Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Метафракс"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

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».

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Канал измерений

Состав измерительного канала

1

Диспетчерское

наименование

присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №)

Обозначение, тип

Б

я

н

«

н

н

К

Д

с

о

У

1

2

3

4

5

6

1

ГПП-1, ЗРУ-6 кВ, ввод Т1

н

н

Кт = 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 64182-16

А

ТЛШ-10-1

480000

9

° 9

" 1

о -g

ж ^

С) (и Рч

В

-

С

ТЛШ-10-1

К

н

Кт = 0,5 Ктн=6000/Vз/100Vз 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

н

н

Кт = 0,2S Ктт = 4000/5 Рег. № 64182-16

А

ТЛШ-10-1

480000

В

-

С

ТЛШ-10-1

К

н

Кт = 0,5 Ктн=6000/Vз/100Vз 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

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 2000/5 Рег. № 1423-60

А

ТПШЛ-10

40000

° 9

" 1 S £ о -g

ж ^

Эе

Р

В

-

С

ТПШЛ-10

К

н

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

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 2000/5 Рег. № 1423-60

А

ТПШЛ-10

40000

В

-

С

ТПШЛ-10

К

н

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

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 1423-60

А

ТПШЛ-10

36000

В

-

С

ТПШЛ-10

К

н

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

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 1423-60

А

ТПШЛ-10

36000

° 9

" 1 S £ о -g

ж ^

Эе

Р

В

-

С

ТПШЛ-10

К

н

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

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 47959-11

А

ТОЛ-10 III-2 УХЛ1

4800

В

ТОЛ-10 III-2 УХЛ1

С

ТОЛ-10 III-2 УХЛ1

К

н

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

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 47959-11

А

ТОЛ-10 III-2 УХЛ1

4800

В

ТОЛ-10 III-2 УХЛ1

С

ТОЛ-10 III-2 УХЛ1

К

н

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

Г1111-2, ЗРУ-6кВ, фидер 1, (пос. Северный)

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 47958-11

А

ТПЛ-10-M

4800

° 9

" 1 S £ о -g

ж ^

Эе

Р

В

-

С

ТПЛ-10-M

К

н

Кт = 0,5 Ктн=6000/Vз/100Vз 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

Г1111-2, ЗРУ-6кВ, фидер 2, (пос. Северный)

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 47958-11

А

ТПЛ-10

3600

В

-

С

ТПЛ-10

К

н

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

11

КГРЭС №3, фид. пристрой РУ-6кВ, ПСВ-1

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 22192-03

А

ТПЛ-10-М

2400

В

-

С

ТПЛ-10-М

К

н

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

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 22192-03

А

ТПЛ-10-М

2400

° 9

" 1 S £ о -g

Ж ^ Эе Р

В

-

С

ТПЛ-10-М

К

н

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»)

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 47958-11

А

ТПЛ-10М

2400

В

-

С

ТПЛ-10 У3

К

н

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»)

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 47958-11

А

ТПЛ-10М

2400

В

-

С

ТПЛ-10М

К

н

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»

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 50/5 Рег. № 28139-06

А

ТТИ-А

о

° 9

" 1 S £ о -g

ж ^

Эе

Р

В

ТТИ-А

С

ТТИ-А

К

н

-

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»

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 22192-07

А

ТПЛ-10М

1200

В

-

С

ТПЛ-10М

К

н

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

н

н

Кт = 0,5S Ктт = 40/5 Рег. № 40110-08

А

ТОП-0,66

00

В

-

С

-

К

н

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»

н

н

Кт = 0,5 S Ктт = 200/5 Рег. № 40110-08

А

ТОП-0,66

о

° 9

" 1 S £

О Ф

Ж ^ Эе Р

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

К

н

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04

СЭТ - 4ТМ.03.08

19

База отдыха «Г убахинский кокс»

н

н

Кт = 0,5 S Ктт = 50/5 Рег. № 40110-08

А

ТОП-0,66

о

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

К

н

А

В

С

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04

СЭТ - 4ТМ.03.08

20

ПС 46, УСИ, ввод №1

н

н

Кт = 0,5 S Ктт = 20/5 Рег. № 40110-08

А

ТОП-0,66

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

К

н

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

н

н

Кт = 0,5 S Ктт = 20/5 Рег. № 40110-08

А

ТОП-0,66

° 9

" 1 S £

О Ф

Ж ^ Эе Р

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

К

н

А

В

С

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04

СЭТ - 4ТМ.03.08

22

ПС 46, «Мегафон» №1

н

н

Кт = 0,5 S Ктт = 20/5 Рег. № 40110-08

А

ТОП-0,66

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

К

н

А

В

С

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04

СЭТ - 4ТМ.03.08

23

ПС 46, «Мегафон» №2

н

н

Кт = 0,5 S Ктт = 20/5 Рег. № 40110-08

А

ТОП-0,66

В

ТОП-0,66

С

ТОП-0,66

К

н

А

В

С

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 27524-04

СЭТ - 4ТМ.03.08

1

2

3

4

5

6

S

,5

о'

II

т

К

А

ТОП-0,66

н

н

Ктт = 30/5

В

Рег. № 40110-08

С

К

н

А

24

ПС 38, ОАО «Пермрегионгаз» №1

В

С

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

9

° 9

" 1 S £

О g О &

Рч

Ксч = 1

СЭТ

- 4ТМ.03.08

Рег. № 27524-04

Кт = 0,5S

А

ТОП-0,66

н

н

Ктт = 30/5

В

Рег. № 40110-08

С

К

н

25

ПС 38, ОАО

«Пермрегионгаз» №2

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1

СЭТ

- 4ТМ.03.08

Рег. № 27524-04

1

2

3

4

5

6

26

АО «Г азпром газораспределение Пермь» (Уралгазсервис)

н

н

А

-

9

° 9

" 1 S £

О g О &

Рч

В

С

К

н

А

В

С

к

ч

ё * ч

о

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04

СЭТ - 4ТМ.03.09

27

ЦЭБ, АД-2

н

н

Кт = 0,2S Ктт = 150/5 Рег. № 47958-16

А

ТПЛ-10-М

1800

В

-

С

ТПЛ-10-М

К

н

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

Кт = 0,2S

А

ТПЛ-10-М

н

н

Ктт = 100/5

В

-

Рег. № 47958-16

С

ТПЛ-10-М

Кт = 0,5

А

ЗНОЛ.01ПМИ

2000

28

ЦЭБ, п/ст 46,Т-1

К

н

Ктн=10000^3/100^3

В

ЗНОЛ.01ПМИ

Рег. № 46738-11

С

ЗНОЛ.01ПМИ

Счетчи

к

Кт = 0,2S/0,5

° 9

" I

S £ о -g

ж ^

С) <и Рч

Ксч = 1 Рег. № 20176-06

ЦЭ6850М

Кт = 0,2S

А

ТПЛ-10-М

н

н

Ктт = 100/5

В

-

Рег. № 47958-16

С

ТПЛ-10-М

К

н

Кт = 0,5

А

ЗНОЛ.01ПМИ

2000

29

ЦЭБ, п/ст 46,Т-2

Ктн=10000^3/100^3

В

ЗНОЛ.01ПМИ

Рег. № 46738-11

С

ЗНОЛ.01ПМИ

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5

Ксч = 1 Рег. №20176-06

ЦЭ6850М

1

2

3

4

5

6

н

н

Кт = 0,2S

А

ТВ-110

Ктт = 300/5

В

ТВ-110

Рег. № 64181-16

С

ТВ-110

К

н

Кт = 0,2

А

TVI145

66000

30

Г1111-3, ввод №1

Ктн=110000^3/100^3

В

TVI145

Рег. № 71404-18

С

TVI145

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-17

СЭТ - 4ТМ.03.М

ЭКОМ-3000 Рег.№ 17049-09

Кт = 0,2S

А

ТВ-110

н

н

Ктт = 300/5

В

ТВ-110

Рег. № 64181-16

С

ТВ-110

Кт = 0,2 Ктн=110000^3/100^3

А

TVI145

66000

31

Г1111-3, ввод №2

К

н

В

TVI145

Рег. № 71404-18

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»

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 64182-16

А

ТШП-0,66

о

00

° 9

" I

S £

О g Ж ^

С) (и Рч

В

ТШП-0,66

С

ТШП-0,66

К

н

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 20176-06

ЦЭ6850М

33

Станция «Новая»

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 64182-16

А

ТШП-0,66

о

00

В

ТШП-0,66

С

ТШП-0,66

К

н

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 20176-06

ЦЭ6850М

1

2

3

4

5

6

Кт = 0,5

А

Т-0,66

н

н

Ктт = 100/5

В

Т-0,66

Рег. № 51516-12

С

Т-0,66

° 9

" 1 S £

О g

Эе

Рч

К

н

34

ООО «Г азпром

о

(N

трансгаз Чайковский» (ГРС)

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.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера

ИК

Вид электроэнергии

Границы основной погрешности (+5), %

Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %

1,2

Активная

Реактивная

1,0

1,8

2,8

4,0

3,4,5,6,7,8,9,10,13,14

Активная

1,2

5,7

Реактивная

2,5

3,5

11,12

Активная

1,2

5,1

Реактивная

2,5

4,4

16

Активная

1,1

5,5

Реактивная

2,3

2,9

15,17,18,19,20,21,22,23,24,25

Активная

0,8

4,7

Реактивная

1,9

2,8

26

Активная

0,6

1,9

Реактивная

1,1

2,5

27

Активная

1,0

2,8

Реактивная

1,6

2,1

28,29

Активная

0,8

2,2

Реактивная

1,6

2,1

30,31

Активная

0,5

2,0

Реактивная

1,1

2,0

32,33,34

Активная

0,8

5,3

Реактивная

1,9

2,8

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Л), 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% Ьюм cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК АИИС КУЭ

34

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 99 до 101

ток, % от 1ном

от 100 до 120

коэффициент мощности, cosj

0,87

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от 1ном

от 1(2) до 120

коэффициент мощности, cosj

от 0,5 инд до 0,8 емк

температура окружающей среды, °С:

для ТТ и ТН

от -60 до +40

для счетчиков

от -40 до +70

для УСПД

от -10 до +50

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

0,5

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики ЕвроАЛЬФА:

среднее время наработки до отказа, ч,

80000

среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

Электросчетчики СЕ 303:

среднее время наработки до отказа, ч,

220000

2

среднее время восстановления работоспособности, ч,

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03:

90000

среднее время наработки до отказа, ч,

среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

Электросчетчики ЦЭ6850М:

160000

среднее время наработки до отказа, ч,

среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03.М:

среднее время наработки до отказа, ч,

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

УСПД:

75000

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

ИВК:

0,99

1

- коэффициент готовности, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

45

направлениях, сут, не менее

ИВКЭ:

- суточных данных о тридцатиминутных приращениях

45

электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее

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, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Метафракс

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

Развернуть полное описание