Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Ставропольэнергосбыт"
| Номер в ГРСИ РФ: | 75464-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 75464-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Ставропольэнергосбыт" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 966 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 05.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 75464-19: Описание типа СИ | Скачать | 125.9 КБ | |
| 75464-19: Методика поверки РТ-МП-5882-500-2019 | Скачать | 5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28822-05 (Рег. № 28822-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго», сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт», устройства синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 (Рег. № 28716-05), УСВ-2 (Рег. № 41681-10), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивают счетчики и осуществляют вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчиках коэффициенты трансформации выбраны равные единице), хранение измерительной информации и журналов событий, передачу результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.
Сервер филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго» с периодичностью один раз в сутки по каналам связи Ethernet, GSM/GPRS или спутниковой связи опрашивает УСПД, считывает с них 30-минутные профили электроэнергии или 30минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий счетчиков и УСПД. Считанные значения записываются в базу данных.
Измерительные данные с сервера филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» -«Ставропольэнерго» с периодичностью не реже одного раза в сутки в автоматизированном режиме поступают на сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт», в том числе с возможным использованием отчетов в формате макетов электронного документооборота XML. Сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт» (или оператор АРМ) осуществляет передачу информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента. Сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML, а также иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы устройств синхронизации времени, счетчиков, УСПД, сервера филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго», сервера ПАО «Ставропольэнергосбыт». В качестве устройств синхронизации времени используются УСВ-1 и УСВ-2. УСВ-1 и УСВ-2 осуществляют прием сигналов точного времени от GPS-приемников непрерывно.
Сравнение показаний часов сервера филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» -«Ставропольэнерго» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Ставропольэнергосбыт» и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера ПАО «Ставропольэнергосбыт» и УСВ-2.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» -«Ставропольэнерго» происходит при каждом обращении, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД и сервера филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» -«Ставропольэнерго» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПО «Пирамида 2000» |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
|
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
|
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
|
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
|
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Наименование ИИК |
Состав ИИК АИИС КУЭ | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС Затеречная 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-123 Ищерская - Затеречная |
ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110-83 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 1188-84 НКФ-110-57 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Сервер филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго», УСВ-1, Рег. № 28716-05 Сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт», УСВ-2, Рег. № 41681-10 |
|
2 |
ПС Затеречная 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-124 Ищерская - Затеречная |
ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 2793-88 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |||
|
3 |
ПС Ачикулак 110 кВ, Т-31 ввод 35 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-35 кл.т. 0,2S кт.т. 300/5 Рег. № 51623-12 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 кт.н. 35000/100 Рег. № 19813-00 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
4 |
ПС Ачикулак 110 кВ, Т-32 ввод 35 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-35 кл.т. 0,2S кт.т. 300/5 Рег. № 51623-12 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 кт.н. 35000/100 Рег. № 19813-00 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
5 |
ПС Ачикулак 110 кВ, Т-101 ввод 10 кВ |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 800/5 Рег. № 25433-11 |
НОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 35955-07 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
6 |
ПС Ачикулак 110 кВ, Т-102 ввод 10 кВ |
ТЛО-10 кл.т. 0,5S кт.т. 800/5 Рег. № 25433-11 |
НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
7 |
ПС Каясула 110 кВ, Т-31 ввод 35 кВ |
ТФЗМ-35Б кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 кт.н. 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
8 |
ПС Каясула 110 кВ, Т-32 ввод 35 кВ |
ТФН-35М кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 кт.н. 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
9 |
ПС Каясула 110 кВ, Т-101 ввод 10 кВ |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 6009-77 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Сервер филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго», УСВ-1, Рег. № 28716-05 Сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт», УСВ-2, Рег. № 41681-10 |
|
10 |
ПС Каясула 110 кВ, Т-102 ввод 10 кВ |
ТОЛ-10 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 6009-77 |
НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
11 |
ПС Г алюгаевская 35 кВ, ВЛ-35 кВ Л-583 Ищерская - Га-люгаевская |
ТФЗМ-35Б кл.т. 0,5 кт.т. 150/5 Рег. № 3689-73 |
НОМ-35-66 кл.т. 0,5 кт.н. 35000/100 Рег. № 187-70 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
12 |
ПС Затеречная 110 кВ, ВЛ-35 кВ Л-527 Затеречная -Южно-Сухокумск |
ТФН-35М кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 кт.н. 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
13 |
ПС Затеречная 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-88 Затеречная -Южно-Сухокумск |
ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110-83 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 1188-84 НКФ-110-57 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
14 |
ПС Суворовская 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-247 Суворовская - Октябрьская |
ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 26452-06 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
15 |
ПС Бекешевская 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-96 Бекешевская -Ильичевская |
ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 26452-06 НКФ-110-57 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Сервер филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго», УСВ-1, Рег. № 28716-05 Сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт», УСВ-2, Рег. № 41681-10 |
|
16 |
ПС Бекешевская 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-243 Бекешевская - Учкекен |
ТФНД-110-II кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
17 |
ПС Зеленогорская 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-252 Зеленогорская -Учкекен |
ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 2793-88 |
НКФ-110-57 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 26452-06 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
18 |
ПС Зеленогорская 110 кВ, ВЛ-35 кВ Л-324 Зеленогорская -Учкекен |
ТФЗМ 35А-У1 кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 26417-06 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 кт.н. 35000/100 Рег. № 19813-00 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
19 |
ПС Зеленогорская 110 кВ, ВЛ-35 кВ Л-325 Зеленогорская - Кичи-Балык |
ТФЗМ 35А-У1 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 26417-06 ТФН-35М кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 3690-73 |
НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 кт.н. 35000/100 Рег. № 19813-00 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
20 |
ПС Зеленогорская 110 кВ, ОВ-110 кВ |
ТФНД-110 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 26452-06 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Сервер филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго», УСВ-1, Рег. № 28716-05 Сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт», УСВ-2, Рег. № 41681-10 |
|
21 |
ПС Новая Деревня 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-200 Новая Деревня - Эркен-Шахар |
ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 26420-04 |
НКФ-110-57 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
22 |
ПС Новая Деревня 110 кВ, ВЛ-35 кВ Л-623 Новая Деревня - Эрсакон |
ТФЗМ-35Б кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 кт.н. 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
23 |
ПС Беломечетская 35 кВ, ВЛ-35 кВ Л-607 Беломечетская-Эркен-Шахар |
ТФН-35М кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 3690-73 ТФЗМ-35А-У1 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 кт.н. 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
24 |
ПС Дивное 110 кВ, ВЛ-110 кВ Дивное-Володаровская |
ТФНД-110М кл.т. 0,5 кт.т. 300/5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-57 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/ 100:^3 Рег. № 14205-94 НКФ-110 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/ 100:^3 Рег. № 26452-06 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
25 |
ПС Колодезная 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-76 Колодезная -Черноземельская |
ТВГ-110 кл.т. 0,5S кт.т. 400/5 Рег. № 22440-07 |
НКФ-110-57 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Сервер филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго», УСВ-1, Рег. № 28716-05 Сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт», УСВ-2, Рег. № 41681-10 |
|
26 |
ПС Колодезная 110 кВ, М2-110 кВ |
ТВГ-110 кл.т. 0,2S кт.т. 400/5 Рег. № 22440-07 |
НКФ-110-57 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
27 |
ПС Арзгир 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-82 Арзгир - Южная |
ТФН-110 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 652-50 |
НКФ-110-57 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
28 |
ПС Арзгир 110 кВ, М2-110 кВ |
ТФН-110 кл.т. 0,5 кт.т. 600/5 Рег. № 652-50 |
НКФ-110-83 кл.т. 0,5 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
29 |
ПС Малая Джалга 35 кВ, ВЛ-35 кВ Л-426 Малая Джалга - Красномихайлов-ка |
ТФН-35М кл.т. 0,5 кт.т. 75/5 Рег. № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 кт.н. 35000:^3/100:^3 Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
30 |
ПС Рагули 110 кВ, ВЛ-110 кВ ПС НПС 3 - ПС Рагули 110 кВ |
ТВГ-110 кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Рег. № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | |
|
31 |
ПС Рагули 110 кВ, М2-ВЛ 110 кВ |
ТВГ-110 кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Рег. № 22440-07 |
НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 кт.н. 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УСВ-1, УСВ-2 на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
COSф |
Пределы допу измерении ai применения А |
^скаемой относительной погрешности ИИК при стивной электроэнергии в рабочих условиях ИИС КУЭ (5), % | ||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1, 2, 7, 8, 11 - 24, 27 -29 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,9 |
- |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
|
0,8 |
- |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
|
0,5 |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
|
3, 4, 26 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,3 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
0,7 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
5, 6, 25 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,4 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
9, 10 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
- |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
|
0,9 |
- |
±2,3 |
±1,3 |
±1,1 | |
|
0,8 |
- |
±2,8 |
±1,6 |
±1,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,5 |
±1,9 |
±1,4 | |
|
0,5 |
- |
±5,4 |
±2,8 |
±2,0 | |
|
30, 31 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) |
1,0 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,3 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,4 |
±1,0 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±2,1 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % | |||
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %— I изм< I 20 % |
I 20 %— I изм< I 100 % |
I100 %— I изм— I 120 % | ||
|
1, 2, 7, 8, 11 - 24, 27 -29 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
0,9 |
- |
±6,7 |
±3,8 |
±3,0 |
|
0,8 |
- |
±4,8 |
±2,9 |
±2,4 | |
|
0,7 |
- |
±3,9 |
±2,5 |
±2,1 | |
|
0,5 |
- |
±3,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
|
3, 4, 26 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±3,2 |
±2,8 |
±2,3 |
±2,3 |
|
0,8 |
±2,7 |
±2,4 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
0,7 |
±2,5 |
±2,3 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±2,3 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
5, 6, 25 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±6,0 |
±4,0 |
±3,0 |
±3,0 |
|
0,8 |
±4,3 |
±3,1 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
0,5 |
±3,0 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
9, 10 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5) |
0,9 |
- |
±6,5 |
±3,6 |
±2,8 |
|
0,8 |
- |
±4,7 |
±2,7 |
±2,2 | |
|
0,7 |
- |
±3,9 |
±2,4 |
±2,0 | |
|
0,5 |
- |
±3,1 |
±2,0 |
±1,8 | |
|
30, 31 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) |
0,9 |
±2,9 |
±2,5 |
±2,0 |
±2,0 |
|
0,8 |
±2,5 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
0,7 |
±2,4 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с | |||||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
|
ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
коэффициент мощности cos ф |
0,9 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 30 до 80 |
|
Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
ток, % от Ihom для ИИК 3, 4 - 6, 25, 26, 30, 31 |
от 1 до 120 |
|
ток, % от Ihom для ИИК 1, 2, 7 - 24, 27 - 29 |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +50 |
|
температура окружающей среды для счетчиков, УСПД, УСВ-1, УСВ-2, °С |
от +5 до +35 |
|
относительная влажность воздуха при +25 °С, % |
от 75 до 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСВ-1, УСВ-2: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее Серверы: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113,7 10 45 5 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты: параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД.
Наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии;
пароль на УСПД;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВГ-110 |
12 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ-35 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110Б |
21 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 35А-У1 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФН-35М |
10 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-35Б |
7 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФН-110 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110 |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110-П |
3 шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-110М |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
18 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ-10 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
1 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
4 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
9 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 |
19 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-83 |
5 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НОЛ-СЭЩ-10 |
3 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НОМ-35-66 |
2 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
31 шт. |
|
Сервер филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго» |
- |
1 шт. |
|
Сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт» |
- |
1 шт. |
|
УСПД |
СИКОН С70 |
14 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
1 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 шт. |
|
Методика поверки |
РТ-МП-5882-500-2019 |
1 экз. |
|
Паспорт-формуляр |
ЭССО.411711.АИИС.966 ПФ |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5882-500-2019 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт». Методика поверки.», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.04.2019 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;
УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки 237 00.001МП» утверждённым ФГУП ВНИИФТРИ 12.05.2010.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений
№ 0007/2019-01.00324-2011 от 22.03.2019 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
Смотрите также
