Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «АИИС-КТЭЦ»
| Номер в ГРСИ РФ: | 97083-25 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Сибирско-Уральская энергетическая компания" (АО "СУЭНКО"), г. Тюмень |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «АИИС-КТЭЦ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 97083-25 | ||||||
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «АИИС-КТЭЦ» | ||||||
| Приказы |
№2662 от
05.12.2025
— Об утверждении типов средств измерений
|
||||||
| Код идентификации производства |
ОС
СИ не соответствует критериям подтверждения производства на территории
РФ в соответствии с постановлением №719
|
||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | d2875e9d-3480-48c6-f566-ba35c5acc1f5 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
АО «СУЭНКО», РОССИЯ, 640003, Курганская обл., г. Курган, ул. Тимофея Невежина, д. 3
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке |
МП ЭПР-803-2025 Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "АИИС-КТЭЦ". Методика поверки
(с 05.12.2025)
|
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок |
Поверители
Скачать
|
97083-25: Описание типа
2025-97083-25.pdf
|
Скачать | 146.3 КБ | |
|
97083-25: Методика поверки
МП ЭПР-803-2025
2025-mp97083-25.pdf
|
Скачать | 4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «АИИС-КТЭЦ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), приемник временной синхронизации (ПВС) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя, серверное оборудование (сервер опроса и сервер базы данных (далее - сервер)) АО «СУЭНКО», программный комплекс (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление и хранение полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и ПВС. ПВС обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов УСПД с ПВС осуществляется в автоматическом режиме по протоколу NTP не реже 1 раза в час. Корректировка часов УСПД производится при расхождении часов УСПД с часами ПВС более ±0,1 с.
Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с часами УСПД более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами УСПД не менее ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ «АИИС-КТЭЦ» наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 01 указывается в паспорте-формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
pso_metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6C13139810A85B44F78E7E5C9A3EDB93 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэ нергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД / ПВС |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 1, ввод 10 кВ ТГ-4 |
ТПШФ Кл. т. 0,5 5000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; В; С |
НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
Сервер АО «СУ-ЭНКО» |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
2 |
Курганская ТЭЦ, ТГ-5 10 кВ |
ТПШФ Кл. т. 0,5 5000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; В; С |
НТМИ-10 У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | ||
|
3 |
Курганская ТЭЦ, ТГ-6 10 кВ |
ТШВ-15 Кл. т. 0,5 8000/5 Рег. № 1836-63 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-15-63 Кл. т. 0,5 10000/\3/100/\3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
4 |
Курганская ТЭЦ, ТГ-7 10 кВ |
ТШЛ20Б-1 Кл. т. 0,2 8000/5 Рег. № 4016-74 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-15-63 Кл. т. 0,5 10000/\3/100/\3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
0,9 1,6 |
1,6 2,8 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
5 |
Курганская ТЭЦ, ТГ-8 10 кВ |
ТШВ15 Кл. т. 0,2 8000/5 Рег. № 5718-76 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
Сервер АО «СУ-ЭНКО» |
Активна я Реактивн ая |
0,9 1,6 |
1,6 2,8 |
|
6 |
Курганская ТЭЦ, ТГ-9 10 кВ |
ТШВ15Б Кл. т. 0,2 8000/5 Рег. № 5719-76 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
0,9 1,6 |
1,6 2,8 | ||
|
7 |
Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-1 ТГ-6 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-15-63 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
8 |
Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-2 ТГ-6 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-15-63 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
9 |
Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-3 ТГ-7 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С |
ЗНОМ-15-63 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
10 |
Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-4 ТГ-8 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
11 |
Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-5 ТГ-9 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
Сервер АО «СУ-ЭНКО» |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
12 |
Курганская ТЭЦ, ввод 110 кВ РТСН № 1 |
ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-05 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | ||
|
13 |
Курганская ТЭЦ, ввод 110 кВ РТСН № 3 |
ТФНД-110М-П Кл. т. 0,5 1000/5 Рег. № 76445-19 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 87900-23 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | ||
|
14 |
Курганская ТЭЦ, ввод 110 кВ Т-3 |
ТФНД-110М Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С |
НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-05 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | ||
|
15 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 6 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | ||
|
16 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 8 |
ТПШФ Кл. т. 0,5 2000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
17 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 11 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
Сервер АО «СУ-ЭНКО» |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
18 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 16 |
ТПШФ Кл. т. 0,5 2000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | ||
|
19 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 18 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А ТОЛ 10 Кл. т. 0,5 1000/5 Рег. № 7069-79 Фазы: В; С |
НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | ||
|
20 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 26 |
ТПШФ Кл. т. 0,5 2000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | ||
|
21 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 27 |
ТОЛ 10 Кл. т. 0,5 1000/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
22 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 32 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
Сервер АО «СУ-ЭНКО» |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
23 |
Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 38 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
24 |
Курганская ТЭЦ, ввод 6 кВ Т1 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 2000/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 68841-17 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
0,9 1,5 |
1,6 3,4 | ||
|
25 |
Курганская ТЭЦ, ввод 6 кВ Т2 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 2000/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 68841-17 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
0,9 1,5 |
1,6 3,4 | ||
|
26 |
ПС 110 кВ КАВЗ, III с.ш. 10 кВ, яч. 31 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 | ||
|
27 |
ПС 110 кВ КАВЗ, III с.ш. 10 кВ, яч. 33 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
28 |
Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 37 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
Сервер АО «СУ-ЭНКО» |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
29 |
Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 63 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
30 |
Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 41 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 75/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
31 |
Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 1226 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
32 |
Курганская ТЭЦ, РУ-6 кВ Насосной осветленной воды, яч. 3 |
ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-13 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 | ||
|
33 |
Курганская ТЭЦ, РУ-6 кВ Циркнасосной № 1, яч. 11 |
ТЛК-СТ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А; С |
НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 Фазы: А; С |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Активна я Реактивн ая |
1,1 2,3 |
3,0 4,7 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
34 |
Курганская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ Пиковой котельной, п. 20 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 50/5 Рег. № 15174-06 Фазы: А; В; С |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
Сервер АО «СУ-ЭНКО» |
Активна я Реактивн ая |
0,9 1,9 |
2,9 4,7 |
|
35 |
Курганская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ Пиковой котельной, п. 22 |
ТТИ-А Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активна я Реактивн ая |
0,9 1,9 |
2,9 4,7 | ||
|
36 |
Курганская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ Разгрузустройства , п. 20 |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активна я Реактивн ая |
0,9 1,9 |
2,9 4,7 | ||
|
37 |
Курганская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ Разгрузустройства , п. 22 |
ТТЭ-А Кл. т. 0,5 150/5 Рег. № 67761-17 Фазы: А; В ТТИ-А Кл. т. 0,5 150/5 Рег. № 28139-12 Фазы: С |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Активна я Реактивн ая |
0,9 1,9 |
2,9 4,7 | ||
|
38 |
Курганская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, яч. 6 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 150/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 68841-17 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активна я Реактивн ая |
0,9 1,6 |
1,6 2,8 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
39 |
Курганская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, яч. 31 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 150/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 68841-17 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 |
Сервер АО «СУ-ЭНКО» |
Активна я Реактивн ая |
0,9 1,6 |
1,6 2,8 |
|
40 |
Курганская ТЭЦ, КРУН-6 кВ, яч. 16 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 100/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,5 6300/V3/100/V3 Рег. № 68841-17 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активна я Реактивн ая |
0,9 1,6 |
1,6 2,8 | ||
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±5 с | ||||||||
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 24, 25, 38 - 40 для силы тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 5 % от 1ном; cos ф = 0,8инд.
4 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 2 метрологических характеристик. Допускается замена ПВС и УСПД на аналогичные утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
40 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
сила тока, % от 1ном для ИК №№ 24, 25, 38 - 40 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
сила тока, % от 1ном для ИК №№ 24, 25, 38 - 40 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от -5 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от +5 до +35 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
|
Федеральном информационном фонде 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
|
Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
|
Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
для ПВС: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи с УСПД и со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПШФ |
12 |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТШВ-15 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТШВ15 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТШВ15Б |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ20Б-1 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПШЛ-10 |
15 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФНД-110М |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТФНД-110М-П |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
5 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
15 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока проходные |
ТПЛ-10-М |
2 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК-СТ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОП-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-А |
4 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТТЭ-А |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 У3 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НОМ-6 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-15-63 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
ЗНОЛП-ЭК |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 |
9 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
17 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
23 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Приемники временной синхронизации |
NVS-GNSS-MTA |
1 |
|
Серверы |
_ |
2 |
|
Паспорт-формуляр |
55181848.422222. 055.01 ПФ |
1 |
|
Методика поверки |
_ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ «АИИС-КТЭЦ», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312078.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Смотрите также
