Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Ленинградской обл. (ГТП Касимово-1, ГТП Касимово-2), г.Кронштадт (ГТП Лебяжье -тяговая), Ярославской обл. (ГТП Орион), Псковской
- ООО "Корпорация "ЭнергоСнабСтройСервис" (ЭССС), г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:58038-14
- 23.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Ленинградской обл. (ГТП Касимово-1, ГТП Касимово-2), г.Кронштадт (ГТП Лебяжье -тяговая), Ярославской обл. (ГТП Орион), Псковской
| Основные | |
| Тип | |
| Год регистрации | 2014 |
| Дата протокола | Приказ 1238 п. 12 от 05.08.2014 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Срок действия сертификата | .. |
| Страна-производитель | Россия |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Ленинградской области (ГТП Касимово-1, ГТП Касимово-2), г. Кронштадт (ГТП Лебяжье-тяговая), Ярославской области (ГТП Орион), Псковской области (ГТП ПС-53), Московской области (ГТП Войсковая часть 23449) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ, выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05), RTU-327 (Госреестр № 41907-09), RTU-325L (Госреестр № 37288-08) (для ИИК 7 - 14 функции ИВКЭ выполняет ИВК), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя серверы сбора данных (ССД) региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный серверы баз данных (СБД) ОАО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт», сервер ОАО «Ленэнерго», коммуникационный сервер (КС) ОАО «МОЭСК», СБД ОАО «МОЭСК», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройства синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), УСВ УССВ-35 HVS, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).
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. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч) передаются в целых числах.
ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт» по радиотелефонной связи стандарта GSM в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD опрашивают счетчики ИИК 7 - 14 и считывают с них 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, параметры электросети, а также журналы событий. ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляют обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Оборонэнергосбыт» (основной канал) либо по электронной почте путем отправки файла с данными, оформленными в соответствии с протоколом «Пирамида» (резервный канал).
На ПС-607 «Касимово» 35/6 кВ, ПС № 412 Лебяжье-тяговая 110/10 кВ, ПС №765 «Се-неж» 110/10/6 кВ и ПС № 328 «Ожогино» 110/10 кВ установлены УСПД, которые один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики ИИК 1 - 6, 15 - 17, также в них осуществляется вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчиках коэффициенты трансформации выбраны равными единице, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.
Сервер ОАО «Ленэнерго» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД ИИК 1 - 4 и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.
СБД ОАО «РЖД» с периодичностью один раз в сутки, по GSM-каналу, опрашивают УСПД ИИК 5, 6 и считывают с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.
СБД ОАО «РЖД» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на СБД ООО «Русэнергосбыт».
КС ОАО «МОЭСК» с периодичностью раз в сутки опрашивает УСПД ИИК 15 - 17 и считывает 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения передаются в СБД ОАО «МОЭСК».
Сервер ОАО «Ленэнерго», СБД ООО «Русэнергосбыт», СБД ОАО «МОЭСК» в автоматическом режиме один раз в сутки формируют отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020) и отправляют данные коммерческого учета на СБД ОАО «Оборонэнергосбыт». СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» сохраняет вложения электронных сообщений, получаемых от сервера ОАО «Ленэнерго», СБД ООО «Русэнергосбыт», СБД ОАО «МОЭСК» на жесткий диск с последующим импортом информации в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации всем заинтересованным субъектам (ОАО «АТС») в рамках согласованного регламента.
АРМ, установленные в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Оборон-энергосбыт», считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, серверов.
Сравнение показаний часов СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт» и УСВ УССВ-35 HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт» и УСВ УССВ-35 HVS осуществляется независимо от показаний часов СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт» и УСВ УССВ-35 HVS.
Сравнение показаний часов сервера ОАО «Ленэнерго», СБД ОАО «МОЭСК» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера ОАО «Ленэнерго», СБД ОАО «МОЭСК» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов сервера ОАО «Ленэнерго», СБД ОАО «МОЭСК» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» и сервера БД ОАО «МОЭСК» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» и сервера БД ОАО «МОЭСК» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт» и УСВ-2.
Сравнение показаний часов УСПД RTU-327 и СБД ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи. Синхронизация часов УСПД и СБД ОАО «РЖД» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и СБД ОАО «РЖД» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД RTU-325L и коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» происходит при каждом сеансе связи. Синхронизация часов УСПД RTU-325L и коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД RTU-325L и коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК»на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД СИКОН С70 и УСВ-1 осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УСВ-1 осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-1 на величину более чем ± 500 мс.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 6, 15 - 17 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 7 - 14 и ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт» происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 7 - 14 и ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 7 - 14 и ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт» на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| BLD.dll | Версия 8 | 58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 | MD5 |
| cachect.dll | 7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d | ||
| Re-gEvSet4tm.dll | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 | ||
| caches 1.dll | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb | ||
| cacheS10.dll | 6802cbdeda81efea2b 17145ff22efOO | ||
| siconsl0.dll | 4b0ea7c3e50a73099fc9908fc785cb45 | ||
| sicons50.dll | 8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 | ||
| comrs232.dll | bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf | ||
| dbd.dll | feO5715defeec25eO62 245268ea0916a | ||
| ESClient ex.dll | 27c46d43bllca3920c f2434381239d5d | ||
| filemap.dll | C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e | ||
| plogin.dll | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f76131 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК | Вид электроэнергии | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ | ИВК | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС-607 "Касимово" 35/6 кВ, РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 607-12 | ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 17239; 17240;17241 Госреестр № 25433-08 | ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2 кл.т.0,2 Ктн = 6000/100 Зав. № 562 Госреестр № 4074009 | КИПП-2М Кл.т.0^/0,5 Зав. № 101061 Госреестр № 41436-09 | СИКОН С70 Зав. № 03925 Госреестр № 28822-05 | ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт», сервер ОАО «Ленэнерго», коммуникационный сервер (КС) ОАО «МОЭСК», СБД ОАО «МОЭСК» | активная реактивная |
| 2 | ПС-607 "Касимово" 35/6 кВ, РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 607-11 | ТЛО-10 кл. т. 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 17242; 17243; 17244 Госреестр № 25433-08 | КИПП-2М Кл.т.0^/0,5 Зав. № 101063 Госреестр № 41436-09 | активная реактивная | |||
| 3 | ПС-607 "Касимово" 35/6 кВ, РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 607-23 | ТЛП-10 кл. т. 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 17221; 17223;17222 Госреестр № 30709-05 | ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2 кл.т.0,2 Ктн = 6000/100 Зав. № 563 Госреестр № 40740-09 | КИПП-2М Кл.т.0^/0,5 Зав. № 101067 Госреестр № 41436-09 | активная реактивная | ||
| 4 | ПС-607 "Касимово" 35/6 кВ, РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ ф. 607-29 | ТЛП-10 кл. т. 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 17227; 17234; 17237 Госреестр № 30709-05 | КИПП-2М Кл.т.0^/0,5 Зав. № 100925 Госреестр № 41436-09 | активная реактивная | |||
| 5 | ПС №412 Лебяжье-тяговая 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, КЛ-10 кВ ф. 1ВЧ | ТЛК-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 000486; 000372;000373 Госреестр № 09143-01 | ЗНОЛ.06 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Зав. № 1561; 1617; 977 Госреестр № 03344-04 | EA05RAL-B-4 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01129423 Госреестр № 16666-97 | RTU-327 Зав. № 01020 Госреестр № 41907-09 | активная реактивная | |
| 6 | ПС №412 Лебяжье-тяговая 110/10 кВ, КРУН-10 кВ, КЛ-10 кВ ф. 2ВЧ | ТЛК-10 кл. т. 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 000371; 000375;000485 Госреестр № 09143-01 | ЗНОЛ.06 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/^3/100/^3 Зав. № 5740; 5737; 5739 Госреестр № 03344-04 | EA05RAL-B-4 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01129419 Госреестр № 16666-97 | активная реактивная | ||
| 7 | ТП-в/ч 55237, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ | Т-0,66 кл. т. 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 007258; 007265; 007259 Госреестр № 47176-11 | _ | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0623120761 Госреестр № 36355-07 | - | активная реактивная | |
| 8 | КНС, ВРУ-0,4 кВ, Ввод с ТП- в/ч 55237 | _ | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.24.01 кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1112121298 Госреестр № 46634-11 | - | активная реактивная | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 9 | ТП-121 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, яч. 2, КЛ-0,4 кВ № 1 пер. О. Зобова, д. 21/2 | Т-0,66 кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 017157; 017172; 017173 Госреестр № 47176-11 | _ | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605125206 Госреестр № 36355-07 | - | ССД региональных отделений ОАО «Оборонэнергосбыт», СБД ОАО «Оборонэнергосбыт», основной и резервный СБД ОАО «РЖД», СБД ООО «Русэнергосбыт», сервер ОАО «Ленэнерго», коммуникационный сервер (КС) ОАО «МОЭСК», СБД ОАО «МОЭСК» | активная реактивная |
| 10 | ТП-121 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, яч. 4, КЛ-0,4 кВ № 1 пер. О. Зобова, д. 21/1 | ТТИ кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № N15109; N12221; N15110 Госреестр № 28139-12 | _ | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605125214 Госреестр № 36355-07 | - | активная реактивная | |
| 11 | ТП-121 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, яч. 5, КЛ-0,4 кВ № 2 пер. О. Зобова, д. 21/2 | ТТИ кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № N12209; N12232; N15078 Госреестр № 28139-12 | _ | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0604126120 Госреестр № 36355-07 | - | активная реактивная | |
| 12 | ТП-121 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, яч. 5, КЛ-0,4 кВ ПТОР 234 полка | Т-0,66 кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 005817; 005845;005164 Госреестр № 47176-11 | _ | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0604121705 Госреестр № 36355-07 | - | активная реактивная | |
| 13 | ЩР-46 0,4 кВ в/г 7-К Промежицы в/ч 64044 ввод 1, КЛ-0,4 кВ от ТП-337 10/0,4 кВ | Т-0,66 кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 005160; 005167; 005166 Госреестр № 47176-11 | _ | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605125380 Госреестр № 36355-07 | - | активная реактивная | |
| 14 | ЩР-46 0,4 кВ в/г 7-К Промежицы в/ч 64044 ввод 2, КЛ-0,4 кВ от ТП-337 10/0,4 кВ | Т-0,66 кл. т. 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 002123; 002354;002108 Госреестр № 47176-11 | _ | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0605125335 Госреестр № 36355-07 | - | активная реактивная | |
| 15 | ПС №765 Сенеж 110/10/6 кВ, РУ-10 кВ ф. № 15 | ТЛК-10 кл. т. 0,2S Ктт = 200/5 Зав. № 2231110000023; 2231110000024 Госреестр № 09143-01 | НТМИ-10-66 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № ПХРК Госреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106081860 Госреестр № 27524-04 | RTU-325L Зав. № 005227 Госреестр №3728808 | активная реактивная | |
| 16 | ПС №328 Ожогино 110/10 кВ, РУ-10 кВ ф. № 3 | ТВЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 63815; 62428 Госреестр № 1856-63 | НТМИ-10 кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 485 Госреестр № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106082557 Госреестр № 27524-04 | RTU-325L Зав. № 005246 Госреестр № 37288-08 | активная реактивная | |
| 17 | ПС №328 Ожогино 110/10 кВ, РУ-10 кВ ф. № 8 | ТВЛМ-10 кл. т. 0,5 Ктт = 150/5 Зав. № 63682; 64963 Госреестр № 1856-63 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106082685 Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % | |||
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % | ||
| 1 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,3 | ±2,5 | ±2,5 | |
| 5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 | |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 | |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 | |
| 7, 9 - 14 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 | |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 | |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 | |
| 8 (Счетчик 1,0) | 1,0 | - | ±3,1 | ±2,9 | ±2,9 |
| 0,9 | - | ±3,2 | ±2,9 | ±2,9 | |
| 0,8 | - | ±3,3 | ±2,9 | ±2,9 | |
| 0,7 | - | ±3,3 | ±3,0 | ±3,0 | |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±3,1 | ±3,1 | |
| 15 (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 | ±2,4 | ±2,1 | ±2,1 | |
| 16, 17 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 | |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 | |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 | |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной тивной электрической энергии в | погрешности ИИК при измерении реак-рабочих условиях эксплуатации 8, % | ||
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % | ||
| 1 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | 0,9 | ±6,5 | ±4,8 | ±4,1 | ±4,1 |
| 0,8 | ±6,5 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,7 | |
| 0,7 | ±6,5 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,5 | |
| 0,5 | ±6,4 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 5, 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±12,1 | ±4,8 | ±3,3 | ±3,1 |
| 0,8 | ±10,1 | ±3,7 | ±2,6 | ±2,6 | |
| 0,7 | ±9,4 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,3 | |
| 0,5 | ±8,7 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 | |
| 7, 9 - 14 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | ±7,1 | ±4,6 | ±4,0 |
| 0,8 | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,6 | |
| 0,7 | - | ±4,8 | ±3,7 | ±3,5 | |
| 0,5 | - | ±4,2 | ±3,4 | ±3,3 | |
| 8 (Счетчик 2,0) | 0,9 | - | ±6,0 | ±5,8 | ±5,8 |
| 0,8 | - | ±5,9 | ±5,6 | ±5,6 | |
| 0,7 | - | ±5,8 | ±5,5 | ±5,5 | |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±5,4 | ±5,4 | |
| 15 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±10,6 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,5 |
| 0,8 | ±8,3 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,2 | |
| 0,7 | ±7,4 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,1 | |
| 0,5 | ±6,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 16, 17 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,0 | ±3,1 |
| 0,8 | - | ±5,2 | ±3,1 | ±2,6 | |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,7 | ±2,3 | |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%p и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала. соответствующие вероятности 0.95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
- сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1 - 6, 15, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 7 - 14, 16, 17;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии 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, счетчики ИИК № 1 - 4, 7, 9 - 14 по ГОСТ Р 52323-2005, ИИК № 8 по ГОСТ Р 52322-2005, ИИК № 5, 6, 15 - 17 по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и счетчики ИИК № 1 - 4, 7 - 14 по ГОСТ Р 52425-2005, ИИК № 5, 6, 15 - 17 по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик КИПП-2М - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;
- счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- счетчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
- УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
- УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
лист № 9
Всего листов 12
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, 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;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчики электроэнергии КИПП-2М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 149 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- счетчик электроэнергии Альфа тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 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
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИ-ИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4. Таблица 4
| Наименование | Тип | Кол., шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 8 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 15 |
| Трансформатор тока | ТТИ | 6 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 1 |
| Счетчики электронные многофункциональные | КИПП-2М | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | EA05RAL-B-4 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 7 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК.24.01 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03.01 | 3 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | Сикон С70 | 1 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325L | 2 |
| Контроллер | Сикон SDM-TC65 | 3 |
| Сервер регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» | HP ProLiant DL180G6 | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 4 |
| Сервер портов RS-232 | Moxa NPort 5410 | 2 |
| GSM Модем | Teleofis RX100-R | 2 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 1000 RM | 2 |
| Сервер БД ОАО «Оборонэнергосбыт» | SuperMicro 6026T-NTR+ (8257) | 2 |
| GSM Модем | Criterion MC35i | 2 |
| Коммутатор | 3Com 2952-SFP Plus | 2 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 3000 RM | 2 |
| Сервер ОАО «РЖД» | HP Proliant | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ 16 HVS | 2 |
| GSM Модем | Siemens MC35i | 2 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 3000 RM | 2 |
| Сервер ООО «Русэнергосбыт» | HP Proliant BL460c | 2 |
| Коммутатор | Cisco MDS 9124e | 2 |
| GSM Модем | Siemens TC-35 | 2 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS XL 3000 | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ 35 HVS | 1 |
| Сервер коммуникационный ОАО «МОЭСК» | HP ProLiant ML350 | 1 |
| Сервер БД ОАО «МОЭСК» | HP ProLiant ML370 | 1 |
| Сервер ОАО «Ленэнерго» | HP ProLiant ML370G5 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 3 |
| Преобразователь | Moxa NPort 5430 | 2 |
| Преобразователь | Moxa NPort 5610 | 1 |
| Коммутатор | D-Link DES-1005D | 2 |
| Спутниковый терминал (V SAT) | SkyEdge Pro | 2 |
| Коммутатор | 3Com 2952-SFP Plus | 2 |
| Источник бесперебойного питания | Rittal DK 7857.403 | 1 |
| Методика поверки | МП 1861/550-2014 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.1168 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1861/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборон-энергосбыт» по Ленинградской области (ГТП Касимово-1, ГТП Касимово-2), г. Кронштадт (ГТП Лебяжье-тяговая), Ярославской области (ГТП Орион), Псковской области (ГТП ПС-53), Московской области (ГТП Войсковая часть 23449). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в июне 2014 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков КИПП-2М - по методике поверки ТЛАС.411152.001ПМ согласованной с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2009 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- счетчиков ЕвроАЛЬФА - по документу «Счетчики электроэнергии многофункциональные типа ЕвроАЛЬФА. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;
- УСПД RTU-327 - по методике поверки ДЯИМ.466.215.007МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УСПД RTU-325L - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе:
- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Ленинградской области (ГТП Касимово-1). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0024/201401.00324-2011 от 08.05.2014 г.
- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Ленинградской области (ГТП Касимово-2). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0025/201401.00324-2011 от 08.05.2014 г.
- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по г. Кронштадт (ГТП Лебяжье-тяговая). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0069/2012-01.003242011 от 24.07.2012 г.
- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Ярославской области (ГТП Орион). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0211/2013-01.003242011 от 10.06.2013 г.
- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Псковской области (ГТП ПС-
лист № 12
Всего листов 12
53). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0126/2012-01.00324-2011 от 14.09.2012 г.
- «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Московской области (ГТП Войсковая часть 23449). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0084/2013-01.00324-2011 от 08.05.2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Ленинградской области (ГТП Касимово-1, ГТП Касимово-2), г. Кронштадт (ГТП Лебяжье-тяговая), Ярославской области (ГТП Орион), Псковской области (ГТП ПС-53), Московской области (ГТП Войсковая часть 23449)
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ 31819.21-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
7 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
8 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.