Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Костромская сбытовая компания"
- ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:54806-13
- 25.08.24
- 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