Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Новосибирскэнергосбыт"
- ОАО "Новосибирскэнергосбыт", г.Новосибирск
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:58725-14
- 24.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Новосибирскэнергосбыт"
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2014 |
Дата протокола | Приказ 1596 п. 02 от 12.10.2014 |
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 ОАО «Новосибирскэнергосбыт» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический и по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов организаций-участников 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;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- измерение времени.
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК
ТИ);
- 2-й уровень -измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ);
- 3-й уровень - ИВК-1 (ИВК центрального сервера обработки информации АО «РЭС»)
и ИВК-2 (ИВК АО «Новосибирскэнергосбыт»)
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторы напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
ИВКЭ включает в себя:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» со встроенным приемником меток времени GPS;
ИВК состоит из ИВК-1-го и ИВК-2, пространственно разнесенных друг от друга.
ИВК-1 включает в себя:
- основной и резервный сервер сбора данных на базе промышленного компьютера;
- основной и резервный сервер баз данных на базе промышленного компьютера с установленным ПО СУБД MS SQL Server;
- основной и резервный комплект устройств синхронизации времени УСВ-2 (Рег. № 41681-09);
- автоматизированные рабочие места.
ИВК-2 включает в себя:
- сервер сбора данных и баз данных на базе промышленного компьютера с установленным ПО СУБД MS SQL Server;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 (Рег. № 41681-09);
- автоматизированные рабочие места.
Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).
УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики электрической энергии и собирает результаты измерений, осуществляет обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины, хранит результаты измерений в регистрах собственной памяти и передает их в ИВК-1. ИВК-1 осуществляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение в базе данных сервера БД.
ИВКЭ осуществляют:
- сбор, первичную обработку и хранение результатов измерений и служебной информации ИИК ТИ;
- синхронизацию времени в счетчиках с использованием встроенных в УСПД GPS приемников меток точного времени.
В ИВК-1 осуществляется:
- сбор данных с уровня ИВКЭ;
- обработка данных, заключающаяся в умножении приращений электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- автоматическая передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИВК-2 с использованием межмашинного обмена, а также в формате 80020, определенном разделом 4 Приложения № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
На ИВК-2 осуществляется прием данных от ИВК-1, занесение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в базу данных, визуальный просмотр результатов измерений и данных о состоянии средств измерений из базы данных. ИВК-2 осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также инфраструктурными организациями оптового рынка (в т.ч. АО «АТС», АО «СО ЕЭС»). Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ, а также с другими АИИС КУЭ утвержденного типа осуществляется по электронной почте сети Internet (по протоколу TCP/IP) в соответствии с регламентами ОРЭМ в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80040, 51070 и др., заверенных, при необходимости, электронной подписью.
АИИС КУЭ выполняет измерение времени в шкале UTC(SU) следующим образом. УСПД осуществляет прием и обработку сигналов точного времени в постоянном режиме с использованием встроенного приемника сигналов GPS. УСПД, в свою очередь, при опросе счетчиков осуществляет проверку поправки шкалы времени счетчиков. Если поправка часов счетчиков превышает ± 1 с относительно шкалы времени УСПД, последний осуществляет синхронизацию шкалы времени счетчиков, но не чаще 1 раза в сутки. На ПС «Чилино» и ТПС «Плотинная» в связи с отсутствием УСПД, синхронизацию шкалы времени счетчиков по GSM-каналу связи производит ИВК-1, который в свою очередь осуществляет прием и обработку сигналов точного времени в постоянном режиме от устройства синхронизации времени УСВ-2.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 для передачи данных от ИИК ТИ на уровне ИВКЭ;
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS с использованием коммуникатора PGC.O2 в качестве основного канала связи для передачи данных от ИВКЭ в ИВК-1 на ПС «Чилино», ТПС «Плотинная», ПС «Верх-Аллак», ПС «Кочки», ПС «Столбово», ТПС «Валерино ТПС «Колония», ПС «Падунская», ТПС «Таскаево», ТПС «Торсьма», ТПС «Усть-Тальменка»;
- посредством радиоканала с использованием спутникового радиомодема Qualcomm GSP1620 в качестве резервного канала связи для передачи данных от ИВКЭ в ИВК-1 на ПС «Верх-Аллак», ПС «Кочки», ПС «Столбово», ТПС «Валерино», ТПС «Колония», ПС «Падунская», ТПС «Таскаево», ТПС «Торсьма», ТПС «Усть-Тальменка».
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Контрольный доступ к АИИС КУЭ со стороны внешних систем осуществляется по основному каналу связи, образованному аппаратурой локальной сети стандарта Ethernet. Перечень измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень и состав ИК АИИС КУЭ
№ ИК | Наименование присоединения | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счетчики элект | роэнергии | УСПД | |||||
Тип | К-т тр. | Кл. точн. | Тип | К-т тр. | Кл. точн. | Тип | Кл. точн. | ||||
акт. | акт. | ||||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
3 | ПС 110 кВ «Таскаево» (110/10 кВ), РУ-10 кВ, 1СШ-10 кВ, фидер №3 | ТПЛ-СВЭЛ-10, мод. ТПЛ-СВЭЛ-10-3 Рег. № 44701-10 | 100/5 | 0,5S | НАМИ-10, Рег. № 11094-87 | 10000/100 | 0,21 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-09 |
4 | ПС 110 кВ «Таскаево» (110/10 кВ), РУ-10 кВ, 2СШ-10 кВ, фидер №6 | ТПЛ-СВЭЛ-10, мод. ТПЛ-СВЭЛ-10-3 Рег. № 44701-10 | 100/5 | 0,5S | НАМИ-10, Рег. № 11094-87 | 10000/100 | 0,21 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
5 | ПС 110 кВ «Падунская» (110/10 кВ), РУ-10 кВ, 1СШ-10 кВ, яч.13, фидер №3 | ТОЛ-НТЗ-10, Рег. № 69606-17 | 400/5 | 0,2S | НТМИ-10-66, Рег. № 831-69 | 10000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-09 |
6 | ПС 110 кВ «Падунская» (110/10 кВ), РУ-10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч.12, фидер №4 | ТПЛ-СВЭЛ-10, мод. ТПЛ-СВЭЛ-10-3 Рег. № 44701-10 | 75/5 | 0,5S | НТМИ-10-66, Рег. № 831-69 | 10000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
7 | ПС 110 кВ «Падунская» (110/10 кВ), РУ-10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч.14, фидер №6 | ТПФМ-10, Рег. № 814-53 | 150/5 | 0,5 | НТМИ-10-66, Рег. № 831-69 | 10000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
8 | ПС 110 кВ «Падунская» (110/10 кВ), РУ-10 кВ, 2СШ-10 кВ, яч.16, фидер №8 | ТПЛ-СВЭЛ-10, мод. ТПЛ-СВЭЛ-10-3 Рег. № 44701-10 | 200/5 | 0,5S | НТМИ-10-66, Рег. № 831-69 | 10000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
9 | ПС 110 кВ «Торсьма» (110/35/10 кВ), ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ П-3 | ТГФ110, Рег. № 16635-05 | 600/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03 | 110000/^3: 10()/\3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-09 |
10 | ПС 110 кВ «Торсьма» (110/35/10 кВ), ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ П-4 | ТГФ110, Рег. № 16635-05 | 600/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03 | 110000/^3: 10()/\3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 |
Продолжение таблицы 1
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
12 | ПС 110 кВ «Колония» (110/35/10 кВ), РУ-10 кВ, фидер №4 | ТПЛ-10, Рег. № 1276-59 | 300/5 | 0,5 | НАМИ-10, Рег. № 11094-87 | 10000/ 100 | 0,21 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-09 |
13 | ПС 110 кВ «Колония» (110/35/10 кВ), РУ-10 кВ, фидер №5 | ТЛП-10, Рег. № 30709-06 | 300/5 | 0,2S | НАМИ-10-95УХЛ2, Рег. № 20186-05 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
14 | ПС 110 кВ «Колония» (110/35/10 кВ), РУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ 246Ц | STSM-38, Рег. № 37491-08 | 150/1 | 0,2S | НАМИ-35 УХЛ1, Рег. № 19813-05 | 35000/100 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
15 | ПС 110 кВ Валерино тяговая, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Валерино- Каратканск с отпайками (З-15 Валерино-Каратканск) | ТГФ110, Рег. № 16635-06 | 300/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-08 | 110000/^3: 10()/\3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-09 |
16 | ПС 110 кВ Валерино тяговая, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Валерино-Колония с отпайкой на ПС Илюшкино (З-16 Валерино-Колония) | ТГФ110, Рег. № 16635-06 | 300/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-08 | 110000/^3: 10()/\3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
21 | ПС 110 кВ «Кочки» (110/10 кВ), ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ КК-113 | ТВ-СВЭЛ-35(110, 220)-IX, мод. ТВ-СВЭЛ-110-IX, Рег. № 54722-13 | 500/5 | 0,2S | НКФ-110-57, Рег. № 14205-11 | 110000/^3: 10()/\3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-09 |
Продолжение таблицы 1
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
28 | ПС 110 кВ Усть-Тальменская, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Усть-Тальменская - Ново-Черепановская (Ю-13 Усть-Тальменская - Ново-Черепановская) | ТГФ110, Рег. № 16635-05 | 400/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03 | 110000/^3: 10()/\3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-09 |
29 | ПС 110 кВ Усть-Тальменская, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Посевная - Усть-Тальменская с отпайками (Ю-14) | ТГФ110, Рег. №16635-05 | 400/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03 | 110000/^3: 10()/\3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
30 | ПС 35 кВ «Верх-Аллак» (35/10 кВ), РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТТИ, Рег. № 28139-12 | 100/5 | 0,5 | не используется | СЭТ-4ТМ.03, мод. СЭТ-4ТМ.03.08, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-09 | ||
31 | ПС 35 кВ «Верх-Аллак» (35/10 кВ), РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТТИ, Рег. № 28139-12 | 100/5 | 0,5 | не используется | СЭТ-4ТМ.03, мод. СЭТ-4ТМ.03.08, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |||
32 | ПС 35 кВ «Верх-Аллак» (35/10 кВ), РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ 1Т | ТЛМ-10, Рег. № 2473-69 | 150/5 | 0,5 | НАМИТ-10-2, Рег. № 16687-07 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
33 | ПС 35 кВ «Верх-Аллак» (35/10 кВ), РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ 2Т | ТЛМ-10, Рег. № 2473-69 | 150/5 | 0,5 | НАМИ-10, Рег. № 11094-87 | 10000/ 100 | 0,21 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
34 | ПС 35 кВ «Столбово» (35/10 кВ), РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТТИ, Рег. № 28139-12 | 100/5 | 0,5 | не используется | СЭТ-4ТМ.03, мод. СЭТ-4ТМ.03.08, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | ЭКОМ-3000, Рег. № 17049-09 | ||
35 | ПС 35 кВ «Столбово» (35/10 кВ), РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТТИ, Рег. № 28139-12 | 100/5 | 0,5 | не используется | СЭТ-4ТМ.03, мод. СЭТ-4ТМ.03.08, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |||
36 | ПС 35 кВ «Столбово» (35/10 кВ), РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ 1Т | ТЛМ-10, Рег. № 2473-69 | 150/5 | 0,5 | НТМИ-10-66, Рег. № 831-69 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 |
Продолжение таблицы 1
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
37 | ПС 35 кВ «Столбово» (35/10 кВ), РУ-10 кВ, Ввод 10 кВ 2Т | ТЛМ-10, Рег. № 2473-69 | 150/5 | 0,5 | НАМИТ-10, Рег. № 16687-07 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
38 | ПС 110 кВ «Чилино» (110/35/10 кВ), ОРУ-110 кВ, 1СШ-110 кВ, ВЛ 110 кВ С-21 | ТФНД-110М, Рег. № 2793-71 | 100/5 | 0,5 | НКФ-110-57 У1, Рег. № 14205-94 | 110000/^3: 10()/\3 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | не используется |
39 | ПС 220 кВ «Плотинная» (220/35/27,5 кВ), ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Барнаульская -Плотинная (ВЛ БП-208) | ТГФ220-П*, Рег. № 20645-07 | 1000/ 1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1, Рег. № 20344-05 | 220000/^3: 10()/\3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
40 | ПС 220 кВ «Плотинная» (220/35/27,5 кВ), ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Плотинная -Светлая (ВЛ ПС-212) | ТГФ220-П*, Рег. № 20645-07 | 1000/ 1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1, Рег. № 20344-05 | 220000/^3: 10()/\3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | |
Примечания: 1 Трансформаторы напряжения типа НАМИ-10 класса точности 0,2 в рабочих условиях эксплуатации обеспечивают погрешности, соответствующие классу точности 0,5 по ГОСТ 1983, 2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик, 3 Допускается замена устройства сбора и передачи данных и устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. 4 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть |
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В ИВК используется программное обеспечение (ПО) «Энергосфера» из состава «Комплексы программно-технические измерительные ЭКОМ» (ПТК «ЭКОМ», рег. № 19542-05, разработка ООО "НПФ "Прософт-Е", г.Екатеринбург).
Метрологически значимая часть программного комплекса «Энергосфера» ИВК и ее идентификационные признаки приведены в таблице 2 .
Таблица 2- Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК-1 и ИВК-2
Идентификационное наименование программного обеспечения | pso_metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения | (рассчитываемый по алгоритму MD5) cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения ИВК-1 и ИВК-2 от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «средний».
Технические характеристики
Метрологические характеристики представлены в таблицах 3 и 4, технические характеристики приведены в таблице 5.
Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии___________________________________________________________________
I, % от Ihom | Коэффициент мощности | ИК №№ 5, 21 | ИК №№ 3, 4, 6, 8 | ИК №№ 7, 12, 32, 33, 36, 37, 38 | ИК №№ 9, 10, 13, 14, 15, 16, 28, 29, 39, 40 | ИК №№ 30, 31, 34, 35 |
dwaA, ±% | ^WoA, ±% | $WoA, ±% | $WoA, ±% | $WoA, ±% | ||
2 | 0,5 | 2,1 | 4,8 | - | 1,8 | - |
2 | 0,8 | 1,3 | 2,5 | - | 1,1 | - |
2 | 1 | 0,97 | 1,6 | - | 0,83 | - |
5 | 0,5 | 1,6 | 2,9 | 5,4 | 1,2 | 5,2 |
5 | 0,8 | 1,0 | 1,6 | 2,8 | 0,75 | 2,7 |
5 | 1 | 0,76 | 1,1 | 1,8 | 0,57 | 1,7 |
20 | 0,5 | 1,4 | 2,2 | 2,9 | 0,94 | 2,6 |
20 | 0,8 | 0,91 | 1,2 | 1,6 | 0,63 | 1,4 |
20 | 1 | 0,69 | 0,85 | 1,1 | 0,47 | 0,85 |
100, 120 | 0,5 | 1,4 | 2,2 | 2,2 | 0,94 | 1,8 |
100, 120 | 0,8 | 0,91 | 1,2 | 1,2 | 0,63 | 0,96 |
100, 120 | 1 | 0,69 | 0,85 | 0,85 | 0,47 | 0,59 |
Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения
I, % от Ihom | Коэффициент мощности | ИК №№ 5, 21 | ИК №№ 3, 4, 6, 8 | ИК №№ 7, 12, 32, 33, 36, 37, 38 | ИК №№ 9, 10, 13, 14, 15, 16, 28, 29, 39, 40 | ИК №№ 30, 31, 34, 35 | |||||
dW, ±% | dWP, ±% | dW, ±% | SWP, ±% | dW, ±% | SWP, ±% | dW, ±% | SWP, ±% | dW, ±% | SWP, ±% | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
2 | 0,5 | 2,1 | 1,5 | 4,8 | 2,4 | - | - | 1,8 | 1,3 | - | - |
2 | 0,8 | 1,4 | 2,0 | 2,6 | 3,9 | - | - | 1,2 | 1,8 | - | - |
2 | 0,865 | 1,3 | 2,3 | 2,3 | 4,9 | - | - | 1,1 | 2,1 | - | - |
2 | 1 | 1,0 | - | 1,6 | - | - | - | 0,88 | - | - | - |
5 | 0,5 | 1,7 | 1,2 | 3,0 | 1,6 | 5,4 | 2,6 | 1,3 | 1,0 | 5,3 | 2,5 |
5 | 0,8 | 1,1 | 1,6 | 1,7 | 2,5 | 2,9 | 4,4 | 0,91 | 1,3 | 2,8 | 4,3 |
5 | 0,865 | 1,1 | 1,8 | 1,5 | 3,0 | 2,5 | 5,4 | 0,87 | 1,4 | 2,4 | 5,3 |
5 | 1 | 0,81 | - | 1,1 | - | 1,8 | - | 0,64 | - | 1,7 | - |
20 | 0,5 | 1,5 | 1,1 | 2,2 | 1,3 | 3,0 | 1,6 | 1,1 | 0,96 | 2,7 | 1,4 |
20 | 0,8 | 1,0 | 1,4 | 1,3 | 1,9 | 1,7 | 2,5 | 0,81 | 1,1 | 1,5 | 2,2 |
20 | 0,865 | 0,99 | 1,6 | 1,2 | 2,3 | 1,5 | 3,0 | 0,78 | 1,2 | 1,3 | 2,7 |
20 | 1 | 0,75 | - | 0,9 | - | 1,1 | - | 0,55 | - | 0,9 | - |
100, 120 | 0,5 | 1,5 | 1,1 | 2,2 | 1,3 | 2,2 | 1,3 | 1,1 | 0,96 | 1,9 | 1,1 |
100, 120 | 0,8 | 1,0 | 1,4 | 1,3 | 1,9 | 1,3 | 1,9 | 0,81 | 1,1 | 1,1 | 1,6 |
100, 120 | 0,865 | 0,99 | 1,6 | 1,2 | 2,3 | 1,2 | 2,3 | 0,78 | 1,2 | 0,99 | 1,9 |
100, 120 | 1 | 0,75 | - | 0,9 | - | 0,9 | - | 0,55 | - | 0,66 | - |
Таблица 5 - Технические характеристики
Наименование характеристики | Значение |
1 | 2 |
Количество измерительных каналов | 27 |
Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC, с | ±5 |
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 |
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое |
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных | автоматическое |
Глубина хранения результатов измерений в базе данных, лет, не менее | 3,5 |
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ | автоматическое |
Рабочие условия применения измерительных компонентов: | |
- температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С | от 0 до + 40 |
- температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С | от - 40 до + 40 |
- частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
- напряжение сети питания, В | от 198 до 242 |
- индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более | 0,05 |
Окончание таблицы 5
1 | 2 |
Допускаемые значения информативных параметров: | |
- ток, % от 1ном для ИК № 3 - 6, 8, 9 - 10, 13 - 16, 21, 28 - 29, 39, 40 | от 2 до 120 |
- ток, % от 1ном для ИК № 7, 12, 30 - 38 | от 5 до 120 |
- напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
- коэффициент мощности cos ф для ИК № 3 - 10, 12-16, 21, 28 -40 | 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист документа СМИР.АУЭ.388.00 ФО. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента | Тип компонента | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 |
Трансформаторы тока | STSM-38 | 3 |
Трансформаторы тока | ТВ-СВЭЛ-110-IX | 3 |
Трансформаторы тока | ТГФ110 | 18 |
Трансформаторы тока | ТГФ220-П* | 6 |
Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 8 |
Трансформаторы тока | ТТИ | 12 |
Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 2 |
Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 2 |
Трансформаторы тока | ТПЛ-СВЭЛ-10 | 8 |
Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 2 |
Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 2 |
Трансформаторы тока | ТФНД-110М | 2 |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 4 |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 1 |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 1 |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 18 |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-220 УХЛ1 | 6 |
Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 3 |
Счетчики электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03 | 23 |
Счетчики электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03.08 | 4 |
Сервер сбора данных | - | 2 |
Сервер баз данных | - | 3 |
Автоматизированное рабочее место | - | 6 |
Устройство сбора и передачи данных | «ЭКОМ-3000» | 9 |
Окончание таблицы 7
1 | 2 | 3 |
Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 3 |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт. Формуляр | СМИР.АУЭ.388.00 ФО | 1 |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт. Методика поверки | СМИР.АУЭ.388.00 Д1 | 1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1037-RA.RU.311735-2020 от «24» декабря 2020 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.