Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Метафракс"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74219-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Тераконт", г.Пермь |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Метафракс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74219-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Метафракс" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 007 |
Производитель / Заявитель
ООО "Тераконт", г.Пермь
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 74219-19: Описание типа СИ | Скачать | 150 КБ | |
| 74219-19: Методика поверки МП 206.1-230-2018 | Скачать | 7.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Метафракс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура) установленные на объектах АИИС КУЭ.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) со встроенным GPS-приемником, и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора, хранения, предоставления результатов измерений; автоматизированные рабочие места (АРМ), установленные на объекте, и АРМ, обеспечивающие удаленный доступ; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура).
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. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на третий уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычислние электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и храннение поступающей информации. Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл с результатами измерений в формате XML. Передача коммерческой информации с верхнего уровня АИИС КУЭ в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежнымым субъектам ОРЭ, сетевым организациям осуществляется в
ручном режиме по электронной почте в виде электронного документа XML (80020, 80040, 80050) с подтверждением его подлинности электронной подписью ПАО «Метафракс». Для обмена информацией используется резервированный канал связи (интернет-соединение).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования -ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ±1 мс.
УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами сервера, сличение происходит при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция осуществляется при расхождении показаний часов на ±2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера».
ПК «Энергосфера» предназначен для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счётчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту результатов измерений, данных о состоянии средств и объектов измерений, Доступ к ПК «Энергосфера» с целью параметрирования и считывания данных защищен паролями ПК «Энергосфера» и паролем операционной системы в соответсвии с правами доступа.
Программное обеспечение счетчиков электрической энергии защищено от параметрирования и считывания данных паролями в соответсвии с правами доступа.
Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является программный модуль сервера опроса «Библиотека» с наименованием файла pso_metr.dll. Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Версия не ниже 6.4 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «высокий».
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Канал измерений |
Состав измерительного канала | ||||||
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) |
Обозначение, тип |
Ктт^Ктн^Ксч |
УСПД | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
1 |
ГПП-1, ЗРУ-6 кВ, ввод Т1 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 64182-16 |
А |
ТЛШ-10-1 |
о о о о ОО |
ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-09 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТЛШ-10-1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=6000/^3/100^3 Рег. № 23544-07 |
А |
ЗНОЛП-6 | ||||
|
В |
ЗНОЛП-6 | ||||||
|
С |
ЗНОЛП-6 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
|
2 |
ГПП-1, ЗРУ-6кВ, ввод Т2 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 64182-16 |
А |
ТЛШ-10-1 |
о о о о ОО | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТЛШ-10-1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=6000/^3/100^3 Рег. № 23544-07 |
А |
ЗНОЛП-6 | ||||
|
В |
ЗНОЛП-6 | ||||||
|
С |
ЗНОЛП-6 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
3 |
ГПП-2, ЗРУ-10кВ, ввод Т1 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 2000/5 Рег. № 1423-60 |
А |
ТПШЛ-10 |
о о о о |
ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-09 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПШЛ-10 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ.01ПМИ-10 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.01ПМИ-10 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.01ПМИ-10 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S /1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
|
4 |
ГПП-2, ЗРУ-10кВ, ввод Т2 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 2000/5 Рег. № 1423-60 |
А |
ТПШЛ-10 |
о о о о | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПШЛ-10 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ.01ПМИ-10 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.01ПМИ-10 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.01ПМИ-10 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S /1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
|
5 |
ГПП-2, ЗРУ-6кВ, ввод Т1 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 1423-60 |
А |
ТПШЛ-10 |
36000 | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПШЛ-10 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛП-6У2 | ||||
|
В |
ЗНОЛП-6У2 | ||||||
|
С |
ЗНОЛП-6У2 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S /1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
6 |
ГПП-2, ЗРУ-6кВ, ввод Т2 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 1423-60 |
А |
ТПШЛ-10 |
36000 |
ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-09 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПШЛ-10 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛП-6У2 | ||||
|
В |
ЗНОЛП-6У2 | ||||||
|
С |
ЗНОЛП-6У2 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S /1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
|
7 |
ГПП «Косьва», ЗРУ-6кВ, ввод Т1 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 47959-11 |
А |
ТОЛ-10 Ш-2 УХЛ1 |
о о 00 | |
|
В |
ТОЛ-10 Ш-2 УХЛ1 | ||||||
|
С |
ТОЛ-10 Ш-2 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S /1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RL-C-4 | |||||
|
8 |
ГПП «Косьва», ЗРУ-6кВ, ввод Т2 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 47959-11 |
А |
ТОЛ-10 III-2 УХЛ1 |
о о 00 | |
|
В |
ТОЛ-10 III-2 УХЛ1 | ||||||
|
С |
ТОЛ-10 III-2 УХЛ1 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RL-C-4 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
9 |
ГПП-2, ЗРУ-6кВ, фидер 1, (пос. Северный) |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 47958-11 |
А |
ТПЛ-10-M |
о о 00 |
ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-09 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПЛ-10-M | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=6000/\3/100\3 Рег. № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
|
10 |
ГПП-2, ЗРУ-6кВ, фидер 2, (пос. Северный) |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 47958-11 |
А |
ТПЛ-10 |
3600 | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПЛ-10 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктт i 6000/\3/100/\ 3 Рег. № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
|
11 |
КГРЭС №3, фид. пристрой РУ-6кВ, ПСВ-1 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 22192-03 |
А |
ТПЛ-10-М |
2400 | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПЛ-10-М | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=6000/\3/100/\3 Рег. № 46738-11 |
А |
3НОЛ.06-6У3 | ||||
|
В |
3НОЛ.06-6У3 | ||||||
|
С |
3НОЛ.06-6У3 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
12 |
КГРЭС №3, фид. пристрой РУ-6кВ, ПСВ-2 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 22192-03 |
А |
ТПЛ-10-М |
2400 |
ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-09 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПЛ-10-М | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн 6000/\3/100/\3 Рег. № 3344-04 |
А |
3НОЛ.06-6 | ||||
|
В |
3НОЛ.06-6 | ||||||
|
С |
3НОЛ.06-6 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
|
13 |
ГПП-1, ЗРУ-6кВ, яч. 34, ввод №1, (ЗАО «Метадинеа») |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 47958-11 |
А |
ТПЛ-10М |
2400 | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПЛ-10 У3 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=6000/\3/100/\3 Рег. № 23544-07 |
А |
ЗНОЛП-6 У2 | ||||
|
В |
ЗНОЛП-6 У2 | ||||||
|
С |
ЗНОЛП-6 У2 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
|
14 |
ГПП-1, ЗРУ-6кВ, яч. 12, ввод №2, (ЗАО «Метадинеа») |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 47958-11 |
А |
ТПЛ-10М |
2400 | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПЛ-10М | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=6000/\3/100/\3 Рег. № 23544-07 |
А |
ЗНОЛП-6 У2 | ||||
|
В |
ЗНОЛП-6 У2 | ||||||
|
С |
ЗНОЛП-6 У2 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 16666-97 |
EA05RAL-B-3 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
15 |
Пост охраны «Переезд» |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 50/5 Рег. № 28139-06 |
А |
ТТИ-А |
10 |
ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-09 |
|
В |
ТТИ-А | ||||||
|
С |
ТТИ-А | ||||||
|
ТН |
- |
А | |||||
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ - 4ТМ.03.08 | |||||
|
16 |
ПС 36, ЗРУ-6кВ, яч.14 ОАО «Пермвтормет» |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 22192-07 |
А |
ТПЛ-10М |
1200 | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПЛ-10М | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн 6000/\3/100/\3 Рег. № 3344-04 |
А |
ЗНОЛ.06 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.06 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-17 |
СЭТ - 4ТМ.03М | |||||
|
17 |
Станция «Углеуральская» пост охраны |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 40/5 Рег. № 40110-08 |
А |
ТОП-0,66 |
ОО | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
- | ||||||
|
ТН |
А | ||||||
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ - 4ТМ.03.08 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
18 |
ПС 38, ЗРУ-0,4 кВ, ОАО «Пермавтодор» |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 200/5 Рег. № 40110-08 |
А |
ТОП-0,66 |
06 |
ЭКОМ-3000 Рег.№17049-09 |
|
В |
ТОП-0,66 | ||||||
|
С |
ТОП-0,66 | ||||||
|
ТН | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ - 4ТМ.03.08 | |||||
|
19 |
База отдыха «Г убахинский кокс» |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 50/5 Рег. № 40110-08 |
А |
ТОП-0,66 |
10 | |
|
В |
ТОП-0,66 | ||||||
|
С |
ТОП-0,66 | ||||||
|
ТН |
А | ||||||
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ - 4ТМ.03.08 | |||||
|
20 |
ПС 46, УСИ, ввод №1 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 20/5 Рег. № 40110-08 |
А |
ТОП-0,66 | ||
|
В |
ТОП-0,66 | ||||||
|
С |
ТОП-0,66 | ||||||
|
ТН |
А | ||||||
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ - 4ТМ.03.08 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
21 |
ПС 46, УСИ, ввод №2 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 20/5 Рег. № 40110-08 |
А |
ТОП-0,66 |
■'Т |
ЭКОМ-3000 Рег.№17049-09 |
|
В |
ТОП-0,66 | ||||||
|
С |
ТОП-0,66 | ||||||
|
ТН |
А | ||||||
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ - 4ТМ.03.08 | |||||
|
22 |
ПС 46, «Мегафон» №1 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 20/5 Рег. № 40110-08 |
А |
ТОП-0,66 | ||
|
В |
ТОП-0,66 | ||||||
|
С |
ТОП-0,66 | ||||||
|
ТН |
А | ||||||
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ - 4ТМ.03.08 | |||||
|
23 |
ПС 46, «Мегафон» №2 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 20/5 Рег. № 40110-08 |
А |
ТОП-0,66 | ||
|
В |
ТОП-0,66 | ||||||
|
С |
ТОП-0,66 | ||||||
|
ТН |
А | ||||||
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ - 4ТМ.03.08 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
24 |
ПС 38, ОАО «Пермрегионгаз» №1 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 30/5 Рег. № 40110-08 |
А |
ТОП-0,66 |
о |
ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-09 |
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
ТН |
А | ||||||
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ - 4ТМ.03.08 | |||||
|
25 |
ПС 38, ОАО «Пермрегионгаз» №2 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 30/5 Рег. № 40110-08 |
А |
ТОП-0,66 |
о | |
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
ТН | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ - 4ТМ.03.08 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
26 |
АО «Г азпром газораспределение Пермь» (Уралгазсервис) |
II |
А |
1—н |
ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-09 | ||
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
ТН |
А | ||||||
|
В | |||||||
|
С | |||||||
|
Счетчи к |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ - 4ТМ.03.09 | |||||
|
27 |
ЦЭБ, АД-2 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 150/5 Рег. № 47958-16 |
А |
ТПЛ-10-М |
1800 | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПЛ-10-М | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн 6000/\3/100/\ 3 Рег. № 3344-08 |
А |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||
|
В |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.06-6 У3 | ||||||
|
Счетчи к |
Кт = 0,5S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 33446-06 |
СЕ303 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
28 |
ЦЭБ, п/ст 46,Т-1 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 100/5 Рег. № 47958-16 |
А |
ТПЛ-10-М |
о о о ci |
ЭКОМ-3000 Рег.№17049-09 |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПЛ-10-М | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ.01ПМИ | ||||
|
В |
ЗНОЛ.01ПМИ | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.01ПМИ | ||||||
|
Счетчи к |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 20176-06 |
ЦЭ6850М | |||||
|
29 |
ЦЭБ, п/ст 46,Т-2 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 100/5 Рег. № 47958-16 |
А |
ТПЛ-10-М |
о о о ci | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПЛ-10-М | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн=10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ.01ПМИ | ||||
|
В |
ЗНОЛ.01ПМИ | ||||||
|
С |
ЗНОЛ.01ПМИ | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. №20176-06 |
ЦЭ6850М | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
30 |
ГПП-3, ввод №1 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 64181-16 |
А |
ТВ-110 |
00099 |
ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-09 |
|
В |
ТВ-110 | ||||||
|
С |
ТВ-110 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 71404-18 |
А |
TVI145 | ||||
|
В |
TVI145 | ||||||
|
С |
TVI145 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-17 |
СЭТ - 4ТМ.03.М | |||||
|
31 |
ГПП-3, ввод №2 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 300/5 Рег. № 64181-16 |
А |
ТВ-110 |
00099 | |
|
В |
ТВ-110 | ||||||
|
С |
ТВ-110 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн=110000/^3/100/^3 Рег. № 71404-18 |
А |
TVI145 | ||||
|
В |
TVI145 | ||||||
|
С |
TVI145 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-17 |
СЭТ - 4ТМ.03.М | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
32 |
Станция «Водораздельная» |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 64182-16 |
А |
ТШП-0,66 |
О 00 |
ЭКОМ-3000 Рег.№17049-09 |
|
В |
ТШП-0,66 | ||||||
|
С |
ТШП-0,66 | ||||||
|
ТН | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 20176-06 |
ЦЭ6850М | |||||
|
33 |
Станция «Новая» |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 64182-16 |
А |
ТШП-0,66 |
о 00 | |
|
В |
ТШП-0,66 | ||||||
|
С |
ТШП-0,66 | ||||||
|
ТН | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 20176-06 |
ЦЭ6850М | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
34 |
ООО «Г азпром трансгаз Чайковский» (ГРС) |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 51516-12 |
А |
Т-0,66 |
20 |
ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-09 |
|
В |
Т-0,66 | ||||||
|
С |
Т-0,66 | ||||||
|
ТН | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 20176-06 |
ЦЭ6850М | |||||
|
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносятся изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемаячасть. | |||||||
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
|
1,2 |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,8 4,0 |
|
3,4,5,6,7,8,9,10,13,14 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,7 3,5 |
|
11,12 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
5,1 4,4 |
|
16 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
5,5 2,9 |
|
15,17,18,19,20,21,22,23,24,25 |
Активная Реактивная |
0,8 1,9 |
4,7 2,8 |
|
26 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,9 2,5 |
|
27 |
Активная Реактивная |
1,0 1,6 |
2,8 2,1 |
|
28,29 |
Активная Реактивная |
0,8 1,6 |
2,2 2,1 |
|
30,31 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,0 2,0 |
|
32,33,34 |
Активная Реактивная |
0,8 1,9 |
5,3 2,8 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Д), с |
5 | ||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% 1ном cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК АИИС КУЭ |
34 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности, cos9 температура окружающей среды, °С |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности, cos9 температура окружающей среды, °С: для ТТ и ТН для счетчиков для УСПД магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 1(2) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -60 до +40 от -40 до +70 от -10 до +50 0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики ЕвроАЛЬФА: среднее время наработки до отказа, ч, среднее время восстановления работоспособности, ч, Электросчетчики СЕ 303: среднее время наработки до отказа, ч, среднее время восстановления работоспособности, ч, Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03: среднее время наработки до отказа, ч, среднее время восстановления работоспособности, ч, Электросчетчики ЦЭ6850М: среднее время наработки до отказа, ч, среднее время восстановления работоспособности, ч, Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03.М: среднее время наработки до отказа, ч, среднее время восстановления работоспособности, ч, УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч ИВК: - коэффициент готовности, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
80000 2 220000 2 90000 2 160000 2 220000 2 75000 24 0,99 1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
45 45 3,5 |
Надежность системных решений:
резервирование питания УСПД с помощью системы гарантированного электропитания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по двум каналам связи;
Журналы событий счетчиков электроэнергии фиксируют время и даты наступления событий: факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
факты коррекции времени с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
формирование обобщенного события по результатам автоматической самодиагностики; отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
В Журнале событий ИВКЭ автоматически фиксируются время и даты наступления следующих событий:
ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
попыток несанкционированного доступа;
связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
перезапусков ИВКЭ;
фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
результатов самодиагностики;
отключения питания.
Журнал событий ИВК фиксирует:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
факт и величину синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.,
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика;
промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;
испытательной коробки;
УСПД;
ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчике;
пароль на УСПД;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
ИВК.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
ТВ-110 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛШ-10-1 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 III |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М |
20 |
|
Трансформаторы тока |
ТПШЛ-10 |
8 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОП-0,66 |
21 |
|
Трансформаторы тока |
ТТИ-А |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ.06 |
21 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-6 |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
TVI145 |
6 |
|
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАльфа |
14 |
|
Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные |
СЕ 303 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
11 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
3 |
|
Счетчики электрической энергии |
ЦЭ6850 |
5 |
|
УСПД |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-230-2018 | |
|
Паспорт-Формуляр |
У-1811-1-ПФ |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-230-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Метафракс». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 23 ноября 2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчики ЕвроАЛЬФА - по методике поверки с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков класса 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, , являющейся приложением к руоковдству по эусплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии документом ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многфункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки»;
- счетчики ЦЭ6850М - в соответствии с документом ИНЕС.411152.034 Д1 с изм. №1 «Счетчики электрической энергии ЦЭ6850. Методика поверки»;
- счетчики СЕ 303 - в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 303. Методика поверки». ИНЕС.411152.081 Д1;
- для УСПД «ЭКОМ-3000» - в соответствии с ПКБМ.421459.003 МП «Устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000. Методика поверки» 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
- термогигрометр «CENTER» (мод. 315), рег. № 22129-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительнойкоммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Метафракс», аттестованной ФГУП «ВНИИМС» (аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.08.2016 г.).
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
