Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Костромская сбытовая компания"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 489 п. 01 от 16.04.2014Приказ 1086 п. 30 от 10.09.2013
Класс СИ 34.01.04
Примечание 16.04.2014 Внесены изменения в описание типа
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Костромская сбытовая компания» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

Первый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональный счетчик активной и реактивной электрической энергии (счетчик), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ПАО «Костромская сбытовая компания» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени УСВ-1 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28716-05 (Рег. № 28716-05), 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 основные задачи:

измерение 30-минутных приращение активной и реактивной электроэнергии;

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной информации, рассчитанной, замещенной и т. д.) в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

прием и обработка данных от смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений, входящим в сечения коммерческого учета с ПАО «Костромская сбытовая компания», данных о состоянии соответствующих средств измерений);

формирование актов учета перетоков и интегральных актов электроэнергии (направляемых коммерческому оператору оптового рынка) по сечениям между ПАО «Костромская сбытовая компания» и смежными субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности;

формирование отчетов в форматах XML-файлов 80020, 80030, 80040, 51070 а также в иных согласованных форматах;

передача результатов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным участникам оптового рынка электроэнергии;

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 ОАО «Костромская сбытовая компания»;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция часов АИИС КУЭ); ведение и передача журналов событий компонентов АИИС КУЭ.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации и без корректировки на величину потерь электроэнергии в электрических сетях. Счетчик автоматически ведет журнал событий.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения 30 мин. и журнал событий соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений передаются в кВт^ч (квар^ч).

Цифровой сигнал со значениями результатов измерений и информацией из журнала событий с выхода счетчика по линиям связи и далее через GSM-модем поступает на сервер АИИС КУЭ. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов, перевод измеренных значений в именованные физические величины, корректировку измеренных значений электроэнергии на величину потерь электроэнергии в электрических сетях, округление результатов измерений), формирование, хранение справочных и отчетных документов и последующую передачу информации по каналам связи Internet в АО «АТС» и смежным субъектам ОРЭМ в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.

Сервер АИИС КУЭ осуществляет импорт данных из XML-файлов 80020, 80030, 80040 с использованием канала связи сети Internet от смежных АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ (Таблица 1) в соответствии с кодами точек измерений, измерительных каналов, средств и объектов измерений и записывает 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии и журналы событий. Импортируемые данные сохраняются в базе данных (под управлением СУБД MS SQL Server). Обработка измерительной информации из XML-файлов 80020, 80040 (умножение на коэффициенты трансформации, округление результатов измерений) не производится. Полученные данные используются при формировании, оформлении справочных и отчетных документов и последующей передачи информации по каналам связи Internet в АО «АТС» и смежным субъектам ОРЭМ в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.

Возможет импорт данных в АИИС КУЭ из XML-файлов 80020, 80030, 80040 с использованием канала связи сети Internet от других смежных АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ.

Обмен данными между смежными АИИС КУЭ и АИИС КУЭ ОАО «Костромская сбытовая компания» производится по электронной почте по каналу связи Internet в формате XML-файлов 80020 и 80040 с результатами измерений (30-минутными приращениями активной и реактивной электроэнергии), и в формате XML-файлов 80030 с информацией о состоянии средств измерений (журналов событий) и объектов измерений. Результаты измерений передаются в целых кВтч (квар^ч).

Наименования смежных АИИС КУЭ, с которыми взаимодействует АИИС КУЭ ОАО «Костромская сбытовая компания», приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Наименования смежных АИИС КУЭ, с которыми взаимодействует АИИС КУЭ ОАО «Костромская сбытовая компания»

№ СИ

Наименование средств измерений утвержденного типа

Рег. №

1

АИИС ООО «Кроностар»

29871-05

2

АИИС КУЭ ООО «Ремтара»

36078-07

3

АИИС КУЭ ПС 500 кВ «Звезда»

38199-08

4

АИИС КУЭ Костромаэнерго-1

40020-08

5

АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Борок»

42091-09

6

АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10 кВ «Мантурово»

42092-09

7

АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ Мотордеталь»

42132-09

8

АИИС КУЭ тяговых подстанций Северной ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Костромской области

45307-10

9

АИИС КУЭ ОАО «Фанплит»

47558-11

10

АИИС КУЭ ООО «Омский стекольный завод»

46399-11

11

АИИС КУЭ тяговой подстанции «Космынино» Северной ЖД-филиала ОАО «РЖД» в границах Костромской области

50613-12

12

АИИС КУЭ Костромской ТЭЦ-1 и Костромской ТЭЦ-2

53652-13

13

АИИС КУЭ ОАО «Фанком»

54953-13

14

АИИС КУЭ тяговых подстанций Северной ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Костромской области

55737-13

15

АИИС КУЭ ЕНЭС 220 кВ "Галич"

57611-14

16

АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Кострома-2"

57612-14

17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети

59086-14

18

АИИС КУЭ ООО "Каскад-энергосбыт" - Регионы" (3 очередь)

60776-15

19

АИИС КУЭ АО Транссервисэнерго по группе объектов №1

65100-16

Серверное оборудование АИИС при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет прием, обработку полученной измерительной информации, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации путем межсерверного обмена в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Передача информации в адрес АО «АТС» осуществляется с электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ, а также в АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам ОРЭМ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде XML-файлов 80020, 80030, 80040, 51070. Результаты измерений передаются в целых кВт^ч (квар^ч).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ-1, счетчиков, сервера АИИС КУЭ. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-1.

Сравнение показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в день. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.

СОЕВ не осуществляет синхронизацию времени в компонентах смежных АИИС КУЭ. Синхронизация часов в компонентах смежных АИИС КУЭ производится в соответствии с Описаниями типа средств измерений и документацией смежных АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 2.

Таблица 2 - 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 программного обеспечения «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 3.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 4.

Таблица 3 - Состав ИИК АИИС КУЭ

№ ИИК

Диспетчерское наименование ИИК

Состав ИИК

Вид электро энергии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС 110/35/10 кВ КПД, Ввод Т-1 110 кВ

ТОГФ-110 кл.т. 0,2S 300/5

Зав. № 259

Зав. № 258

Зав. № 256 Рег. № 44640-11

ЗНГ-УЭТМ-110 кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Зав. № 388 Зав. № 387 Зав. № 389 Рег. № 53343-13

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808140534 Рег. № 36697-08

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Зав. № 1509 Рег. № 28716-05

Активная Реактивная

2

ПС 110/35/10 кВ КПД, Ввод Т-2 110 кВ

ТОГФ-110 кл.т. 0,2S 300/5

Зав. № 266

Зав. № 261

Зав. № 257 Рег. № 44640-11

ЗНГ-УЭТМ-110 кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Зав. № 717 Зав. № 718 Зав. № 719 Рег. № 53343-13

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808140151 Рег. № 36697-08

Активная Реактивная

3

ПС 110/35/6 кВ СУ ГРЭС, Ввод Т-1 110 кВ

ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 60503 Зав. № 60549 Рег. № 2793-88

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 1858 Зав. № 1868 Зав. № 2730 Рег. № 24218-08

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01056434 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

4

ПС 110/35/6 кВ СУ ГРЭС, Ввод Т-2 110 кВ

ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 60119 Зав. № 60067 Рег. № 2793-88

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 906 Зав. № 904 Зав. № 912 Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №01056441 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

5

ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ВЛ-110 кВ Нерехта-1 (Нерехта-Лютово)

ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 300/1 Зав. № 1305 Зав. № 2555 Зав. № 2590 Рег. № 23256-05

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № 1263 Зав. № 1232 Зав. № 1220 Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12047021 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

6

ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ВЛ-110 кВ Нерехта-Писцово

ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 300/1 Зав. № 2475 Зав. № 2470 Зав. № 2564 Рег. № 23256-05

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № 1263 Зав. № 1232 Зав. № 1220 Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 02059452 Рег. № 27524-04

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Зав. № 1509 Рег. № 28716-05

Активная Реактивная

7

ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ВЛ-110 кВ Нерехта-Клементьево

ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 300/1 Зав. № 2477 Зав. № 2560 Зав. № 2569 Рег. № 23256-05

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № 1216 Зав. № 1218 Зав. № 1217 Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104060151 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

8

ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ВЛ-110 кВ Нерехта-2 (Нерехта-Ярцево)

ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 300/1 Зав. № 2463 Зав. № 2585 Зав. № 2559 Рег. № 23256-05

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав. № 1216 Зав. № 1218 Зав. № 1217 Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 02059403 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

9

ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ВЛ-35 кВ Нерехта-Рождествено

ТГМ-35 УХЛ1 Зав. № 226 Зав. № 225

Рег. № 41967-09 ТБМО-35 УХЛ1 Зав. № 05

Рег. № 33045-06 кл.т. 0,2S 100/1

НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 212

Рег. № 19813-05

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12045165 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

10

ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ВЛ-35 кВ Нерехта-Смирновская

ТБМО-35 УХЛ1 кл.т. 0,2S 200/1 Зав. № 08 Зав. № 57 Зав. № 09

Рег. № 33045-06

НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 35000/100 Зав. № 203 Рег. № 19813-05

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12045205 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

11

ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ЗРУ-10 кВ, 1СШ, ф. 10-11

ТВЛМ-10 Зав. № 08198 Зав. № 01609 Рег. № 1856-63 ТЛМ-10 Зав. № 1361 Рег. № 2473-05 кл.т. 0,5 300/5

НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 10000/100

Зав. № 45685 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107081893 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

12

ПС 110/35/10/6 кВ Нерехта-1, ЗРУ-10 кВ, 2СШ, ф. 10-12

ТЛМ-10 Зав. № 7906 Зав. № 2986 Рег. №2473-00 ТВЛМ-10 Зав. № 1399 Рег.№ 1856-63 кл.т. 0,5 300/5

НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 7608 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12040310 Рег. № 27524-04

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Зав. № 1509 Рег. № 28716-05

Активная Реактивная

13

ПС 110/27,5/10 кВ Буй (т), ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Халдеево-Буй (т)

ТГФ-110

кл.т. 0,5 600/5

Зав. № 530

Зав. № 531

Зав. № 532

Рег. № 16635-02

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 1104 Зав. № 1102 Зав. № 1097 Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12040210 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

14

ПС 110/27,5/10 кВ Поназы-рево (т), ВЛ110 кВ По-назырево -Ацвеж

ТГФ-110 кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 538 Зав. № 536 Зав. № 534 Рег. № 16635-02

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 1113 Зав. № 1101 Зав. № 1112 Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01056448 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

15

ПС 110/27,5/10 кВ Поназы-рево (т), ВЛ110 кВ По-назырево -Г остовская

ТГФ-110

кл.т. 0,5 600/5

Зав. № 537

Зав. № 533

Зав. № 535

Рег. № 16635-02

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 1113 Зав. № 1101 Зав. № 1112 Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 02059410 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

16

ПС 110/27,5/10 кВ Поназы-рево (т), ОМВ-110 кВ

ТГФ-110

кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 541 Зав. № 543 Зав. № 540 Рег. № 16635-02

НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 1115 Зав. № 1110 Зав. № 1107 Рег. № 24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0104064195 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

17

ПС 110/10 кВ Г ригор-цево, Ввод 110 кВ

ТОГФ-110 кл.т. 0,2S 50/5

Зав. № 941

Зав. № 948

Зав. № 945 Рег. № 44640-11

НКФ 110-83 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 37180 Зав. № 37294 Зав. № 37329 Рег. № 1188-84

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 02052066 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

18

ПС 110/10 кВ Клемен-тьево, Ввод Т-1 110 кВ

ТОГФ-110 кл.т. 0,2S 50/5

Зав. № 946

Зав. № 943

Зав. № 947 Рег. № 44640-11

НКФ 110-83 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 21403 Зав. № 54517 Зав. № 56209 Рег. № 1188-84

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01056378 Рег. № 27524-04

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Зав. № 1509 Рег. № 28716-05

Активная Реактивная

19

ПС 110/35/10 кВ Александрово, ВЛ-110 кВ За-волжск-Александрово

ТФЗМ-110Б кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 47856 Зав. № 35562 Рег. № 2793-71

НКФ 110-57У1 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 9662 Зав. № 9559 Зав. № 9433 Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 12045155 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

20

ПС 110/35/10 кВ Павино, ВЛ110 кВ Па-вино-Никольск

ТБМО-110 УХЛ1 кл.т. 0,2S 150/1

Зав. № 3156 Зав. № 3512 Зав. № 3153 Рег. № 23256-05

НКФ-110

кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3

Зав. № 44995

Зав. № 45886

Зав. № 45155 Рег. № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0110068188 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

21

ПС 110/35/10 кВ Павино, ОМВ-110 кВ

ТФНД-110М кл.т. 0,5 300/5

Зав. № 51014

Зав. № 46604

Зав. № 46598

Рег. № 2793-71

НКФ-110 кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Зав. № 980213 Зав. № 996604 Зав. № 980226 Рег. № 26452-04

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 62050372 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

22

ПС 110/35/10 кВ Буй (р), ЗРУ 10 кВ, Ввод №1 10 кВ

ТОЛ-10

кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 45930 Зав. № 46721 Зав. № 40875 Рег. № 7069-02

НАМИ-10 кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 0142 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107081711 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

23

ПС 110/35/10 кВ Буй (р), ЗРУ 10 кВ, Ввод №2 10 кВ

ТОЛ-10

кл.т. 0,5 1500/5

Зав. № 3900

Зав. № 3744

Зав. № 3738 Рег. № 7069-02

НАМИ-10 кл.т. 0,2 10000/100 Зав. № 680 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107082303 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

24

ПС 110/35/27,5/1 0 кВ Нея, Ввод №1 27,5 кВ

ТБМО-35 УХЛ1 кл.т. 0,5S 500/1 Зав. № 46 Зав. № 45 Зав. № 48 Рег. № 33045-06

ЗНОМ-35У1 кл.т. 0,5 Зав. № 0812RT182 Рег.№ 51200-12 ЗНОЛ-35Ш кл.т. 0,5 27500/^3/100/^3 Зав. № 167 Рег.№ 21257-06 ЗНОЛ кл.т. 0,5 27500/^3/100/^3 Зав. № 8614 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107081879 Рег. № 27524-04

Сервер HP ProLiant DL360 G5 УСВ-1 Зав. № 1509 Рег. № 28716-05

Активная Реактивная

25

ПС 110/35/27,5/1 0 кВ Нея, Ввод №2 27,5 кВ

ТБМО-35 УХЛ1 кл.т. 0,5S 500/1 Зав. № 47 Зав. № 49 Зав. № 50 Рег. № 33045-06

ЗНОЛ кл.т. 0,5 27500/^3/100/^3 Зав. № 6572 Рег. № 46738-11 ЗНОЛ-35Ш кл.т. 0,5 27500/^3/100/^3 Зав. № 168 Зав. № 166 Рег. № 21257-06

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107081848 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

26

ПС 35/10 кВ Катунино, ВЛ-35 кВ Ветлуга-Катунино

ТФЗМ-35Б-1У1 кл.т. 0,5 50/5 Зав. № 21822 Зав. № 22040 Рег. № 3689-73

ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 35000/^3/100/^3 Зав. № 1287102 Зав. № 1287104 Зав. № 1126809 Рег. № 912-70

СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0401062441 Рег. № 27524-04

Активная Реактивная

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

cos ф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения 5, %

I1(2)— I изм< I 5 %

I5 %— I изм< I 20 %

I 20 %— I изм< I 100 %

1100 %— I изм— I 120 %

1, 2 (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

3, 4, 11 - 16, 19, 21, 26

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

-

±2,3

±1,7

±1,6

0,9

-

±2,7

±1,9

±1,8

0,8

-

±3,2

±2,2

±1,9

0,7

-

±3,9

±2,5

±2,1

0,5

-

±5,7

±3,4

±2,7

5 - 8 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S)

1,0

±1,9

±1,5

±1,5

±1,5

0,9

±2,0

±1,6

±1,5

±1,5

0,8

±2,1

±1,7

±1,6

±1,6

0,7

±2,3

±1,9

±1,7

±1,7

0,5

±2,7

±2,2

±1,9

±1,9

9, 10, 17, 18, 20 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

±2,0

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,1

±1,7

±1,6

±1,6

0,8

±2,2

±1,8

±1,7

±1,7

0,7

±2,4

±2,0

±1,8

±1,8

0,5

±2,9

±2,5

±2,2

±2,2

24, 25 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

±2,4

±1,7

±1,6

±1,6

0,9

±2,8

±2,0

±1,8

±1,8

0,8

±3,3

±2,2

±1,9

±1,9

0,7

±3,9

±2,5

±2,1

±2,1

0,5

±5,7

±3,5

±2,7

±2,7

22, 23 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S)

1,0

-

±2,1

±1,6

±1,4

0,9

-

±2,6

±1,7

±1,5

0,8

-

±3,1

±1,9

±1,6

0,7

-

±3,7

±2,2

±1,8

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

Номер ИИК

sin ф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения 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 (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

3, 4, 11 - 16, 19, 21, 26

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Счетчик 1,0)

0,9

-

±7,2

±4,5

±3,2

0,8

-

±5,3

±3,1

±2,6

0,7

-

±4,4

±2,7

±2,4

0,5

-

±3,6

±2,4

±2,2

5 - 8 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 1,0)

0,9

±10,8

±3,7

±2,5

±2,2

0,8

±8,5

±3,2

±2,2

±2,1

0,7

±7,5

±2,9

±2,1

±2,0

0,5

±6,6

±2,7

±2,0

±2,0

9, 10, 17, 18, 20 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,9

±10,9

±3,9

±2,9

±2,5

0,8

±8,5

±3,3

±2,4

±2,2

0,7

±7,6

±3,0

±2,2

±2,1

0,5

±6,7

±2,8

±2,1

±2,1

24, 25 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,9

±12,3

±4,9

±3,6

±3,2

0,8

±10,3

±3,8

±2,7

±2,6

0,7

±9,5

±3,4

±2,4

±2,4

0,5

±8,8

±3,0

±2,2

±2,2

22, 23 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0)

0,9

-

±7,1

±4,6

±3,9

0,8

-

±5,4

±3,8

±3,5

0,7

-

±4,7

±3,5

±3,3

0,5

-

±4,0

±3,2

±3,1

Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.

Примечания:

1 Погрешность измерений активной энергии и мощности 51(2)%P для cos9=1 нормируется от 11%, погрешность измерений 51(2)%P для cos9<1,0 нормируется от 12%.

2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3 В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

4 Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:

напряжение переменного тока питающей сети от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

сила переменного тока от 1ном до 1,2^Ihom;

температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С;

относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 °С.

5 Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:

напряжение переменного тока питающей сети 0,9^Uhom до 1,1 •Uhom;

сила переменного тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1, 2, 5 - 10, 17, 18, 20, 24, 25; сила переменного тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 3, 4, 11 - 16, 19, 21, 22, 23, 26;

относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 °С.

температура окружающей среды:

для счетчиков от плюс 5 до плюс 35 °С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;

6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 для ИИК № 1, 2; по ГОСТ 30206-94 для ИИК № 3 - 26, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 для ИИК №  1, 2; по

ГОСТ 26035-83 для ИИК № 3 - 26;

7 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 3. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «Костромская сбытовая компания» как его неотъемлемая часть.

8 Погрешность измерений активной и реактивной энергии рассчитана с учетом влияния метрологически значимой части программного обеспечения.

В связи с отсутствием обработки измерительной информации из XML-файлов 80020, 80040, получаемых от смежных АИИС КУЭ, погрешность измерений активной и реактивной энергии, полученных от смежных АИИС КУЭ, не изменяется.

Функции метрологически не значимой части программного обеспечения:

периодический (один раз в день) или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут) от счетчиков электрической энергии;

автоматическая регистрация событий в журнале событий;

импорт результатов измерений из XML-файлов 80020, 80040, полученных от других внешних АИИС КУЭ;

импорт событий и информации о состоянии средств измерений из XML-отчетов 80030, полученных от других смежных АИИС КУЭ с записью полученных данных в журнале событий, а также ввод информации от пользователя о состоянии объектов измерений и расчетных схем;

хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, объектов измерений и расчетных схем в специализированной базе данных;

автоматическое или по запросу формирование отчетов согласно требованиям получателей отчетов и регламентов ОРЭМ, в том числе в виде XML-файлов 80020, 80030, 80040, 51070, в виде электронных документов с таблицами, графиками и возможностью получения печатной копии;

использование средств электронной цифровой подписи для передачи отчетов в виде XML-файлов 80020, 80030, 80040, 51070 в адрес АО «АТС» и смежным субъектам ОРЭМ;

конфигурирования и параметрирование технических средств программного обеспечения;

предоставления пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа при помощи аутентификации компонентов и пользователей, разграничения прав пользователей и паролей;

мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.

Функции метрологически значимой части программного обеспечения: конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; обработка результатов измерений;

автоматическая синхронизация времени.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчик СЭТ-4ТМ.03 (Рег. № 27524-04) - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

счетчик СЭТ-4ТМ.03 (Рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчика Тв < 2 часа;

для сервера Тв < 1 часа;

для компьютера АРМ Тв < 1 часа;

для модема Тв < 1 часа.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

фактов параметрирования счетчика;

фактов пропадания напряжения по каждой фазе;

фактов перерывов питания счетчика;

фактов коррекции времени и величин времени после коррекции;

обобщенного события по результатам автоматической самодиагностики.

Наличие фиксации в журнале событий сервера следующих событий:

изменение значений результатов измерений;

изменение коэффициентов трансформации (ТТ и ТН);

фактов коррекции времени и величин времени после коррекции;

пропадание питания;

замена счетчика;

полученные с уровня ИИК журналы событий и событий из XML-файлов 80030 от смежных АИИС КУЭ.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количество

Трансформатор тока

ТОГФ-110

12 шт.

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б

6 шт.

Трансформатор тока

ТБМО-110 УХЛ1

15 шт.

Трансформатор тока

ТГМ-35 УХЛ1

2 шт.

Трансформатор тока

ТБМО-35 УХЛ1

10 шт.

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

3 шт.

Трансформатор тока

ТЛМ-10

3 шт.

Трансформатор тока

ТГФ-110

12 шт.

Трансформатор тока

ТФНД-110М

3 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-10

6 шт.

Трансформатор тока

ТФЗМ-35Б-1У1

2 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНГ-УЭТМ-110

6 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

30 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-35

2 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95

1 шт.

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

1 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ 110-83

6 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ 110-57У1

3 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ-110

6 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35У1

1 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

3 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-35Ш УХЛ1

3 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ

2 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

2 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.01

24 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

1 шт.

GSM-модем

Siemens MC-35

12 шт.

GSM-модем

iRZ MC52iT

1 шт.

Сервер

HP ProLiant DL360 G5

1 шт.

ИБП

UPS 1000VA Smart APC

1 шт.

Методика поверки

РТ-МП-4650-500-2017

1 шт.

Формуляр

ЭССО.411711.АИИС.116.ПФ

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4650-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Костромская сбытовая компания». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 14.09.2017 года.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

Лист № 15

Всего листов 16

счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;

УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;

Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный № 39952-08;

Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;

Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Рег. № 46656-11).

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.

Сведения о методах измерений

приведены в аттестованном документе.

Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Костромская сбытовая компания». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0097/2013-01.00324-2011 от 16.05.2013 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

Развернуть полное описание