ПС 330 кВ Баксан(Т-3, Т-4

ОАО "Каббалкэнерго")

313.3.1

323.3.2

333.3.3

343.3.4

353.3.5

363.3.6

Фидер 10 кВ Ф-592

ПС 330 кВ «Прохладная»

Фидер 10 кВ Ф-594

ПС 330 кВ «Прохладная»

Фидер 10 кВ Ф-595

ПС 330 кВ «Прохладная»

Фидер 10 кВ Ф-596

ПС 330 кВ «Прохладная»

М-2 110 кВ

ПС 330 кВ «Баксан»

ВЛ-110-35 110 кВ

ПС 330 кВ «Баксан»

ВЛ-110-37 110 кВ

ПС 330 кВ «Баксан»

ВЛ-110-103 110 кВ

ПС 330 кВ «Баксан»

ВЛ-110-173 110 кВ

ПС 330 кВ «Баксан»

ВЛ-110-174 110 кВ

ПС 330 кВ «Баксан»

Фидер 10 кВ Ф-105

ПС 330 кВ «Баксан»

Фидер 10 кВ Ф-106

ПС 330 кВ «Баксан»

Фидер 10 кВ Ф-107

ПС 330 кВ «Баксан»

Фидер 10 кВ Ф-108

ПС 330 кВ «Баксан»

Фидер 10 кВ Ф-109

ПС 330 кВ «Баксан»

Фидер 10 кВ Ф-1010

ПС 330 кВ «Баксан»

ВЛ-110-104 110 кВ ПС 330

кВ «Нальчик-330»

ВЛ-110-109 110 кВ ПС 330

кВ «Нальчик-330»

М-2 110 кВ ПС 330 кВ

«Нальчик-330»

Фидер 6 кВ ф-623 (резерв

СН) ПС 330 кВ «Нальчик-

330»

ВЛ-110-105 110 кВ ПС 330

кВ «Нальчик-330»

ВЛ-110-178(110) 110 кВ ПС

330 кВ «Нальчик-330»

ОАО «РусГидро» (Кабардино-Балкарский филиал) Аушигерская ГЭС – Кабардино-Балкарский фи-

лиал ОАО «МРСК Северного Кавказа

374.1Аушигерская ГЭС

384.2Аушигерская ГЭС

ВЛ-110 кВ, Л-189

Аушигерская ГЭС

(РусГидро)

ВЛ-110 кВ, Л-193

Аушигерская ГЭС

(РусГидро)

Лист № 7

всего листов 10

Аушигерская ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

Аушигерская ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

КТП4-1

СЭТ-4ТМ.03

КТП4-2

СЭТ-4ТМ.03

Кашхатау ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

Кашхатау ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

Кашхатау ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

Кашхатау ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

КТПСН ГУ Кашхатау ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

КТПСН ГУ Кашхатау ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

Баксанская ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

Баксанская ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

Баксанская ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

Баксанская ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

Баксанская ГЭС

СЭТ-4ТМ.03

ЗРУ-0,22 кВ, Баксанская

ГЭС, ГРУ (плотина)

СЭТ-4ТМ.03

394.3

404.4

414.5

Аушигерская ГЭС,

КРУ-10 кВ

424.6

434.7

ВЛ-110 кВ, Л-192

Аушигерская ГЭС

(РусГидро)

Обходной выключатель М-

2 Аушигерская ГЭС (Рус-

Гидро)

ВЛ-10 кВ, Ф-101

Аушигерская ГЭС

ВЛ-10 кВ, Ф-1010

Аушигерская ГЭС ГРУ

(плотина)

ВЛ-10 кВ, Ф-403

Аушигерская ГЭС ГРУ

(плотина)

ОАО «РусГидро» (Кабардино-Балкарский филиал) Кашхатау ГЭС – Кабардино-Балкарский филиал

ОАО «МРСК Северного Кавказа»

445.1

455.2

465.3

475.4

485.5

Кашхатау ГЭС;

КРУ-10 кВ

495.6

505.7

ВЛ-110 кВ Л-102 Кашхатау

ГЭС

ВЛ-110 кВ Л-193 Кашхатау

ГЭС

ВЛ-110 кВ Л-190 Кашхатау

ГЭС

Обходной выключатель М-

2 Кашхатау ГЭС

ВЛ-10 кВ, Ф-1010 Кашха-

тау ГЭС

ВЛ-10 кВ, Ф-400

Кашхатау ГЭС

ВЛ-10 кВ, Ф-102

Кашхатау ГЭС

ОАО «РусГидро» (Кабардино-Балкарский филиал) Баксанская ГЭС – Кабардино-Балкарский фили-

ал ОАО «МРСК Северного Кавказа»

516.1

526.2

536.3

546.4

556.5

566.6

ЩПТ-0,22 кВ,

Баксанская ГЭС

576.7

ВЛ-110 кВ, Л-3 Баксанская

ГЭС (РусГидро)

ВЛ-110 кВ, Л-4 Баксанская

ГЭС (РусГидро)

ВЛ-110 кВ, Л-37 Баксан-

ская ГЭС (РусГидро)

ВЛ-110 кВ, Л-210 Баксан-

ская ГЭС (РусГидро)

ВЛ-110 кВ, Л-211 Баксан-

ская ГЭС (РусГидро)

ТСН-101 ст. 0,22 кВ Бак-

санская ГЭС (РусГидро)

Баксанская ГЭС;

ЗРУ (плотина) – 0,22 кВ

(РусГидро)

Надежность применяемых в системе компонентов:

–электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-2 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время вос-

становления работоспособности tв = 2 ч.

Лист № 8

всего листов 10

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 пе-

редаваться 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 ме-

нее 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 документа-

ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета

электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Се-

верного Кавказа» типографским способом.

Комплектность средства измерений

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. Комплект-

ность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Лист № 9

всего листов 10

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ Кабардино-Балкарского филиала

ОАО «МРСК Северного Кавказа»

Количество

9 шт.

4 шт.

6 шт.

2 шт.

6 шт.

1 шт.

3 шт.

2 шт.

6 шт.

10 шт.

Наименование

Трансформаторы тока ТФЗМ-110Б (Госреестр № 2793-88)

Трансформатор тока ТВЛМ-10 (Госреестр № 1856-63)

Трансформатор тока ТФН-35М (Госреестр № 3690-73)

Трансформатор тока ТФНД-110 (Госреестр № 2793-71)

Трансформатор тока ТПЛ-10 (Госреестр № 1276-59)

Трансформатор напряжения НКФ-110-57 У1 (Госреестр № 14205-94)

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 (Госреестр № 831-69)

Трансформатор напряжения НКФ110-83У1 (Госреестр № 1188-84)

Трансформатор напряжения НАМИ-10 (Госреестр № 11094-87)

Трансформатор напряжения с заводским обозначением ЗНОМ-35 (Госреестр

№ 912-54)

Трансформатор напряжения НКФ-110 (Госреестр № 26452-04)

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр

№ 27524-04)

Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (Госреестр № 41681-10)

ПО «Пирамида 2000»

Методика поверки

Руководство по эксплуатации

Формуляр

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 51934-12 «Система автоматизированная информационно–

измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Кабардино-

Балкарского 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 по-

верки»;

– ТН – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Мето-

дика 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 методиках (методах) измерений

Изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизирован-

ную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ка-

бардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа».

Лист № 10

всего листов 10

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе авто-

матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и

мощности (АИИС КУЭ) Кабардино-Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного

Кавказа»

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

ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94«Средства измерений электрических и магнитных величин. Об-

щие технические условия».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-

новные положения».

Руководствопоэксплуатациисистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной

коммерческого учета электроэнергии и

мощности (АИИС КУЭ) Кабардино-

Балкарского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-

печения 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 адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, 8, а/я 14

Тел./факс: (4922) 33-67-66, 33-79-60, 33-93-68

E-mail:

st@sicon.ru

www.sicon.ru

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:

info@t-souz.ru

www.t-souz.ru

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»

(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)

Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

тел./факс: 8 (495) 437-55-77

Аттестат аккредитации государственного центра испытаний № 30004-08 от 27.06.2008 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

м.п.«___»___________2012 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
28746-05	Система измерений количества и показателей качества нефти № 906	Нет данных	ОАО "Приволжскнефтепровод", г.Самара	1 год	Перейти
64314-16	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Комсомольская"	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
39928-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ИВЭНЕРГО" на ПС "Электроконтакт"	Нет данных	ООО "ТенИнтер", г.Москва	4 года	Перейти
67428-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Лента" Л-89, г. Кемерово, пр. Ленинградский, д.28в	Нет данных	ООО "Автоматизация Комплект Учет Проект", г.Москва	4 года	Перейти
78623-20	Система измерений количества сжиженного углеводородного газа ПАО "Казаньоргсинтез"		ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань	4 года	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений