|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Новосибирскэнергосбыт" |
| Обозначение типа | |
| Производитель | ОАО "Новосибирскэнергосбыт", г.Новосибирск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 2 |
| 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 PGС.02 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 электроэнергии | УСПД | | 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-10-3Рег. № 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-10-3Рег. № 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-10-3Рег. № 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-10-3Рег. № 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: 100/√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: 100/√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: 100/√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: 100/√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: 100/√3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03,Рег. № 27524-04 | 0,2S | 0,5 | ЭКОМ-3000,Рег. № 17049-09 | | 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: 100/√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: 100/√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 | | 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: 100/√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-II*,Рег. № 20645-07 | 1000/1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1,Рег. № 20344-05 | 220000/√3: 100/√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-II*,Рег. № 20645-07 | 1000/1 | 0,2S | НАМИ-220 УХЛ1,Рег. № 20344-05 | 220000/√3: 100/√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».
|
| Метрологические и 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 Iном | 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 | | 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 Iном | Коэффи-циент мощнос-ти | 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 | | 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 Iном для ИК № 3 – 6, 8, 9 - 10, 13 - 16, 21, 28 - 29, 39, 40 | от 2 до 120 | | ( ток, % от Iном для ИК № 7, 12, 30 – 38 | от 5 до 120 | | ( напряжение, % от Uном | от 90 до 110 | | ( коэффициент мощности cos ( для ИК № 3 - 10, 12-16, 21, 28 - 40 | 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. |
|
| 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-II* | 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 информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт. Формуляр | СМИР.АУЭ.388.00 ФО | 1 | | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт. Методика поверки | СМИР.АУЭ.388.00 Д1 | 1 |
|
| Поверка | 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 и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
|
| Заявитель |
Открытое акционерное общество «Новосибирскэнергосбыт»
(ОАО «Новосибирскэнергосбыт»)
ИНН 5407025576
Адрес: 630099, г. Новосибирск, ул. Орджоникидзе, д. 32
Телефон (383) 273-98-00
Email: info@nskes.ru
|
| Испытательный центр |
Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)
Адрес: 630004, Российская Федерация, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60
E-mail: director@sniim.ru
Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г. |
