|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Новосибирскэнергосбыт" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ОАО "Новосибирскэнергосбыт", г.Новосибирск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 1 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC. |
| Описание | АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АИИС 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;
конфигурирование и настройка параметров АИИС;
измерение времени.
АИИС имеет четырехуровневую структуру:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ);
3-й уровень – ИВК 1-го уровня;
4-й уровень – ИВК 2-го уровня;
ИИК ТИ включают в себя:
трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
счётчики электроэнергии.
ИВКЭ включает в себя:
устройство сбора и передачи данных (УСПД) «СИКОН С-10» (Госреестр СИ № 21741-03);
ИВК состоит из ИВК 1-го и 2-го уровней, пространственно разнесенных друг от друга. ИВК 1-го уровня включает в себя:
комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» (Г. р. № 29484-05) на базе промышленного компьютера iROBO;
сервер баз данных на базе промышленного компьютера HP Proliant DL;
устройство синхронизации времени УСВ-2 (Г. р. № 41681-10);
автоматизированные рабочие места.
ИВК 2-го уровня включает в себя:
комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» (Г. р. № 29484-05) на базе промышленного компьютера iROBO;
сервер баз данных на базе промышленного компьютера HP Proliant DL;
автоматизированные рабочие места.
Принцип действия АИИС 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 типа МТ, 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-го уровня. ИВК 1-го уровня 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. В качестве устройства сбора и передачи данных (УСПД) ИВКЭ используется контроллер «СИКОН С-10» (Госреестр № 21741-03). В состав АИИС КУЭ входит 17 ИВКЭ, объединяющих 38 ИИК ТИ, всех подстанций, кроме ПС «Плотинная». Счетчики ПС «Плотинная» опрашиваются непосредственно с ИВК 1-го уровня посредством контроллера СИКОН ТС-65.
В ИВК 1-го уровня 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;
синхронизация времени УСПД ИВКЭ (контроллеров СИКОН С-10);
визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
автоматическая передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИВК 2-го уровня с использованием межмашинного обмена, а так же 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 уровне ИВК 2-го уровня осуществляется прием данных из ИВК 1-го уровня, 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, автоматический обмен данными коммерческого учета электроэнергии со смежными субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности, а также инфраструктурными организациями оптового рынка (в форматах 80020, 80030, 80040), в том числе:
ОАО «АТС»;
Филиал ОАО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ;
ОАО «ФСК ЕЭС»;
ОАО "Кузбассэнергосбыт";
ОАО "Алтайэнергосбыт";
ОАО "Омскэнергосбыт";
ОАО "Томскэнергосбыт";
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ";
ОАО «СИБЭКО»
ОАО «Русгидро»;
ОАО «Мосэнергосбыт».
АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC следующим образом. ИВК 1-го уровня выполняет измерение времени, используя устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в его состав и обеспечивающее прием и обработку сигналов системы GPS в постоянном режиме по протоколу NTP. Далее, шкала времени передается на уровень ИВКЭ. Коррекция времени УСПД осуществляется один раз в 30 минут по условию, если поправка часов УСПД превышает ± 1 с относительно шкалы времени ИВК 1-го уровня. УСПД, в свою очередь, при опросе счетчиков осуществляет проверку поправки шкалы времени счетчиков. И, если поправка часов счетчиков превышает ± 1 с относительно шкалы времени УСПД, последний осуществляет синхронизацию шкалы времени счетчиков, но не чаще 1 раза в сутки.
Для ИИК ТИ ПС «Плотинная», передающих данные непосредственно в ИВК 1-го уровня, передача шкалы времени осуществляется непосредственно от ИВК 1-го уровня через контроллер «СИКОН ТС-65».
Информационные каналы связи в АИИС построены следующим образом:
посредством интерфейса RS-485 для передачи данных от ИИК ТИ на уровне ИВКЭ;
посредством выделенной линии связи (основной канал) с использованием аппаратуры ВЧ-связи серии ETL500 для передачи данных от ИВКЭ в ИВК 1-го уровня;
посредством радиоканала стандарта GSM (резервный канал) с использованием контроллера Сикон ТС-65 для передачи данных от ИВКЭ в ИВК 1-го уровня;
Все ИВКЭ соединены с ИВК 1-го уровня коммутируемым каналом спутниковой связи (резервный канал).
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Контрольный доступ к АИИС со стороны внешних систем осуществляется по основному каналу связи, образованному аппаратурой локальной сети стандарта Ethernet и резервному каналу связи по коммутируемой телефонной линии посредством модема AnCom.
Состав измерительных каналов АИИС приведен в таблице 1.
Таблица 1 – Перечень и состав ИК АИИС
| № ИК | Наименование присоединения | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счетчики электроэнергии | Тип, №Г. р. УСПД | | ПС «Восточная», ВЛ 201 220кВ | ТФЗМ 220Б-IV У1Г. р. № 6540-78 | 1000/5 | 0,5 | НКФ-220-58 Г. р. № 14626-06 | | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ПС «Восточная», ВЛ 202 220кВ | ТФНД-220-I Г. р. № 3694-73 | 1200/5 | 0,5 | НКФ-220-58 Г. р. № 14626-06 | | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ТПС «Таскаево», Ф-3 10кВ | ТПЛ-10 Г. р. № 1276-59 | 100/5 | 0,5 | НАМИ-10 Г. р. № 11094-87 | 10000/ 100 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ТПС «Таскаево», Ф-6 10кВ | ТПЛМ-10 Г. р. № 2363-68 | 100/5 | 0,5 | НАМИ-10 Г. р. № 11094-87 | 10000/ 100 | 0,21 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ТПС «Падунская», Ф-310кВ | ТПОЛ-10 Г. р. № 1261-02 | 75/5 | 0,2 | НТМИ-10-66Г. р. № 831-69 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ТПС «Падунская»,Ф-4 10кВ | ТПЛМ-10 Г. р. № 2363-68 | 75/5 | 0,5 | НТМИ-10-66Г. р. № 831-69 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ТПС «Падунская», Ф-6 10кВ | ТПФМ-10 Г. р. № 814-53 | 150/5 | 0,5 | НТМИ-10-66Г. р. № 831-69 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ТПС «Падунская», Ф-8 10кВ | ТЛО-10 Г. р. № 25433-03 | 200/5 | 0,2S | НТМИ-10-66Г. р. № 831-69 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ТПС «Торсьма», ВЛ П-3 110кВ | ТГФ110 Г. р. № 16635-05 | 600/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1Г. р. № 24218-03 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ТПС «Торсьма»,ВЛ П-4 110кВ | ТГФ110 Г. р. № 16635-05 | 600/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1Г. р. № 24218-03 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ПС «Татарская», ВЛ 246 220кВ | ТФНД-220-I Г. р. № 3694-73 | 600/5 | 0,5 | НКФ-220-58 Г. р. № 14626-06 | | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ТПС «Колония», Ф-4 10кВ | ТПЛ-10 Г. р. № 1276-59 | 300/5 | 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Г. р. № 20186-05 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ТПС «Колония», Ф-5 10кВ | ТПЛ-10 Г. р. № 1276-59 | 300/5 | 0,5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Г. р. № 20186-05 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ТПС «Колония», ВЛ 246 Ц 35кВ | STSM-38 Г. р. № 37491-08 | 150/1 | 0,2S | 3НОМ-35-65Г. р. № 912-07 | | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ТПС «Валерино», ВЛ З-15 110кВ | ТГФ110 Г. р. № 16635-05 | 300/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1Г. р. № 24218-08 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ТПС «Валерино», ВЛ З-16 110кВ | ТГФ110 Г. р. № 16635-05 | 300/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1Г. р. № 24218-08 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ПС «Урожай», ВЛ 222 220кВ | ТФЗМ 220Б-IV У1Г. р. № 6540-78 | 500/5 | 0,5 | НКФ-220-58 Г. р. № 14626-06 | | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ПС «Урожай», ОВ-220 220кВ | ТФЗМ 220Б-IV У1Г. р. № 6540-78 | 500/5 | 0,5 | НКФ-220-58 Г. р. № 14626-06 | | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ТПС «Районная», ВЛ 221 220 кВ | ТГФМ-220II* Г. р. № 36671-12 | 500/1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1Г. р. № 20344-05 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ТПС «Районная», ВЛ 223 220кВ | ТГФМ-220II* Г. р. № 36671-12 | 500/1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1Г. р. № 20344-05 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ПС «Кочки», ВЛ КК-113 110кВ | ТФНД-110М Г. р. № 2793-71 | 200/5 | 0,5 | НКФ-110-57 У1 Г. р. № 14205-94 | | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ТПС «Сузун», ВЛ 209 220кВ | ТГФ220-II*Г. р. № 20645-05 | 400/1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1Г. р. № 20344-05 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ТПС «Сузун», ВЛ 211 220кВ | ТГФ220-II*Г. р. № 20645-05 | 400/1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1Г. р. № 20344-05 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ТПС «Краснозерская», ВЛ 217 220кВ | ТГФМ-220II* Г. р. № 36671-12 | 500/1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1Г. р. № 20344-05 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ТПС Краснозерская», ВЛ 219 220 кВ | ТГФМ-220II* Г. р. № 36671-12 | 500/1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1Г. р. № 20344-05 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03МГ. р. № 36697-08 | 0,2S | 0,5 | | ТПС «Зубково», ВЛ 218 220кВ | ТГФМ-220II* Г. р. № 36671-12 | 600/1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1Г. р. № 20344-05 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ПС «Зубково», ВЛ 220 220 кВ | ТГФМ-220II* Г. р. № 36671-12 | 600/1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1Г. р. № 20344-05 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03МГ. р. № 36697-08 | 0,2S | 0,5 | | ТПС «Усть-Тальменка», ВЛ Ю-13 110кВ | ТГФ110 Г. р. № 16635-05 | 400/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1Г. р. № 24218-08 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ТПС «Усть-Тальменка», ВЛ Ю-14 110кВ | ТГФ110 Г. р. № 16635-05 | 400/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1Г. р. № 24218-08 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ПС «Верх-Аллак», ТСН-1 (10/0,4) 0,4кВ | ТO-0,66-У3 Г. р. № 22899-02 | 100/5 | 0,5 | не используется | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ПС «Верх-Аллак», ТСН-2 (10/0,4) 0,4кВ | ТO-0,66-У3 Г. р. № 22899-02 | 100/5 | 0,5 | не используется | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ПС «Верх-Аллак», ТТ1 10кВ | ТЛМ-10Г. р. № 2473-00 | 150/5 | 0,5 | НАМИТ-10-2Г. р. № 16687-07 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ПС «Верх-Аллак», ТТ2 10кВ | ТЛМ-10Г. р. № 2473-00 | 150/5 | 0,5 | НАМИ-10Г. р. № 11094-87 | 10000/ 100 | 0,21 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ПС «Столбово», ТСН-1 (10/0,4) 0,4кВ | ТO-0,66-У3 Г. р. № 22899-02 | 100/5 | 0,5 | не используется | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ПС «Столбово», ТСН-2 (10/0,4) 0,4кВ | ТO-0,66-У3 Г. р. № 22899-02 | 100/5 | 0,5 | не используется | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ПС «Столбово», ТТ1 10кВ | ТЛМ-10Г. р. № 2473-00 | 150/5 | 0,5 | НТМИ-10-66Г. р. № 831-69 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ПС «Столбово», ТТ2 10кВ | ТЛМ-10Г. р. № 2473-00 | 150/5 | 0,5 | НАМИТ-10-2Г. р. № 16687-07 | 10000/ 100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | | ПС «Чилино», ВЛ С-21 110 кВ | ТФНД-110М Г. р. № 2793-71 | 100/5 | 0,5 | НКФ-110-57 У1 Г. р. № 14205-05 | | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | СИКОН С-10 Г. р. № 21741-03 | | ТПС «Плотинная», ВЛ 208 220 кВ | ТГФ220-II*Г. р. № 20645-05 | 1000/1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1Г. р. № 20344-05 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | не используется | | ТПС «Плотинная», ВЛ 212 220 кВ | ТГФ220-II*Г. р. № 20645-05 | 1000/1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1Г. р. № 20344-05 | | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03Г. р. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 |
Примечание. Структура АИИС допускает изменение количества измерительных каналов с ИИК ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ отличными по составу от указанных в таблице 1, но совместимыми с измерительными каналами АИИС по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.
|
| Программное обеспечение |
В ИВК 1-го уровня и ИВК 2-го уровня используется программное обеспечение «Пирамида 2000» из состава «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида» (разработка ЗАО Инженерно-техническая фирма «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»). В состав программного обеспечения ПО «Пирамида 2000» ИВК 1-го уровня и ИВК 2-го уровня входят следующие программные модули:
«Оперативный сбор 2000» (программа, оперативно собирающая и отображающая данные об энергопотреблении);
«Автоматизированный сбор 2000» (программа, позволяющая производить автоматическую обработку и запуск сценариев сбора данных, подготовленных самим пользователем или с помощью «Редактора сценариев»);
«Редактор сценариев» (программа для написания и редактирования сценариев сбора данных);
«Создание Ведомостей» (программа для создания шаблонов ведомостей (отчетов));
«Работа с Ведомостями» (программа для получения конечных отчетных форм);
«Диспетчер 2000» (программа для диспетчерского контроля энергии и мощности на возможное превышение),
а также, служебные приложения:
«Администратор» (модуль, конфигурирующий доступ к СБД);
«Конфигуратор» (для конфигурирования пакета «Пирамида 2000» в целом).
Метрологически значимая часть программного комплекса «Пирамида» ИВК 1-го уровня и ИВК 2-го уровня, состоящая из набора библиотек ядра «Пирамида 2000», ее идентификационные признаки приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК 1-го уровня
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | | Расчет групп | PClients.dll | 1.0.0.0 | 3dd3aa00 | CRC32 | | Расчёт текущих значений | PCurrentValues.dll | 1.0.0.0 | 1e43f3cc | CRC32 | | Заполнение отсутствующего профиля | PFillProfile.dll | 1.0.0.1 | 8eafcddc | CRC32 | | Фиксация данных | PFixData.dll | 1.0.0.0 | 45b95675 | CRC32 | | Расчёт зафиксированных показаний из профиля мощности | PFixed.dll | 1.1.0.0 | 11eef18c | CRC32 | | Расчёт базовых параметров | PProcess.dll | 2.0.2.0 | 5ff5cd5a | CRC32 | | Замещение данных | PReplace.dll | 1.0.0.0 | 9c47bba3 | CRC32 | | Расчёт целочисленного профиля | PRoundValues.dll | 1.0.0.0 | 750ab74c | CRC32 | | Расчёт мощности/ энергии из зафиксированных показаний | PValuesFromFixed.dll | 1.0.0.0 | 4bbf8121 | CRC32 | | Драйвер для счётчиков СЭТ-4TM.03 и СЭТ-4TM.03М | SET4TM02.dll | 1.0.0.6 | 7b5141f9 | CRC32 | | Драйвер для контроллеров типа СИКОН С10 | SiconS10.dll | - | 9f16cbc9 | CRC32 |
Таблица 2. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК 2-го уровня
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | | Расчет групп | PClients.dll | 1.0.0.0 | 3dd3aa00 | CRC32 | | Расчёт текущих значений | PCurrentValues.dll | 1.0.0.0 | 1e43f3cc | CRC32 | | Заполнение отсутствующего профиля | PFillProfile.dll | 1.0.0.1 | 8eafcddc | CRC32 | | Фиксация данных | PFixData.dll | 1.0.0.0 | 45b95675 | CRC32 | | Расчёт зафиксированных показаний из профиля мощности | PFixed.dll | 1.1.0.0 | 11eef18c | CRC32 | | Расчёт базовых параметров | PProcess.dll | 2.0.2.0 | 5ff5cd5a | CRC32 | | Замещение данных | PReplace.dll | 1.0.0.0 | 9c47bba3 | CRC32 | | Расчёт целочисленного профиля | PRoundValues.dll | 1.0.0.0 | 750ab74c | CRC32 | | Расчёт мощности/энергии из зафиксированных показаний | PValuesFromFixed.dll | 1.0.0.0 | 4bbf8121 | CRC32 | | Драйвер для счётчиков СЭТ-4TM.03 и СЭТ-4TM.03М | SET4TM02.dll | 1.0.0.6 | 7b5141f9 | CRC32 | | Драйвер для контроллеров типа СИКОН С10 | SiconS10.dll | - | 9f16cbc9 | CRC32 |
Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения ИВК 1-го уровня и ИВК 2-го уровня в соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С». Составляющая погрешности, вносимая программным обеспечением, не превышает единицы младшего разряда результата измерений.
|
| Метрологические и технические характеристики |
Количество измерительных каналов40
Границы допускаемой основной относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергииприведены в таблице 3
Границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения приведены в таблице 4
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с± 5
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут30
Формирование XML-файла для передачи внешним системамавтоматическое
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 не менее, лет3,5
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИавтоматическое
Рабочие условия применения компонентов АИИС:
температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), (Сот 0 до плюс 40
температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), (Сот минус 40 до плюс 40
частота сети, Гцот 49,5 до 50,5
напряжение сети питания, Вот 198 до 242
индукция внешнего магнитного поля, мТлне более 0,05
Допускаемые значения информативных параметров:
ток, % от Iном для ИК №№ 8 - 10, 14 - 16, 19, 20, 22 - 29, 39, 40от 2 до 120
ток, % от Iном для ИК №№ 1 - 7, 11 - 13, 17, 18, 21, 30 - 38от 5 до 120
напряжение, % от Uномот 90 до 110
коэффициент мощности cos (0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
коэффициент реактивной мощности, sin (0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
Таблица 3. Границы допускаемой основной относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии
| I, % от Iном | Коэффициент мощности | ИК №№ 1 - 4, 6, 7, 11 - 13, 17, 18, 21, 32, 33, 36, 37, 38 | ИК №№ 30, 31, 34, 35 | ИК № 5 | ИК №№ 9, 10, 15, 16, 20, 22 - 24, 26, 28, 29, 39, 40 | ИК №№ 8, 14 | ИК №№ 19, 25, 27 | | 2 | 0,5 | – | – | – | – | – | – | 1,8 | 1,1 | 2,1 | 1,3 | 1,8 | 1,5 | | 2 | 0,8 | – | – | – | – | – | – | 1,1 | 1,6 | 1,3 | 1,8 | 1,2 | 1,8 | | 2 | 0,865 | – | – | – | – | – | – | 1,0 | 1,9 | 1,2 | 2,2 | 1,1 | 2,1 | | 2 | 1 | – | – | – | – | – | – | 0,83 | – | 0,97 | – | 0,91 | – | | 5 | 0,5 | 5,4 | 2,5 | 5,2 | 2,4 | 2,3 | 1,3 | 1,2 | 0,83 | 1,6 | 1,0 | 1,3 | 1,3 | | 5 | 0,8 | 2,8 | 4,3 | 2,7 | 4,2 | 1,4 | 1,9 | 0,75 | 1,1 | 1,00 | 1,4 | 0,87 | 1,4 | | 5 | 0,865 | 2,5 | 5,4 | 2,4 | 5,2 | 1,3 | 2,3 | 0,70 | 1,3 | 0,92 | 1,7 | 0,83 | 1,6 | | 5 | 1 | 1,8 | – | 1,7 | – | 1,1 | – | 0,57 | – | 0,76 | – | 0,57 | – | | 20 | 0,5 | 2,9 | 1,5 | 2,6 | 1,3 | 1,6 | 1,0 | 0,94 | 0,74 | 1,4 | 0,95 | 1,0 | 0,82 | | 20 | 0,8 | 1,6 | 2,4 | 1,4 | 2,2 | 1,00 | 1,4 | 0,63 | 0,91 | 0,91 | 1,3 | 0,63 | 0,98 | | 20 | 0,865 | 1,4 | 2,9 | 1,2 | 2,7 | 0,92 | 1,6 | 0,59 | 1,0 | 0,84 | 1,5 | 0,59 | 1,1 | | 20 | 1 | 1,1 | – | 0,85 | – | 0,76 | – | 0,47 | – | 0,69 | – | 0,47 | – | | 100, 120 | 0,5 | 2,2 | 1,2 | 1,8 | 0,95 | 1,4 | 0,95 | 0,94 | 0,74 | 1,4 | 0,95 | 1,0 | 0,82 | | 100, 120 | 0,8 | 1,2 | 1,8 | 0,96 | 1,5 | 0,91 | 1,3 | 0,63 | 0,91 | 0,91 | 1,3 | 0,63 | 0,98 | | 100, 120 | 0,865 | 1,1 | 2,2 | 0,85 | 1,8 | 0,84 | 1,5 | 0,59 | 1,0 | 0,84 | 1,5 | 0,59 | 1,1 | | 100, 120 | 1 | 0,85 | – | 0,59 | – | 0,69 | – | 0,47 | – | 0,69 | – | 0,47 | – |
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 Iном | Коэффициент мощности | ИК №№ 1 - 4, 6, 7, 11 - 13, 17, 18, 21, 32, 33, 36, 37, 38 | ИК №№ 30, 31, 34, 35 | ИК № 5 | ИК №№ 9, 10, 15, 16, 20, 22 - 24, 26, 28, 29, 39, 40 | ИК №№ 8, 14 | ИК №№ 19, 25, 27 | | 2 | 0,5 | – | – | – | – | – | – | 1,8 | 1,3 | 2,1 | 1,5 | 2,0 | 2,0 | | 2 | 0,8 | – | – | – | – | – | – | 1,2 | 1,8 | 1,4 | 2,0 | 1,4 | 2,3 | | 2 | 0,865 | – | – | – | – | – | – | 1,1 | 2,1 | 1,3 | 2,3 | 1,3 | 2,5 | | 2 | 1 | – | – | – | – | – | – | 0,88 | – | 1,0 | – | 1,2 | – | | 5 | 0,5 | 5,4 | 2,6 | 5,3 | 2,5 | 2,3 | 1,5 | 1,3 | 1,0 | 1,7 | 1,2 | 1,4 | 1,9 | | 5 | 0,8 | 2,9 | 4,4 | 2,8 | 4,3 | 1,5 | 2,0 | 0,91 | 1,3 | 1,1 | 1,6 | 1,1 | 2,0 | | 5 | 0,865 | 2,5 | 5,4 | 2,4 | 5,3 | 1,4 | 2,4 | 0,87 | 1,4 | 1,1 | 1,8 | 1,1 | 2,1 | | 5 | 1 | 1,8 | – | 1,7 | – | 1,1 | – | 0,64 | – | 0,81 | – | 0,78 | – | | 20 | 0,5 | 3,0 | 1,6 | 2,7 | 1,4 | 1,7 | 1,2 | 1,1 | 0,96 | 1,5 | 1,1 | 1,3 | 1,6 | | 20 | 0,8 | 1,7 | 2,5 | 1,5 | 2,2 | 1,1 | 1,5 | 0,81 | 1,1 | 1,0 | 1,4 | 0,95 | 1,7 | | 20 | 0,865 | 1,5 | 3,0 | 1,3 | 2,7 | 1,1 | 1,8 | 0,78 | 1,2 | 0,99 | 1,6 | 0,93 | 1,7 | | 20 | 1 | 1,1 | – | 0,90 | – | 0,81 | – | 0,55 | – | 0,75 | – | 0,71 | – | | 100, 120 | 0,5 | 2,2 | 1,3 | 1,9 | 1,1 | 1,5 | 1,1 | 1,1 | 0,96 | 1,5 | 1,1 | 1,3 | 1,6 | | 100, 120 | 0,8 | 1,3 | 1,9 | 1,1 | 1,6 | 1,0 | 1,4 | 0,81 | 1,1 | 1,0 | 1,4 | 0,95 | 1,7 | | 100, 120 | 0,865 | 1,2 | 2,3 | 0,99 | 1,9 | 0,99 | 1,6 | 0,78 | 1,2 | 0,99 | 1,6 | 0,93 | 1,7 | | 100, 120 | 1 | 0,90 | – | 0,66 | – | 0,75 | – | 0,55 | – | 0,75 | – | 0,71 | – |
|
| Комплектность | Комплектность АИИС представлена в таблице 4.
Таблица 4 – Комплектность АИИС
| Трансформаторы тока: | | STSM-38 | 3 шт. | | ТO-0,66-У3 | 12 шт. | | ТГФ110 | 18 шт. | | ТГФ220-II* | 24 шт. | | ТГФМ-220II* | 6 шт. | | ТЛМ-10 | 8 шт. | | ТЛО-10 | 2 шт. | | ТПЛ-10 | 6 шт. | | ТПЛМ-10 | 4 шт. | | ТПОЛ-10 | 2 шт. | | ТПФМ-10 | 2 шт. | | ТФЗМ 220Б-IV У1 | 9 шт. | | ТФНД-110М | 6 шт. | | ТФНД-220-I | 6 шт. | | Трансформаторы напряжения: | | 3НОМ-35-65 | | | НАМИ-10 | 3 шт. | | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 шт. | | НАМИ-110 УХЛ1 | 21 шт. | | НАМИ-220 УХЛ1 | 27 шт. | | НАМИТ-10 | 1 шт. | | НКФ-110-57 У1 | 6 шт. | | НКФ-220-58 | 15 шт. | | НТМИ-10-66 | 4 шт. | | Счетчики электрической энергии: | | СЭТ-4ТМ.03 | 37 шт. | | СЭТ-4ТМ.03М | 3 шт. |
| Технические средства ИВК | | ИКМ «Пирамида» на базе компьютера DEPO Storm 12300Q1 | 2 шт. | | УСПД «СИКОН С-10» | 17 шт. | | Документация | | СМИР.АУЭ.388.00 ФО. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт». Формуляр» | | СМИР.АУЭ.388.00 Д1. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт». Методика поверки» |
|
| Поверка |
осуществляется в соответствии с документом СМИР.АУЭ.388.00 Д1. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт». Методика поверки», утвержденным 01.10.2012 г. ФГУП «СНИИМ».
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП-2-2У, мультиметр АРРА-109, клещи токовые АТК-2001, измеритель комплексный сопротивлений электрических цепей «Вымпел», ноутбук с доступом в Интернет.
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:
измерительные трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217;
измерительные трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216;
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с документом ИГЛШ.411152.124 РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом ИГЛШ.411152.145 РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
Контроллер «СИКОН С10» - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 180. 00. 000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2003 г.;
Устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г. | | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия;
ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия;
ГОСТ Р 52323-05 Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S;
ГОСТ Р 52425-05 Статические счетчики реактивной энергии;
ГОСТ 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S);
ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия;
СМИР.АУЭ.388.00 ТП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт». Технорабочий проект.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
|
| Заявитель |
Открытое акционерное общество «Новосибирскэнергосбыт»
Адрес: 630099, г.Новосибирск, ул.Орджоникидзе, д.32
|
| Испытательный центр |
Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «СНИИМ»).
Аттестат аккредитации № 30007-09.
Адрес: 630004 г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4., тел. (383)210-08-14,
факс (383)210-1360, E-mail: director@sniim.nsk.ru
| |
