Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа", 51216-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Северо-Осетинского 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.

Документы

Описание типа

Карточка СИ

Номер в госреестре	51216-12
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа"
Изготовитель	ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир
Год регистрации	2012
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Северо-Осетинского 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 7746-2001, 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 реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов 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 вычислительной 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) «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 преобразуют 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 для измерительных каналов (ИК) № 19-21 и 28 по проводным линиям связи RS-485 поступает на входы УСПД RTU-325L, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для ИК № 1-18, 22-27 и 29 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает непосредственно в ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Для передачи данных используются сотовые каналы связи стандарта GSM.

Дополнительно на верхний уровень АИИС КУЭ поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ Г оловной 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 измерений 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 измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового 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 глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-2 не более ±0,35 с. Устройство синхронизации времени УСВ-2 обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера сбора данных, установленного в ЦСОИ Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа», сличение часов сервера сбора данных осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождении. Часы УСПД синхронизируются 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 расхождений, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование ПО	Идентификационное наименование ПО	Номер версии (идентификационный номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
1	2	3	4	5
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета	CalcClients.dll	3	e55712d0b1b219065d 63da949114dae4	MD5
Модуль расчета небаланса энергии/мощности	CalcLeakage.dll	3	b1959ff70be1eb17c83 f7b0f6d4a132f	MD5
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах	CalcLosses.dll	3	d79874d10fc2b156a0 fdc27e1ca480ac	MD5

1	2	3	4	5
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений	Metrology.dll	3	52e28d7b608799bb3c cea41b548d2c83	MD5
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе	ParseBin.dll	3	6f557f885b73726132 8cd77805bd1ba7	MD5
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК	ParseIEC.dll	3	48e73a9283d1e66494 521f63d00b0d9f	MD5
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus	ParseMod- bus.dll	3	c391d64271 acf4055b b2a4d3fe1f8f48	MD5
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида	ParsePira- mida.dll	3	ecf532935ca1a3fd321 5049af1fd979f	MD5
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации	SynchroNSI.dll	3	530d9b0126f7cdc23e cd814c4eb7ca09	MD5
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени	VerifyTime.dll	3	1ea5429b261fb0e288 4f5b356a1d1e75	MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

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 п/п	Номер точки измерений	Наименование точки измерений	Состав измерительного канала				Вид элек- тро- энер гии	Метрологические характеристики ИК
Номер п/п	Номер точки измерений	Наименование точки измерений	ТТ	ТН	Счетчик	ИВК (ИВ- КЭ)	Вид элек- тро- энер гии	Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ПС В-1
1	1.5	ПС В-1 Ф- 1 6 кВ	ТПОФ 10 Кл.т. 0,5 750/5 Зав. № 16362 Зав. № 16267	НОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. №00480 Зав. №00479	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125453	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
2	1.6	ПС В-1 Ф- 3 6 кВ	ТПОФ 10 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 4030 Зав. № 4029	НОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. №00482 Зав. №00478	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125497		актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
3	3.9	ПС В-1 Ф- 4 6 кВ	ТПОФ 10 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 138936 Зав. № 139014	НОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. №00482 Зав. №00478	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125451		актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
ПС РП-110
4	1.9	ПС РП-110 Ф-12 6 кВ	ТПЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 17377 Зав. № 35338	НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № ПКСРП	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125432	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
5	1.10	ПС РП-110 Ф-33 6 кВ	ТПЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 300/5 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. № 01125496	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
ПС Змейская
6	2.1	ПС Змейская ВЛ-5 110 кВ	ТФМ-110-11У1 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 5081 Зав. № 5080 Зав. № 5082	НКФ 110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3: 100/V3 Зав. № 59961 НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3: 100/V3 Зав. № 1000790 Зав. № 41862	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01106978	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ПС Эльхотово
7	2.3	ПС Эльхотово ВЛ-209 110 кВ	ТФЗМ-110Б-ШУ1 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 8266 Зав. № 7901 Зав. № 7874	НКФ 110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3: 100/V3 Зав. №32798 Зав. №31060 Зав. №31157	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125506	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
8	2.4	ПС Эльхотово ОМВ-110 кВ	ТФЗМ-110Б-ШУ1 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 1034 Зав. № 1061 Зав. № 593	НКФ 110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3: 100/V3 ф.А Зав. № 28464 ф.С Зав. № 3158 НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3: 100/V3 ф. В Зав. № 25551	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125435	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
ПС Терек-110
9	2.7	ПС Терек-110 ВЛ-497 35 кВ	ТФНД-35М Кл.т. 0,5 75/5 Зав. № 15828 Зав. № 17519	НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 4641	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125498	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
10	2.10	ПС Терек-110 ВЛ-89 110 кВ	ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 Зав. №1074 Зав. №1035	НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3: 100/V3 Зав. № 1033958 Зав. № 1033959 Зав. № 1033945	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125481	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
ПС Северо-Восточная
11	3.11	ПС Севе-ро-Восточная Ф-17 6 кВ	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 33752 Зав. № 92716	НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2666	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125437	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
12	3.13	ПС Север°-Восточная Ф-32 6 кВ	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 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. № 01125479	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
ПС Троицкая
13	4.1	ПС Троицкая 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	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125491	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6

ПС Моздок-110

5.1

ПС Моздок-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/V3: 100/V3 Зав. № 1006169 Зав. № 1232662 Зав. № 1359381

Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125475

Indus

trial

Com

puters

Ad-

vantex

актив

ная

реак

тивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ПС Раздольная

5.2

ПС Раздольная 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/V3: 100/V3 Зав. № 1443373 Зав. № 1443350 Зав. № 1443358

Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125454

Indus

trial

Com

puters

Ad-

vantex

актив

ная

реак

тивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

ПС Украина

5.3

ПС Украина Ввод 0,4 кВ

ТНШЛ-0,66 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 8461 Зав. № 8645 Зав. № 8262

—

Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125516

Indus

trial

Com

puters

Ad-

vantex

актив

ная

реак

тивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,4

Эзминская ГЭС

5.4

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 10000/100 Зав. № 4347

Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125473

Indus

trial

Com

puters

Ad-

vantex

актив

ная

реак

тивная

±0,9

±2,3

±2,9

±4,5

ПС Зарамаг

7.1.2

ПС Зама-раг ВЛ-128 110 кВ

ТФЗМ-110Б1У1 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 26130 Зав. № 26129 Зав. № 26131

НАМИ-110 УХЛ 1 Кл.т. 0,2 110000/V3: 100/V3 Зав. № 3530 Зав. № 3667 Зав. № 3613

Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125446

Indus

trial

Com

puters

Ad-

vantex

актив

ная

реак

тивная

±0,9

±2,3

±2,9

±4,5

7.1.1

ПС Зарамаг РПП-

110 кВ

ТФМ-110-II-

Кл.т. 0,2S 400/5 Зав. № 7738 Зав. № 7739 Зав. № 7740

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3: 100/V3 Зав. № 3564 Зав. № 3503 Зав. № 3510

Альфа А1800 А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01200403

RTU-

325L Зав. № 005133

актив

ная

реак

тивная

±0,6

±1,2

±1,5

±2,8

1	2	3	4	5	6	7 8 9 10
20	11.1 0	ПС Зара-маг ВЛ-227 110 кВ	ТВГ-110 Кл.т. 0,2S 600/5 Зав. № 572-9 Зав. № 570-9 Зав. № 571-9	НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3: 100/V3 Зав. № 3564 Зав. № 3503 Зав. № 3510	Альфа А1800 A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01200401	RTU- 325L Зав. № 005133	актив ная реак тивная	±0,6 ±1,2	±1,5 ±2,8
21	11.1 3	ПС Зара-маг Ф-2 6 кВ	ТОЛ-СЭЩ- 10 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 23136-09 Зав. № 23915-09	НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2512	Альфа А1800 А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01200404	RTU- 325L Зав. № 005133	актив ная реак тивная	±0,9 ±2,3	±2,9 ±4,8
ПС Нар
22	7.1.3	ПС Нар Т-1 110 кВ	ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 61951 Зав. № 61950 Зав. № 60351	НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3: 100/V3 Зав. № 1469717 Зав. № 1470496 Зав. № 1470497	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125438	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
ПС Фиагдон
23	7.1.1	ПС Фиагдон ВЛ-124 110 кВ	ТФЗМ-110Б 111У1 Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 6233 Зав. № 8368 Зав. № 8256	НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3: 100/V3 Зав. № 1467329 Зав. № 1468706 НКФ 110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3: 100/V3 Зав. № 46970	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125466	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
ПС Северный Портал
24	7.1.8	ПС Северный Портал Ф-1 10 кВ	ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 3176 Зав. № 2296	НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1268	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125482	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
25	7.1.9	ПС Северный Портал Ф-2 10 кВ	ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 2590 Зав. № 1975	НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1268	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125439		актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
26	7.1.1 0	ПС Северный Портал Ф-3 10 кВ	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-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125471		актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6

1	2	3	4	5	6	7 8 9 10
27	7.1.1 1	ПС Северный Портал Ф-4 10 кВ	ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 1628 Зав. № 1642	НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. №1268	Альфа A1R-4-AL-C29-T+ Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01125458		актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,6
ПС Нузал
28	11.9	ПС Нузал ВЛ-127 110 кВ	ТВ-110 Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 1525 Зав. № 1517 Зав. № 1526	НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000/V3: 100/V3 Зав. № 2453 Зав. № 2451 НКФ 110-58 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3: 100/V3 Зав. № 643500	Альфа А1800 А1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01200402	RTU- 325L Зав. № 005132	актив ная реак тивная	±0,9 ±2,3	±2,9 ±4,8
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	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810091924	Indus trial Com puters Ad- vantex	актив ная реак тивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,7

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) ин; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С.

5. Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети для ИК: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 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 cosj = 0,8 инд и температуры окружающего 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 524252005 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 перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД и УСВ на однотипные утвержденного типа.

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, среднее 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 1в = 2 ч;

- УСВ-2 среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 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.

№ п/п	Номер точки измерений	Наименование объекта измерений	Наименование точки измерений	Марка счетчика
1	2	3	4	5
ОАО «Севкавказэнерго» - ЗАО «Энергопромышленная компания» (ОАО «Электроцинк»)
1	1.1	ГПП 6 кВ «Электроцинк-1» 110/6 кВ	Э-1. Ввод Т-1 6 кВ	EA05RL-F1B-4
2	1.2	ГПП 6 кВ «Электроцинк-1» 110/6 кВ	Э-1.Ввод Т-2 6 кВ	EA05RL-F1B-4
3	1.11	ПС «РП-110» 110/6 кВ	КЛ 6 кВ Ф-7 РП-110 - ПС 5А	EA05RL-F1B-4
4	1.12	ПС «РП-110» 110/6 кВ	КЛ 6 кВ Ф-31 РП-110 - ПС ГРУ 6кВ	EA05RL-F1B-4
5	1.13	ПС «РП-110» 110/6 кВ	КЛ 6 кВ Ф-29 РП-110 - ПС ТП АКС	EA05RL-F1B-4
6	1.14	ПС «РП-110» 110/6 кВ	КЛ 6 кВ Ф-10 РП-110 - ПС ТП-6	EA05RL-F1B-4
7	1.15	ПС «РП-110» 110/6 кВ	КЛ 6 кВ Ф-14 РП-110 - ПС ГРУ 6кВ	EA05RL-F1B-4
ОАО «Севкавказэнерго» - ОАО «Каббалкэнерго»
8	2.6	ПС «Екатериноградская» 110/6 кВ	ПС Екатериноградская Т-1 110 кВ	СЭТ-4ТМ.03
9	2.9	ПС «Верхний Курп» 35/10 кВ	ПС В.Курп Ф-974 10 кВ	СЭТ-4ТМ.03
ОАО «Севкавказэнерго» - ОАО «Победит»
10	3.1	ПС 110 кВ Победит	ПС Победит Т-1 ввод № 1 6 кВ	EA05RL-B-3
11	3.2	ПС 110 кВ Победит	ПС Победит Т-1 ввод №2 6 кВ	EA05RL-B-3
12	3.3	ПС 110 кВ Победит	ПС Победит Т-2 ввод № 1 6 кВ	EA05RL-B-3
13	3.4	ПС 110 кВ Победит	ПС Победит Т-2 ввод №2 6 кВ	EA05RL-B-3
14	3.5	ПС 110 кВ Победит	ПС Победит Ф-ВРЗ-1 6 кВ	EA05RL-B-3
15	3.6	ПС 110 кВ Победит	ПС Победит Ф-ВРЗ-2 6 кВ	EA05RL-B-3
16	3.7	ПС 6 кВ ТП-16	ПС «16» Ф-42 6 кВ	EA05RL-P2B-3
17	3.8	ПС 6 кВ ТП-25	ПС «25» Ф-43 6 кВ	EA05RL-B-3
18	3.10	ПС 6 кВ ТП-16	ПС «16» Ф-4 6 кВ	EA05RL-B-3

1	2	3	4	5
19	3.12	ПС 6 кВ ТП-19	ПС «19» Ф-17 6 кВ	EA05RL-B-3
20	3.14	ПС 6 кВ ТП-16	ПС «16» Ф-32 6 кВ	EA05RL-B-3
ОАО «Севкавказэнерго» - Филиал ОАО «ФСК-ЕЭС» МЭС Юга
21	6.2.10	ПС 330 кВ Владикавказ-2	ПС В-2 ТП-7-12	A1R-4-AL-C8-T+
22	6.2.9	ПС 330 кВ Владикавказ-2	ПС В-2 ОВВ-110 кВ	A1R-4-AL-C29-T+
23	6.2.5	ПС 330 кВ Владикавказ-2	ПС В-2 ВЛ-33 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T+
24	6.2.6	ПС 330 кВ Владикавказ-2	ПС В-2 ВЛ-34 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
25	6.2.1	ПС 330 кВ Владикавказ-2	ПС В-2 ВЛ-19 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
26	6.2.7	ПС 330 кВ Владикавказ-2	ПС В-2 ВЛ-73 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
27	6.2.8	ПС 330 кВ Владикавказ-2	ПС В-2 ВЛ-74 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
28	6.2.2	ПС 330 кВ Владикавказ-2	ПС В-2 ВЛ-20 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
29	6.2.3	ПС 330 кВ Владикавказ-2	ПС В-2 ВЛ-21 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
30	6.2.4	ПС 330 кВ Владикавказ-2	ПС В-2 ВЛ-22 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
31	6.2.11	ПС 330 кВ Владикавказ-2	ПС В-2 ВЛ-203 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
32	6.3.8	ПС 330 кВ Владикавказ-500	ПС В-500 ОВВ 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
33	6.3.4	ПС 330 кВ Владикавказ-500	ПС В-500 ВЛ-107 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
34	6.3.5	ПС 330 кВ Владикавказ-500	ПС В-500 ВЛ-108 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
35	6.3.3	ПС 330 кВ Владикавказ-500	ПС В-500 ВЛ-106 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
36	6.3.1	ПС 330 кВ Владикавказ-500	ПС В-500 ВЛ-103 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
37	6.3.2	ПС 330 кВ Владикавказ-500	ПС В-500 ВЛ-104 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
38	6.3.6	ПС 330 кВ Владикавказ-500	ПС В-500 ВЛ-133 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
39	6.3.7	ПС 330 кВ Владикавказ-500	ПС В-500 ВЛ-134 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
40	6.3.9	ПС 330 кВ Владикавказ-500	ПС В-500 ТСН-3	A1R-4-AL-C29-T
41	6.1.6	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 ОМВ-110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
42	6.1.2	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 ВЛ-109 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T+
43	6.1.3	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 ВЛ-110 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
44	6.1.4	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 ВЛ-135 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
45	6.1.5	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 ВЛ-137 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
46	6.1.1	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 ВЛ-90 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
47	6.1.7	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 АТ-1 10 кВ	A1R-4-AL-C29-T
48	6.1.9	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 АТ-2 10 кВ	A1R-4-AL-C29-T
49	6.1.8	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 ТСН-4	A1R-4-AL-C29-T
50	6.1.10	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 Т-3-1 цех3 10 кВ	A1R-4-AL-C29-T
51	6.1.11	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 ТСН-3	A1R-4-AL-C29-T
52	6.1.12	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 Т-3-2 цех4 10 кВ	A1R-4-AL-C29-T
53	6.1.13	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 Т-1 6кВ	A1R-4-AL-C29-T
54	6.1.15	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 Т-2 6кВ	A1R-4-AL-C29-T
55	6.1.14	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 ТСН-1	A1R-4-AL-C29-T
56	6.1.16	ПС 330 кВ Моздок	ПС Моздок-330 ТСН-2	A1R-4-AL-C29-T
57	6.4.1	ПС 330 кВ Прохладная-2	ПС Прохладная-2 ВЛ-89 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
58	6.4.2	ПС 330 кВ Прохладная-2	ПС Прохладная-2 М-2 110 кВ	A1R-4-AL-C29-T
59	7.1.4	ПС 110 кВ Северный портал	ПС Северный Портал Ф-1 10 кВ (ФСК)	A1R-4-AL-C29-T+
60	7.1.5	ПС 110 кВ Северный портал	ПС Северный Портал Ф-2 10 кВ (ФСК)	A1R-4-AL-C29-T+
61	7.1.6	ПС 110 кВ Северный портал	ПС Северный Портал Ф-3 10 кВ (ФСК)	A1R-4-AL-C29-T+

1	2	3	4	5
62	7.1.7	ПС 110 кВ Северный портал	ПС Северный Портал Ф-4 10 кВ (ФСК)	A1R-4-AL-C29-T+
ОАО «Рус		Гидро»-«Северо-Осетинский филиал» (Гизельдон ГЭС) - ОАО «Севкавказэнерго»
63	8.4	Гизельдонская ГЭС 110/6 кВ	Ф-2 6 кВ	СЭТ-4ТМ.03
64	8.5	Гизельдонская ГЭС 110/6 кВ	Ф-3 6 кВ	СЭТ-4ТМ.03
65	8.6	Гизельдонская ГЭС 110/6 кВ	Ф-4 6 кВ	СЭТ-4ТМ.03
66	8.7	Гизельдонская ГЭС 110/6 кВ	ВЛ-16 110кВ	СЭТ-4ТМ.03
67	8.8	Гизельдонская ГЭС 110/6 кВ	ВЛ-1 110кВ	СЭТ-4ТМ.03

68	9.4	Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ	ВЛ-32 110кВ	СЭТ-4ТМ.03
69	9.5	Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ	ВЛ-8 110кВ	СЭТ-4ТМ.03
70	9.6	Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ	ВЛ-439 35кВ	СЭТ-4ТМ.03
71	9.7	Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ	ВЛ-461 35кВ	СЭТ-4ТМ.03
72	9.8	Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ	Л-Б-1 6кВ	СЭТ-4ТМ.03
73	9.9	Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ	Л-30 6кВ	СЭТ-4ТМ.03
74	9.10	Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ	Л-20 6кВ	СЭТ-4ТМ.03
75	9.11	Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ	Л-ГУ 6кВ	СЭТ-4ТМ.03
76	9.15	Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ	ТП-180 0,4кВ	СЭТ-4ТМ.03
77	9.12	Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ	Л-38 6кВ	СЭТ-4ТМ.03
78	9.13	Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ	Л-40 6кВ	СЭТ-4ТМ.03
79	9.14	Дзауджикауская ГЭС 110/35/6 кВ	Л-Б-2 6кВ	СЭТ-4ТМ.03
ОАО «РусГидро»-«Северо-Осетинский филиал» (Эзмин ГЭС) - ОАО «Севкавказэнерго»
80	10.4	Эзминская ГЭС 110/35/10 кВ	ВЛ-31 110кВ	СЭТ-4ТМ.03
81	10.5	Эзминская ГЭС 110/35/10 кВ	ВЛ-8 110кВ	СЭТ-4ТМ.03
82	10.6	Эзминская ГЭС 110/35/10 кВ	ВЛ-25 110кВ	СЭТ-4ТМ.03
83	10.7	Эзминская ГЭС 110/35/10 кВ	Фидер №1 10кВ	СЭТ-4ТМ.03
84	10.8	Эзминская ГЭС 110/35/10 кВ	Фидер №2 10кВ	СЭТ-4ТМ.03
ОАО «РусГидро» (Головная ГЭС Ардонского Каскада ГЭС) - ОАО «Севкавказэнерго»
85	11.1	Головная Зарамагская ГЭС 110/6 кВ	Зарамаг ГЭС ВЛ-110кВ №127	СЭТ-4ТМ.03М
86	11.2	Головная Зарамагская ГЭС 110/6 кВ	Зарамаг ГЭС ВЛ-110кВ №227	СЭТ-4ТМ.03М
87	11.8	Головная Зарамагская ГЭС 110/6 кВ	Зарамаг ГЭС Т-1 110кВ	СЭТ-4ТМ.03М
88	11.7	Головная Зарамагская ГЭС 110/6 кВ	Зарамаг ГЭС Фидер-1 6кВ	СЭТ-4ТМ.03М
89	11.5	Головная Зарамагская ГЭС 110/6 кВ	Зарамаг ГЭС ТСН-2 6кВ	СЭТ-4ТМ.03М
90	11.3	Головная Зарамагская ГЭС 110/6 кВ	Зарамаг ГЭС Ввод 6кВ	СЭТ-4ТМ.03М

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- 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 каждому 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 документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Северо-Осетинского 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
Трансформатор тока ТПОФ 10 (Госреестр №518-50)	6 шт.
Трансформатор тока ТПЛ-10 У3 (Госреестр №1276-59)	6 шт.
Трансформатор тока ТФМ-110-ПУ1 (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.

Наименование	Количество
Трансформатор тока ТНШЛ-0,66 (Госреестр №1673-69)	3 шт.
Трансформатор тока ТЛМ-10 (Госреестр №2473-05)	10 шт.
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1 (Госреестр №2793-71)	6 шт.
Трансформатор тока ТВГ-110 (Госреестр №22440-07)	3 шт.
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10 (Госреестр №32139-06)	2 шт.
Трансформатор тока ТВ-110 (Г осреестр №29255-07)	3 шт.
Трансформатор напряжения НОЛ-СЭЩ-6 (Госреестр №35955-07)	4 шт.
Трансформатор напряжения НКФ-110 (Г осреестр №26452-04)	2 шт.
Трансформатор напряжения НКФ110-58 У1 (Госреестр №1188-76)	1 шт.
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 (Госреестр №2611-70)	3 шт.
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 (Госреестр №831-69)	1 шт.
Трансформатор напряжения НТМИ-6 (Госреестр №831-69)	2 шт.
Трансформатор напряжения НКФ110-83 У1 (Госреестр №1188-84)	7 шт.
Трансформатор напряжения НКФ-110-57 У1 (Госреестр №14205-94)	11 шт.
Трансформатор напряжения НАМИ-35 УХЛ1 (Госреестр №19813-00)	2 шт.
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65 (Госреестр №912-05)	6 шт.
Трансформатор напряжения НАМИ-10 (Г осреестр №11094-87)	1 шт.
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 (Госреестр №18178-99)	1 шт.
Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1 (Госреестр №24218-08)	6 шт.
Счетчик электрической энергии АЛЬФА (Госреестр №14555-02)	24 шт.
Счетчик электрической энергии Альфа А1800 (Г осреестр №31857-06)	4 шт.
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр №36697-08)	1 шт.
Устройство сбора и передачи данных RTU-325L (Госреестр №37288-08)	2 шт.
Устройство синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр №41681-10)	1 шт.
Методика поверки	1 шт.
Формуляр	1 шт.
Руководство по эксплуатации	1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 51216-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) СевероОсетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа». Измерительные каналы. Методика поверки», 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. Трансформаторы тока. Методика поверки";

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

• СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

• АЛЬФА - по методике поверки «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки»;

• Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;

• Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L - по документу «Устройства 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. 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 радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности Северо-Осетинского филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной 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 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.

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 информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».

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

Зарегистрировано поверок	1
Поверителей	1
Актуальность данных	19.09.2024

Государственный реестр средств измерений

Назначение

Описание

Программное обеспечение

Технические характеристики

Знак утверждения типа

Комплектность

Поверка

Сведения о методах измерений

Рекомендации к применению