Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Ставропольэнергосбыт" Нет данных, ГРСИ 75464-19
Номер госреестра:
75464-19
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Ставропольэнергосбыт"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 966
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 74343
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Ставропольэнергосбыт» (далее по тексту – АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание средства измерений
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 активнойиреактивной
электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства
приема-передачи данных.
второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себяустройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70
регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28822-05 (Рег. № 28822-05),
техническиесредства приема-передачиданных,каналысвязидляобеспечения
информационного взаимодействия между уровнями.
третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя
серверфилиалаПАО«МРСКСеверногоКавказа»-«Ставропольэнерго»,сервер
ПАО «Ставропольэнергосбыт», устройствасинхронизациивремени(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
кшкале координированноговремениUTC(SU), результатов измеренийприращений
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;
хранениерезультатовизмеренийиданныхосостояниисредствизмерений
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;
обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданных
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).
Лист № 2
Всего листов 13
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
электрическоготокаинапряжениявмикропроцессорахсчетчиковвычисляются
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
(всчетчикахкоэффициентытрансформациивыбраныравныеединице),хранение
измерительной информации и журналов событий, передачу результатов измерений на верхний
уровень АИИС КУЭ.
СерверфилиалаПАО«МРСКСеверногоКавказа»-«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.
Лист № 3
Всего листов 13
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 ПОПО «Пирамида 2000»
Идентификационное наименование ПО CalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)e55712d0b1b219065d63da949114dae4
Идентификационное наименование ПО CalcLeakage.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
Идентификационное наименование ПО CalcLosses.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
Идентификационное наименование ПО Metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Идентификационное наименование ПО ParseBin.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)6f557f885b
737261328
cd77805bd1ba7
Идентификационное наименование ПО ParseIEC.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)48e73a9283d1e
66494521
f63d00b0d9f
Идентификационное наименование ПО ParseModbus.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
Идентификационное наименование ПО ParsePiramida.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)ecf532935ca1a3fd
3215049
af1fd979f
Идентификационное наименование ПО SynchroNSI.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Идентификационное наименование ПО VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО3
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 13
Метрологические и технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
№ ИИК
1
ТФЗМ-110Б
кл.т. 0,5
кт.т. 600/5
Рег. №
2793-88
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
36697-17
2
НКФ-110-57
кл.т. 0,5
кт.н.
110000:√3/100:√3
Рег. № 14205-94
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
3
4
5
6
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
7
ТФЗМ-35Б
кл.т. 0,5
кт.т. 100/5
Рег. № 3689-73
8
ТФН-35М
кл.т. 0,5
кт.т. 150/5
Рег. № 3690-73
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
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
Состав ИИК АИИС КУЭ
Наименование
ИИК
ТТ
ТНСчетчикУСПДСервер
1
2
3
4
567
ПС Затеречная 110
кВ, ВЛ-110 кВ Л-
123 Ищерская - За-
теречная
ПС Затеречная 110
кВ, ВЛ-110 кВ Л-
124 Ищерская - За-
теречная
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
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ПС Ачикулак 110
кВ, Т-31 ввод 35 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ПС Ачикулак 110
кВ, Т-32 ввод 35 кВ
ТОЛ-СЭЩ-35
кл.т. 0,2S
кт.т. 300/5
Рег. № 51623-12
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
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
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
ПС Ачикулак 110
кВ, Т-102 ввод 10
кВ
ТЛО-10
кл.т. 0,5S
кт.т. 800/5
Рег. № 25433-11
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ПС Каясула 110
кВ, Т-31 ввод 35 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ПС Каясула 110
кВ, Т-32 ввод 35 кВ
НАЛИ-СЭЩ-10
кл.т. 0,5
кт.н. 10000/100
Рег. № 51621-12
ЗНОМ-35-65
кл.т. 0,5
кт.н.
35000:√3/100:√3
Рег. № 912-70
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
Лист № 5
Всего листов 13
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
11
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
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
12
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
13
ТФЗМ-110Б
кл.т. 0,5
кт.т. 300/5
Рег. № 2793-88
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
14
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
Сервер филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго»,
УСВ-1, Рег. № 28716-05
Сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт», УСВ-2, Рег. № 41681-10
567
кВ
кл.т. 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
кВ
кл.т. 0,5
Продолжение таблицы 2
123
ПС Каясула 110
ТОЛ-10
9 кВ, Т-101 ввод 10
кт.
т
. 600
/
5
Рег. № 6009-77
ПС Каясула 110
ТОЛ-10
10 кВ, Т-102 ввод 10
кт.
т
. 600
/
5
Рег. № 6009-77
4
НАМИ-10
кл.т. 0,2
кт.н. 10000/100
Рег. № 11094-87
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
ПС Галюгаевская
35 кВ, ВЛ-35 кВ Л-
583 Ищерская - Га-
люгаевская
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ПС Затеречная 110
кВ, ВЛ-35 кВ Л-
527 Затеречная -
Южно-Сухокумск
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ПС Затеречная 110
кВ, ВЛ-110 кВ Л-
88 Затеречная -
Южно-Сухокумск
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
ПС Суворовская
110 кВ, ВЛ-110 кВ
Л-247 Суворовская
- Октябрьская
Лист № 6
Всего листов 13
15
16
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
17
18
19
НАМИ-35 УХЛ1
кл.т. 0,5
кт.н. 35000/100
Рег. № 19813-00
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
1
Продолжение таблицы 2
23
567
ПС БекешевскаяТФЗМ-110Б
110 кВ, ВЛ-110 кВ кл.т. 0,5
Л-96 Бекешевская - кт.т. 300/5
ИльичевскаяРег. № 2793-88
4
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
ПС БекешевскаяТФНД-110-II
110 кВ, ВЛ-110 кВ кл.т. 0,5
Л-243 Бекешевскаякт.т. 300/5
- УчкекенРег. № 2793-71
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ПС ЗеленогорскаяТФЗМ-110Б
110 кВ, ВЛ-110 кВ кл.т. 0,5
Л-252 Зеленогор- кт.т. 600/5
ская - УчкекенРег. № 2793-88
НКФ-110-57
кл.т. 0,5
кт.н.
110000:√3/100:√3
Рег. № 14205-94
НКФ-110-57
кл.т. 0,5
кт.н.
110000:√3/100:√3
Рег. № 14205-94
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
ПС Зеленогорская
110 кВ, ВЛ-35 кВ
Л-324 Зеленогор-
ская - Учкекен
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
ПС Зеленогорская
110 кВ, ВЛ-35 кВ
Л-325 Зеленогор-
ская - Кичи-Балык
ТФЗМ 35А-У1
кл.т. 0,5
кт.т. 300/5
Рег. № 26417-06
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
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
Лист № 7
Всего листов 13
20
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
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
21
ТФЗМ-110Б
кл.т. 0,5
кт.т. 600/5
Рег. № 26420-04
22
ТФЗМ-35Б
кл.т. 0,5
кт.т. 200/5
Рег. № 3689-73
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
23
ЗНОМ-35-65
кл.т. 0,5
кт.н.
35000:√3/100:√3
Рег. № 912-70
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
24
ТФНД-110М
кл.т. 0,5
кт.т. 300/5
Рег. № 2793-71
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
Продолжение таблицы 2
1234567
ПС Зеленогорская
110 кВ, ОВ-110 кВ
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ПС Новая Деревня
110 кВ, ВЛ-110 кВ
Л-200 Новая Де-
ревня - Эркен-
Шахар
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ПС Новая Деревня
110 кВ, ВЛ-35 кВ
Л-623 Новая Де-
ревня - Эрсакон
НКФ-110-57
кл.т. 0,5
кт.н.
110000:√3/100:√3
Рег. № 14205-94
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
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
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ПС Дивное 110 кВ,
ВЛ-110 кВ Дивное-
Володаровская
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
Лист № 8
Всего листов 13
25
26
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
27
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
36697-17
28
ТФН-110
кл.т. 0,5
кт.т. 600/5
Рег. № 652-50
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
29
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
СИКОН С70
Рег. № 28822-05
30
ТВГ-110
кл.т. 0,2S
кт.т. 600/5
Рег. № 22440-07
31
ТВГ-110
кл.т. 0,2S
кт.т. 600/5
Рег. № 22440-07
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
1
Продолжение таблицы 2
23
567
ПС Колодезная 110ТВГ-110
кВ, ВЛ-110 кВ Л- кл.т. 0,5S
76 Колодезная - кт.т. 400/5
ЧерноземельскаяРег. № 22440-07
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ТВГ-110
ПС Колодезная 110кл.т. 0,2S
кВ, М2-110 кВ кт.т. 400/5
Рег. № 22440-07
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
кл.т. 0,5
кт.т. 600/5
ПС Арзгир 110 кВ,
ТФН-110
ВЛ-110 кВ Л-82
Арзгир - Южная
Рег. № 652-50
ПС Арзгир 110 кВ,
М2-110 кВ
4
НКФ-110-57
кл.т. 0,5
кт.н.
110000:√3/100:√3
Рег. № 14205-94
НКФ-110-57
кл.т. 0,5
кт.н.
110000:√3/100:√3
Рег. № 14205-94
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.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ПС Малая Джалга
35 кВ, ВЛ-35 кВ Л-
426 Малая Джалга
- Красномихайлов-
ка
СЭТ-4ТМ.03М
кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
ПС Рагули 110 кВ,
ВЛ-110 кВ ПС
НПС 3 - ПС Рагули
110 кВ
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т. 0,2СЭТ-4ТМ.03М
кт.н. кл.т. 0,2S/0,5
110000:√3/100:√3 Рег. № 36697-17
Рег. № 24218-08
ПС Рагули 110 кВ,
М2-ВЛ 110 кВ
НАМИ-110 УХЛ1
кл.т. 0,2СЭТ-4ТМ.03М
кт.н. кл.т. 0,2S/0,5
110000:√3/100:√3 Рег. № 36697-17
Рег. № 24218-08
Примечания:
1Допускаетсязамена ТТ,ТН и счетчиков на аналогичныеутвержденных 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.
Лист № 9
Всего листов 13
Номер ИИКcosφ
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измеренииактивнойэлектроэнергииврабочихусловиях
применения АИИС КУЭ (
d
)
,
%
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
1 23456
1,0-±1,9±1,2±1,0
29
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 0,2S)
Номер ИИКcosφ
1, 2, 7, 8, 11 – 24, 27 –
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
1,0 ±1,3±1,0±0,9±0,9
3, 4, 260,9±1,4±1,1±1,0±1,0
(ТТ 0,2S; ТН 0,5;0,8±1,6±1,2±1,1±1,1
Счетчик 0,2S)
0,7±1,8±1,3±1,2±1,2
0,5±2,4±1,8±1,6±1,6
1,0±1,9±1,2±1,0±1,0
5, 6, 250,9±2,4±1,5±1,2±1,2
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;0,8±2,9±1,7±1,4±1,4
Счетчик 0,2S)
0,7±3,6±2,1±1,6±1,6
0,5±5,5±3,0±2,3±2,3
1,0 -±1,8±1,1±0,9
9, 100,9-±2,3±1,3±1,1
(ТТ 0,5; ТН 0,2;0,8-±2,8±1,6±1,2
Счетчик 0,2S)
0,7-±3,5±1,9±1,4
0,5-±5,4±2,8±2,0
1,0 ±1,2±0,8±0,8±0,8
30, 310,9±1,3±0,9±0,8±0,8
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;0,8±1,4±1,0±0,9±0,9
Счетчик 0,2S)
0,7 ±1,6 ±1,1 ±1,0 ±1,0
0,5 ±2,1 ±1,4 ±1,2 ±1,2
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при
измерении реактивнойэлектроэнергии в рабочихусловиях
применения АИИС КУЭ (
d
)
,
%
I
1(2)
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
0,9-±6,7±3,8±3,0
29 (ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 0,5)
3, 4, 26
(ТТ 0,2S; ТН 0,5;
Счетчик 0,5)
5, 6, 25
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Счетчик 0,5)
1, 2, 7, 8, 11 – 24, 27 –
0,8-±4,8±2,9±2,4
0,7-±3,9±2,5±2,1
0,5-±3,2±2,1±1,9
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
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
Лист № 10
Всего листов 13
9, 10
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Счетчик 0,5)
30, 31
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Счетчик 0,5)
Продолжение таблицы 3
1 23456
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
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.
от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +15 до +25
от 30 до 80
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
220000
2
70000
2
Значение
2
от +5 до +35
от 75 до 98
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИИК
Наименование характеристики
1
Нормальные условия применения:
параметры сети:
напряжение, % от U
ном
ток, % от I
ном
частота, Гц
коэффициент мощности cos
j
температура окружающей среды, °С
относительная влажность воздуха при +25
°
С, %
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, %
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
35000
2
Лист № 11
Всего листов 13
Продолжение таблицы 4
12
Глубина хранения информации
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее113,7
при отключении питания, лет, не менее 10
УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по
каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому
каналу, сут, не менее45
при отключении питания, лет, не менее 5
Серверы:
хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее3,5
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 средства измерений
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Обозначение
2
ТВГ-110
ТЛО-10
ТОЛ-10
ТОЛ-СЭЩ-35
ТФЗМ-110Б
ТФЗМ 35А-У1
ТФН-35М
ТФЗМ-35Б
ТФН-110
ТФНД-110
ТФНД-110-II
Количество
3
12 шт.
6 шт.
6 шт.
6 шт.
21 шт.
3 шт.
10 шт.
7 шт.
6 шт.
3 шт.
3 шт.
Лист № 12
Всего листов 13
23
ТФНД-110М 3 шт.
ЗНОМ-35-65 18 шт.
НАЛИ-СЭЩ-10 1 шт.
НАМИ-10 1 шт.
НАМИ-110 УХЛ1 6 шт.
НАМИ-35 УХЛ1 4 шт.
НКФ-110 9 шт.
НКФ-110-57 19 шт.
НКФ-110-83 5 шт.
НОЛ-СЭЩ-10 3 шт.
НОМ-35-66 2 шт.
СЭТ-4ТМ.03М31 шт.
-1 шт.
Продолжение таблицы 5
1
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии много-
функциональный
Сервер филиала ПАО «МРСК Северно-
го Кавказа» - «Ставропольэнерго»
Сервер ПАО «Ставропольэнергосбыт»
УСПД
Устройство синхронизации времени
Устройство синхронизации времени
Методика поверки
Паспорт-формуляр
-1 шт.
СИКОН С70 14 шт.
УСВ-1 1 шт.
УСВ-2 1 шт.
РТ-МП-5882-500-2019 1 экз.
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, утвер-
жденной 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;
приборкомбинированныйTesto622регистрационныйномервФедеральном
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.
Лист № 13
Всего листов 13
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии
(мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы
коммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ПАО«Ставропольэнергосбыт».
Свидетельство об аттестации методики (метода)измерений
№ 0007/2019-01.00324-2011 от 22.03.2019 г.
Нормативные 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
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
Изготовитель
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
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
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:
Регистрационный номер RA.RU.310639 в Реестре аккредитованных лиц в области
обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 56082-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Хабаровский НПЗ" | Нет данных | ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 77030-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС "Сунтар" | Нет данных | ПАО "Якутскэнерго", г.Якутск | 4 года | Перейти |
| 63286-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500 кВ "Южная" | Нет данных | ООО "Средневолжская Инжиниринговая Компания" (СВИК), г.Самара | 4 года | Перейти |
| 70103-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии станции катодной защиты Дзержинской ТЭЦ филиала "Нижегородский" ПАО "Т Плюс" | Филиал "Нижегородский" ПАО "Т Плюс", Московская обл. | 4 года | Перейти | |
| 72052-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЕвразЭнергоТранс" | Нет данных | АО "РЭС Групп", г.Владимир | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений