|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Ставропольэнергосбыт" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 966 |
| 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 30-минутные 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) | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | | 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) | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | | 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) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | | 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.
|
| Метрологические и 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 | НаименованиеИИК | Состав ИИК АИИС КУЭ | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 1 | ПС Затеречная 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-123 Ищерская - Затеречная | ТФЗМ-110Бкл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 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.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 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-110Бкл.т. 0,5кт.т. 300/5Рег. № 2793-88 | | 3 | ПС Ачикулак 110 кВ, Т-31 ввод 35 кВ | ТОЛ-СЭЩ-35кл.т. 0,2Sкт.т. 300/5Рег. № 51623-12 | НАМИ-35 УХЛ1кл.т. 0,5кт.н. 35000/100Рег. № 19813-00 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 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 УХЛ1кл.т. 0,5кт.н. 35000/100Рег. № 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-10кл.т. 0,5Sкт.т. 800/5Рег. № 25433-11 | НОЛ-СЭЩ-10кл.т. 0,5кт.н. 10000/100Рег. № 35955-07 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | | 6 | ПС Ачикулак 110 кВ, Т-102 ввод 10 кВ | ТЛО-10кл.т. 0,5Sкт.т. 800/5Рег. № 25433-11 | НАЛИ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5кт.н. 10000/100Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | | 7 | ПС Каясула 110 кВ, Т-31 ввод 35 кВ | ТФЗМ-35Бкл.т. 0,5кт.т. 100/5Рег. № 3689-73 | ЗНОМ-35-65
кл.т. 0,5
кт.н. 35000:√3/100:√3
Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | | 8 | ПС Каясула 110 кВ, Т-32 ввод 35 кВ | ТФН-35Мкл.т. 0,5кт.т. 150/5Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65кл.т. 0,5кт.н. 35000:√3/100:√3Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 9 | ПС Каясула 110 кВ, Т-101 ввод 10 кВ | ТОЛ-10кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 6009-77 | НАМИ-10кл.т. 0,2кт.н. 10000/100Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 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-10кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 6009-77 | НАМИ-10кл.т. 0,2кт.н. 10000/100Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | 11 | ПС Галюгаевская 35 кВ, ВЛ-35 кВ Л-583 Ищерская - Галюгаевская | ТФЗМ-35Бкл.т. 0,5кт.т. 150/5Рег. № 3689-73 | НОМ-35-66
кл.т. 0,5
кт.н. 35000/100
Рег. № 187-70 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | | 12 | ПС Затеречная 110 кВ, ВЛ-35 кВ Л-527 Затеречная - Южно-Сухокумск | ТФН-35Мкл.т. 0,5кт.т. 100/5Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65
кл.т. 0,5
кт.н. 35000:√3/100:√3
Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | | 13 | ПС Затеречная 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-88 Затеречная - Южно-Сухокумск | ТФЗМ-110Бкл.т. 0,5кт.т. 300/5Рег. № 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.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | | 14 | ПС Суворовская 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-247 Суворовская - Октябрьская | ТФЗМ-110Бкл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 2793-88 | НКФ-110
кл.т. 0,5
кт.н. 110000:√3/100:√3
Рег. №
26452-06 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 15 | ПС Бекешевская 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-96 Бекешевская - Ильичевская | ТФЗМ-110Бкл.т. 0,5кт.т. 300/5Рег. № 2793-88 | НКФ-110
кл.т. 0,5кт.н. 110000:√3/100:√3Рег. № 26452-06
НКФ-110-57
кл.т. 0,5кт.н. 110000:√3/100:√3Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 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-IIкл.т. 0,5кт.т. 300/5Рег. № 2793-71 | НКФ-110-57кл.т. 0,5кт.н. 110000:√3/100:√3Рег. № 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-110Бкл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 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.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | | 18 | ПС Зеленогорская 110 кВ, ВЛ-35 кВ Л-324 Зеленогорская - Учкекен | ТФЗМ 35А-У1кл.т. 0,5кт.т. 300/5Рег. № 26417-06 | НАМИ-35 УХЛ1
кл.т. 0,5
кт.н. 35000/100
Рег. № 19813-00 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | | 19 | ПС Зеленогорская 110 кВ, ВЛ-35 кВ Л-325 Зеленогорская - Кичи-Балык | ТФЗМ 35А-У1кл.т. 0,5кт.т. 200/5Рег. № 26417-06
ТФН-35М
кл.т. 0,5кт.т. 200/5
Рег. № 3690-73 | НАМИ-35 УХЛ1
кл.т. 0,5
кт.н. 35000/100
Рег. № 19813-00 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 20 | ПС Зеленогорская 110 кВ, ОВ-110 кВ | ТФНД-110кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 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.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 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-110Бкл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 26420-04 | НКФ-110-57
кл.т. 0,5
кт.н. 110000:√3/100:√3
Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | | 22 | ПС Новая Деревня 110 кВ, ВЛ-35 кВ Л-623 Новая Деревня - Эрсакон | ТФЗМ-35Бкл.т. 0,5кт.т. 200/5Рег. № 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-35Мкл.т. 0,5кт.т. 200/5Рег. № 3690-73
ТФЗМ-35А-У1кл.т. 0,5кт.т. 200/5Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65
кл.т. 0,5
кт.н. 35000:√3/100:√3
Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | | 24 | ПС Дивное 110 кВ, ВЛ-110 кВ Дивное-Володаровская | ТФНД-110Мкл.т. 0,5кт.т. 300/5Рег. № 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.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 25 | ПС Колодезная 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-76 Колодезная - Черноземельская | ТВГ-110кл.т. 0,5Sкт.т. 400/5Рег. № 22440-07 | НКФ-110-57
кл.т. 0,5
кт.н. 110000:√3/100:√3
Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 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-110кл.т. 0,2Sкт.т. 400/5Рег. № 22440-07 | НКФ-110-57
кл.т. 0,5
кт.н. 110000:√3/100:√3
Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | | 27 | ПС Арзгир 110 кВ, ВЛ-110 кВ Л-82 Арзгир - Южная | ТФН-110кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 652-50 | НКФ-110-57
кл.т. 0,5
кт.н. 110000:√3/100:√3
Рег. №
14205-94
НКФ-110-83
кл.т. 0,5
кт.н. 110000:√3/100:√3
Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | | 28 | ПС Арзгир 110 кВ, М2-110 кВ | ТФН-110кл.т. 0,5кт.т. 600/5Рег. № 652-50 | | 29 | ПС Малая Джалга 35 кВ, ВЛ-35 кВ Л-426 Малая Джалга - Красномихайловка | ТФН-35Мкл.т. 0,5кт.т. 75/5Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65
кл.т. 0,5
кт.н. 35000:√3/100:√3
Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | | 30 | ПС Рагули 110 кВ, ВЛ-110 кВ ПС НПС 3 - ПС Рагули 110 кВ | ТВГ-110кл.т. 0,2Sкт.т. 600/5Рег. № 22440-07 | НАМИ-110 УХЛ1кл.т. 0,2кт.н. 110000:√3/100:√3Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 36697-17 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | | 31 | ПС Рагули 110 кВ, М2-ВЛ 110 кВ | ТВГ-110кл.т. 0,2Sкт.т. 600/5Рег. № 22440-07 | НАМИ-110 УХЛ1кл.т. 0,2кт.н. 110000:√3/100:√3Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03Мкл.т. 0,2S/0,5Рег. № 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 | cosφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ ( | | 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 | | 3, 4, 26
(ТТ 0,2S; ТН 0,5;
Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | | 5, 6, 25
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 | | 9, 10
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Счетчик 0,2S) | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | | 30, 31
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 | | Номер ИИК | cosφ | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ ( | | 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 | | 3, 4, 26
(ТТ 0,2S; ТН 0,5;
Счетчик 0,5) | 0,9 | ±3,2 | ±2,8 | ±2,3 | ±2,3 | | 5, 6, 25
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 0,5) | 0,9 | ±6,0 | ±4,0 | ±3,0 | ±3,0 |
Продолжение таблицы 3
| 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 | | 30, 31
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Счетчик 0,5) | 0,9 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 | | 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 Uном
ток, % от Iном
частота, Гц
коэффициент мощности cos (
температура окружающей среды, °С
относительная влажность воздуха при +25 (С, % | от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +15 до +25
от 30 до 80 | | Рабочие условия применения:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном для ИИК 3, 4 – 6, 25, 26, 30, 31
ток, % от Iном для ИИК 1, 2, 7 – 24, 27 – 29
коэффициент мощности
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды для счетчиков,
УСПД, УСВ-1, УСВ-2, °С
относительная влажность воздуха при +25 (С, % | от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +50
от +5 до +35
от 75 до 98 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
УСВ-1, УСВ-2:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 220000
2
70000
2
35000
2 |
Продолжение таблицы 4
| 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.
|
| 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-II | 3 шт. |
Продолжение таблицы 5
| 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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоСнабСтройСервис»
(ООО «ЭССС»)
ИНН 7706292301
Адрес: 121500, г. Москва, Дорога МКАД 60 км, д.4А, офис 204
Телефон: +7 (4922) 47-09-37, 47-09-36
Факс: +7 (4922) 47-09-37
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве и Московской области»
(ФБУ «Ростест-Москва»)
Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект д. 31
Телефон: +7 (495) 544-00-00, +7 (499) 129-19-11
Факс: +7 (499) 124-99-96
E-mail: info@rostest.ru
Регистрационный номер RA.RU.310639 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
| |
