Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ОЭМК"
- ОАО "Оскольский Электрометаллургический комбинат", г.Старый Оскол
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:59417-14
- 24.08.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ОЭМК"
Основные | |
Тип | |
Год регистрации | 2014 |
Дата протокола | Приказ 2071 п. 49 от 19.12.2014 |
Класс СИ | 34.01.04 |
Срок действия сертификата | .. |
Страна-производитель | Россия |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭМК» (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям,
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС;
- ведение системы единого времени в АИИС (коррекция времени).
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановок (ИВКЭ).
- 3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии. Перечень измерительных компонентов ИИК ТИ приведен в таблице 1. В качестве связующих компонентов для соединения уровня ИИК ТИ и уровня ИВКЭ используются модемы для выделенных проводных линий связи типа ZyXEL U-336RE.
В качестве ИВКЭ используется устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 (Рег. № 41907-09) исполнения RTU-327LV-E2-B06-M02, устройство синхронизации системного времени yCCB-35HVS, связующие компоненты. В качестве связующих компонентов используются сетевой концентратор, преобразователи интерфейсов MOXA NPort 5450 и MOXA NPort 5430, модемный пул RS-1612 и модемы для выделенных проводных линий связи типа ZyXEL U-336RE. Связующие компоненты ИВКЭ обеспечивают связь между ИВКЭ и ИИК ТИ, также резервный канал связи для доступа к результатам измерений, хранящимся в памяти УСПД ИВКЭ.
В качестве ИВК АИИС КУЭ используется комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10). В ИВК входят компьютеры сервера баз данных, а также рабочие станции, оснащенные программным обеспечением автоматизированных рабочих мест для обеспечения доступа к результатам измерений.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ 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. Количество накопленных в регистрах импульсов за 30-минутный интервал времени пропорционально энергии каждого вида и направления.
По окончании 30-минутного интервала накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в координированной шкале времени UTC(SU). Результаты измерений электроэнергии за 30-минутный интервал в виде количества импульсов и журналы событий счетчиков передаются в ИВКЭ.
ИВКЭ осуществляет: сбор, хранение и передачу в сервер АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; пересчет числа импульсов за каждый получасовой интервал в приращения электрической энергии; измерение времени в шкале UTC(SU); синхронизацию часов счетчиков, опрашиваемых УСПД; ведение журналов событий, в которые записывается служебная информация, касающаяся изменения состояния УСПД и внештатные ситуации. УСПД посылает в счетчики команды синхронизации часов один раз в 30 минут.
ИВК осуществляет сбор результатов измерений с ИВКЭ и перемножение на коэффициенты трансформации накопленных приращений электроэнергии. Сервер АИИС КУЭ обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в программно-аппаратный комплекс коммерческого учета электроэнергии ОАО «АТС», автоматизированную информационную систему филиала ОАО «СО ЕЭС» - «Белгородское РДУ», автоматизированную информационно-измерительную систему ОАО «Белгородэнергосбыт», интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом филиала ОАО «МРСК Центра» - «Белгородэнерго».
На уровне ИВК, с использованием автоматизированных рабочих мест, обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из базы данных и автоматическая передача результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ обеспечивает возможность включения дополнительных ИК, аналогичных по структуре существующим в АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.
Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов ИИК ТИ
№ ИИК | Наименование | СИ, класс точности, коэффициент преобразования, Рег. № | Тип СИ | ||
1 | 2 | 3 | 4 | ||
1 | ПС 330/110 кВ «ОЭМК», яч. WL102, ВЛ 330 кВ Металлургиче ская - ОЭМК №1 | ТТ | КТ 0,2S Ктт=2000/5 № 32123-06 | А | ТВ |
В | ТВ | ||||
С | ТВ | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=(330000:^3)/(110:^3), №28611-05 | А | UGC 245 | ||
В | UGC 245 | ||||
С | UGC 245 | ||||
Счетчик | КТ 0,2S/0,5 Ксч = 1, № 31857-06 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
2 | ПС 330/110 кВ «ОЭМК», яч. WL104, ВЛ 330 кВ Металлургиче ская - ОЭМК №2 | ТТ | КТ 0,2S Ктт=2000/5 № 32123-06 | А | ТВ |
В | ТВ | ||||
С | ТВ | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=(330000:^3)/(110:^3), № 28611-05 | А | UGC 245 | ||
В | UGC 245 | ||||
С | UGC 245 | ||||
Счетчик | КТ 0,2S/0,5 Ксч = 1, № 31857-06 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
3 | ПС 330/110 кВ «ОЭМК», яч. WL103, ВЛ 330 кВ Старый Оскол -ОЭМК №1 | ТТ | КТ 0,2S Ктт=2000/5 № 32123-06 | А | ТВ |
В | ТВ | ||||
С | ТВ | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=(330000:^3)/(110:^3), № 28611-05 | А | UGC 245 | ||
В | UGC 245 | ||||
С | UGC 245 | ||||
Счетчик | КТ 0,2S/0,5 Ксч = 1, № 31857-06 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
4 | ПС 330/110 кВ «ОЭМК», яч. WL101, ВЛ 330 кВ Старый Оскол -ОЭМК №2 | ТТ | КТ 0,2S Ктт=2000/5, №32123-06 | А | ТВ |
В | ТВ | ||||
С | ТВ | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=(330000:^3)/(110:^3), № 28611-05 | А | UGC 245 | ||
В | UGC 245 | ||||
С | UGC 245 | ||||
Счетчик | КТ 0,2S/0,5 Ксч = 1, № 31857-06 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 |
1 | 2 | 3 | 4 | ||
5 | ПС 110/10/10 кВ «Меткомбинат», яч. Е07, ВЛ 110 кВ №1 Голофеевка -Меткомбинат 1 цепь | ТТ | КТ 0,5 Ктт=1000/1 №28607-05 | А В С | АМТ 110 III |
ТН | КТ 0,5 Ктн=(110000:^3)/(100:^3) №28610-05 | А | VMG 145 III | ||
В | VMG 145 III | ||||
С | VMG 145 III | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
6 | ПС 110/10/10 кВ "Меткомбинат", яч. Е08, ВЛ 110 кВ №2 Голофеевка -Меткомбинат 2 цепь | ТТ | КТ 0,5 Ктт=1000/1 № 28607-05 | А В С | АМТ 110 III |
ТН | КТ 0,5 Ктн=(110000:^3)/(100:^3) № 28610-05 | А | VMG 145 III | ||
В | VMG 145 III | ||||
С | VMG 145 III | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
7 | ПС 110/10/10 кВ «Строительная», ввод 110 кВ на Т11 | ТТ | КТ 0,5S Ктт=75/5 № 36672-08 | А | ТГФМ-110 II |
В | ТГФМ-110 II | ||||
С | ТГФМ-110 II | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=(110000:^3)/(100:^3) № 41794-09 | А | ЗНГ | ||
В | ЗНГ | ||||
С | ЗНГ | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
8 | ПС 110/10/10 кВ «Строительная», ввод 110 кВ на Т12 | ТТ | КТ 0,5S Ктт=75/5 № 36672-08 | А | ТГФМ-110 II |
В | ТГФМ-110 II | ||||
С | ТГФМ-110 II | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=(110000:^3)/(100:^3) № 41794-09 | А | ЗНГ | ||
В | ЗНГ | ||||
С | ЗНГ | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
9 | ПС «Промводо-забор» 110/35/6 кВ, ввод №1 35 кВ от Т13 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=200/5 №3690-73 | А | ТФН-35М |
В | - | ||||
С | ТФН-35М | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=(35000:^3)/(100:^3) № 912-54 | А | ЗНОМ-35 | ||
В | ЗНОМ-35 | ||||
С | ЗНОМ-35 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 |
1 | 2 | 3 | 4 | ||
10 | ПС «Промводо-забор» 110/35/6 кВ, ввод №2 35 кВ от Т14 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=200/5 №3690-73 | А | ТФН-35М |
В | - | ||||
С | ТФН-35М | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=(35000:^3)/(100:^3) № 912-54 | А | ЗНОМ-35 | ||
В | ЗНОМ-35 | ||||
С | ЗНОМ-35 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
11 | ПС «Промводо-забор» 110/35/6 кВ, ввод №1 6 кВ от Т13 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=600/5 № 1261-02 | А | ТПОЛ-10 |
В | - | ||||
С | ТПОЛ-10 | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 | ||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
12 | ПС «Промводо-забор» 110/35/6 кВ, ввод №2 6 кВ от Т14 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=600/5 № 1261-02 | А | ТПОЛ-10 |
В | - | ||||
С | ТПОЛ-10 | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=6000/100 № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 | ||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
13 | ПС «Строительная» 110/10/10 кВ, ЗРУ 10 кВ, яч. № 13 | ТТ | КТ 0,5S Ктт=200/5 №45040-10 | А | ТВЛМ |
В | - | ||||
С | ТВЛМ | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=10000/100, № 4947-98 | А | НОМ-10-66 | ||
В | НОМ-10-66 | ||||
С | НОМ-10-66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
14 | ПС «Строительная» 110/10/10 кВ, ЗРУ 10 кВ, яч. № 16 | ТТ | КТ 0,5S Ктт=150/5 №45040-10 | А | ТВЛМ |
В | - | ||||
С | ТВЛМ | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=10000/100, № 4947-98 | А | НОМ-10-66 | ||
В | НОМ-10-66 | ||||
С | НОМ-10-66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 |
1 | 2 | 3 | 4 | ||
15 | ПС «Строительная» 110/10/10 кВ, ЗРУ 10 кВ, яч. № 12 | ТТ | КТ 0,5S Ктт=600/5 №45040-10 | А | ТВЛМ |
В | - | ||||
С | ТВЛМ | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=10000/100, № 4947-98 | А | НОМ-10-66 | ||
В | НОМ-10-66 | ||||
С | НОМ-10-66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
16 | ПС «Строительная» 110/10/10 кВ, ЗРУ 10 кВ, яч. № 32 | ТТ | КТ 0,5S Ктт=600/5 №45040-10 | А | ТВЛМ |
В | - | ||||
С | ТВЛМ | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=10000/100, № 4947-98 | А | НОМ-10-66 | ||
В | НОМ-10-66 | ||||
С | НОМ-10-66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
17 | ПС «Строительная» 110/10/10 кВ, ЗРУ 10 кВ, яч. № 34 | ТТ | КТ 0,5S Ктт=600/5 №45040-10 | А | ТВЛМ |
В | - | ||||
С | ТВЛМ | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=10000/100, № 4947-98 | А | НОМ-10-66 | ||
В | НОМ-10-66 | ||||
С | НОМ-10-66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
18 | ПС 110/10/10кВ «Стройматериалы», ЗРУ 10 кВ, яч. № 7А | ТТ | КТ 0,5 Ктт=100/5 № 48489-11 | А | IWR 10K |
В | - | ||||
С | IWR 10K | ||||
ТН | КТ 1 Ктн=(10000:^3)/(100: ^3), № 28608-05 | А | EPR 20F | ||
В | EPR 20F | ||||
С | EPR 20F | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
19 | ПС 110/10/10 кВ «Стройматериалы», ЗРУ 10 кВ, яч. № 7В | ТТ | КТ 0,5 Ктт=100/5 № 48489-11 | А | IWR 10K |
В | - | ||||
С | IWR 10K | ||||
ТН | КТ 1 Ктн=(10000:^3)/(100: ^3), №28608-05 | А | EPR 20F | ||
В | EPR 20F | ||||
С | EPR 20F | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 |
1 | 2 | 3 | 4 | ||
20 | ПС 110/10/10 кВ «Стройматериалы», ЗРУ 10 кВ, яч. № 14А | ТТ | КТ 0,5 Ктт=150/5 № 28612-05 | А | IWR 10K |
В | - | ||||
С | IWR 10K | ||||
ТН | КТ 1 Ктн=(10000:^3)/(100: ^3), № 28608-05 | А | EPR 20F | ||
В | EPR 20F | ||||
С | EPR 20F | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
21 | ПС 110/10/10 кВ «Стройматериалы», ЗРУ 10 кВ, яч. № 14В | ТТ | КТ 0,5 Ктт=150/5 №28612-05 | А | IWR 10K |
В | - | ||||
С | IWR 10K | ||||
ТН | КТ 1 Ктн=(10000:^3)/(100: ^3), №28608-05 | А | EPR 20F | ||
В | EPR 20F | ||||
С | EPR 20F | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
22 | ПС 110/10/10 кВ «Стройматериалы», ЗРУ 10 кВ, яч. № 15А | ТТ | КТ 0,5 Ктт=100/5 №28612-05 | А | IWR 10K |
В | - | ||||
С | IWR 10K | ||||
ТН | КТ 1 Ктн=(10000:^3)/(100: ^3), №28608-05 | А | EPR 20F | ||
В | EPR 20F | ||||
С | EPR 20F | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
23 | ПС 110/10/10 кВ "Стройматериалы", ЗРУ 10 кВ, яч. № 15В | ТТ | КТ 0,5 Ктт=100/5 №28612-05 | А | IWR 10K |
В | - | ||||
С | IWR 10K | ||||
ТН | КТ 1 Ктн=(10000:^3)/(100: ^3), №28608-05 | А | EPR20F | ||
В | EPR20F | ||||
С | EPR20F | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
24 | РП 93К, ЗРУ 10 кВ, яч. № 24 | ТТ | КТ 0,5S Ктт=200/5 № 22192-07 | А | ТПЛ-10-М |
В | - | ||||
С | ТПЛ-10-М | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=10000/100, № 831-69 | А В С | НТМИ-10-66 | ||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 |
1 | 2 | 3 | 4 | ||
25 | РП 93К, ЗРУ 10 кВ, яч. № 21 | ТТ | КТ 0,5S Ктт=150/5 № 22192-07 | А | ТПЛ-10-М |
В | - | ||||
С | ТПЛ-10-М | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=10000/100, № 831-69 | А В С | НТМИ-10-66 | ||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
26 | КТП «Стройбаза» 10/0,4 кВ ввод 0,4 кВ от Т19 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=1500/5 №15173-01 | А | ТШП-0,66 |
В | ТШП-0,66 | ||||
С | ТШП-0,66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
27 | КТП «Стройбаза» 10/0,4 кВ ввод 0,4 кВ от Т20 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=1500/5 № 15173-01 | А | ТШП-0,66 |
В | ТШП-0,66 | ||||
С | ТШП-0,66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
28 | КТП «ПНС» 10/0,4 кВ ввод 0,4 кВ от Т17 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=1500/5 № 15173-01 | А | ТШП-0,66 |
В | ТШП-0,66 | ||||
С | ТШП-0,66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
29 | КТП «ПНС» 10/0,4 кВ ввод 0,4 кВ от Т18 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=1500/5 №15173-01 | А | ТШП-0,66 |
В | ТШП-0,66 | ||||
С | ТШП-0,66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
30 | ТП 10/0,4 кВ «ЗУК», ВРУ-0,4 кВ, фидер № 4 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=400/5 № 17551-06 | А | Т-0,66 |
В | Т-0,66 | ||||
С | Т-0,66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
31 | ТП 10/0,4 кВ «ЗУК», ПР-1, фидер № 6 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=100/5 № 17551-06 | А | Т-0,66 |
В | Т-0,66 | ||||
С | Т-0,66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 |
1 | 2 | 3 | 4 | ||
32 | КТП 2*1000кВА «н/станция 3-го подъема», КЛ 0,4 кВ ГРС ОАО «ОЭМК» | ТТ | КТ 0,5 Ктт=100/5 №17551-06 | А | Т-0,66 |
В | Т-0,66 | ||||
С | Т-0,66 | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
33 | ПС 110/10/10 кВ «Стройматериалы», ввод 110 кВ на Т17 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=300/5 №28614-05 | А | IMBD-145-A2 |
В | IMBD-145-A2 | ||||
С | IMBD-145-A2 | ||||
ТН | КТ 0,2 Ктн=(110000:^3)/(100: ^3) №28613-05 | А | CPDE 123N-C | ||
В | CPDE 123N-C | ||||
С | CPDE 123N-C | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1,Kc4 = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
34 | ПС 110/10/10 кВ «Стройматериалы», ввод 110 кВ на Т18 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=300/5 № 28614-05 | А | IMBD-145-A2 |
В | IMBD-145-A2 | ||||
С | IMBD-145-A2 | ||||
ТН | КТ 0,2 Ктн=(110000:^3)/(100: ^3) № 28613-05 | А | CPDE 123N-C | ||
В | CPDE 123N-C | ||||
С | CPDE 123N-C | ||||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
35 | ПС 330/110 кВ "ОЭМК", ЗРУ 110 кВ, яч. Т2-А2 | ТТ | КТ 1 Ктт=1800/1 № 48489-11 | А | GSOS 4520 |
В | GSOS 4520 | ||||
С | GSOS 4520 | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=110000/110 № 48487-11 | А В С | WGC 123 | ||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
36 | ПС 330/110 кВ «ОЭМК», ЗРУ 110 кВ, яч. Т6-А3 | ТТ | КТ 1 Ктт=1800/1 №48489-11 | А | GSOS4520 |
В | GSOS4520 | ||||
С | GSOS4520 | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=110000/110 №48487-11 | А В С | WGC 123 | ||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 |
1 | 2 | 3 | 4 | ||
37 | ПС 330/110 кВ «ОЭМК», ЗРУ 110 кВ, яч. Т5-А3 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=1800/1 №37102-08 | А В С | AMT 123/145/3 |
ТН | КТ 0,2 Ктн=110000/100 № 37114-08 | А В С | SUD 123/145/S | ||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
38 | ПС 330/110 кВ «ОЭМК», ЗРУ 110кВ, яч. Т5-А2 | ТТ | КТ 0,5 Ктт=1800/1 № 37102-08 | А В С | AMT 123/145/3 |
ТН | КТ 0,2 Ктн=110000/110 №37114-08 | А В С | SUD 123/145/S | ||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
39 | ПС 330/110 кВ «ОЭМК», ЗРУ 110кВ, яч. Т3-А2 | ТТ | КТ 1 Ктт=1800/1 № 48489-11 | А | GSOS4520 |
В | GSOS4520 | ||||
С | GSOS4520 | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=110000/110 № 48487-11 | А В С | WGC 123 | ||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
40 | ПС 330/110 кВ «ОЭМК», ЗРУ 110кВ, яч. Т6-А2 | ТТ | КТ 1 Ктт=1800/1 №48489-11 | А | GSOS4520 |
В | GSOS4520 | ||||
С | GSOS4520 | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=110000/110 № 48487-11 | А В С | WGC123 | ||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 | |||
41 | ПС 330/110 кВ «ОЭМК», ЗРУ 110кВ, яч. Т7-А2 | ТТ | КТ 1 Ктт=1800/1 № 48489-11 | А | GSOS4520 |
В | GSOS4520 | ||||
С | GSOS4520 | ||||
ТН | КТ 0,5 Ктн=110000/110 № 48487-11 | А В С | WGC 123 | ||
Счетчик | КТ 0,5S/1 Ксч = 1, № 31857-11 | Альфа А1800 | |||
УСПД | Куспд = 1, № 41907-09 | RTU-327 |
Программное обеспечение
Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
Цифровой идентификатор ПО (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - средний.
Технические характеристики
Границы допускаемой основной относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности и границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии и активной и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения приведены .........................................в таблице 3.
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
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 не менее, лет.............................3,5.
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ ...................................... автоматическое.
Рабочие условия применения компонентов АИИС: температура окружающего воздуха: для измерительных трансформаторов, °С.....................................................от минус 45 до 40,
для счетчиков, связующих компонентов, °С..............................................................от 0 до 40,
для оборудования ИВК и ИВКЭ, °С.........................................................................от 10 до 35;
частота сети, Гц ..................................................................................................... от 49,5 до 50,5;
напряжение сети (относительного номинального значения ином), % .................от 90 до 110;
индукция внешнего магнитного поля, мТл .............................................................не более 0,5.
Допускаемые значения информативных параметров: ток (ИК с 1 по 4, 7, 8, с 13 по 17, 24, 25), % от !НОм..................................................от 2 до 120;
ток (ИК 5, 6, с 9 по 12, с 18 по 23, с 26 по 41), % от 1ном.........................................от 5 до 120;
напряжение, % от ином..............................................................................................от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos ф...............................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк;
коэффициент реактивной мощности, sin ф.............................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности
№ ИК | I | 2 % от 1ном | 5 % от 1ном | 20 % от 1ном | 100 % от 1ном, 120 % от 1ном | ||||||||||||
cos ф | 0,5 | 0,8 | 0,87 | 1 | 0,5 | 0,8 | 0,87 | 1 | 0,5 | 0,8 | 0,87 | 1 | 0,5 | 0,8 | 0,87 | 1 | |
с 1 по 4 | ±1>.. % | 2,1 | 1,3 | 1,3 | 1,0 | 1,7 | 1,1 | 1,0 | 0,8 | 1,5 | 0,9 | 0,8 | 0,7 | 1,5 | 0,9 | 0,8 | 0,7 |
±dwA % | 3,1 | 2,7 | 2,6 | 2,5 | 2,8 | 2,6 | 2,5 | 2,4 | 2,8 | 2,5 | 2,5 | 2,4 | 2,8 | 2,5 | 2,5 | 2,4 | |
±<ЬР % | 2,1 | 2,8 | 3,3 | - | 1,4 | 1,9 | 2,1 | - | 1,1 | 1,5 | 1,7 | - | 1,1 | 1,4 | 1,6 | - | |
35, 36, с 39 по 41 | ±dwoA % | - | - | - | - | 10,6 | 5,6 | 4,9 | 3,4 | 5,5 | 2,9 | 2,5 | 1,8 | 3,9 | 2,1 | 1,8 | 1,4 |
±dwA % | - | - | - | - | 10,9 | 6,2 | 5,5 | 4,2 | 6,1 | 3,9 | 3,7 | 3,0 | 4,7 | 3,4 | 3,2 | 2,8 | |
±dwP % | - | - | - | - | 6,1 | 9,2 | 11,2 | - | 4,4 | 5,6 | 6,5 | - | 4,0 | 4,7 | 5,2 | - | |
5, 6, с 9 по 12 | ±'V. % | - | - | - | - | 5,5 | 3,0 | 2,7 | 1,8 | 3,1 | 1,7 | 1,5 | 1,2 | 2,4 | 1,4 | 1,2 | 1,0 |
±dwA % | - | - | - | - | 6,1 | 4,0 | 3,8 | 3,0 | 4,1 | 3,1 | 3,1 | 2,7 | 3,6 | 3,0 | 2,9 | 2,6 | |
±dwP % | - | - | - | - | 4,5 | 5,8 | 6,6 | - | 3,9 | 4,3 | 4,6 | - | 3,8 | 4,0 | 4,2 | - | |
7, 8, с 13 по 17, 24, 25 | ±dwoA % | 4,9 | 2,7 | 2,4 | 1,9 | 3,1 | 1,9 | 1,8 | 1,2 | 2,4 | 1,4 | 1,2 | 1,0 | 2,4 | 1,4 | 1,2 | 1,0 |
±dwA % | 5,6 | 3,8 | 3,6 | 3,3 | 4,1 | 3,3 | 3,2 | 2,7 | 3,6 | 3,0 | 2,9 | 2,6 | 3,6 | 3,0 | 2,9 | 2,6 | |
±dwP % | 4,3 | 5,3 | 6,0 | - | 4,1 | 4,5 | 4,8 | - | 3,8 | 4,0 | 4,2 | - | 3,8 | 4,0 | 4,2 | - | |
с 18 по 23 | ±dwoA % | - | - | - | - | 5,9 | 3,3 | 2,9 | 2,1 | 3,8 | 2,1 | 1,9 | 1,5 | 3,2 | 1,9 | 1,7 | 1,4 |
±dwA % | - | - | - | - | 6,5 | 4,2 | 3,9 | 3,2 | 4,6 | 3,4 | 3,3 | 2,8 | 4,2 | 3,2 | 3,1 | 2,8 | |
±dwP % | - | - | - | - | 4,7 | 6,0 | 6,9 | - | 4,0 | 4,7 | 5,1 | - | 3,9 | 4,4 | 4,7 | - | |
33, 34, 37, 38 | ±".. % | - | - | - | - | 5,4 | 3,0 | 2,6 | 1,8 | 2,9 | 1,6 | 1,4 | 1,1 | 2,2 | 1,2 | 1,1 | 0,9 |
±'V. % | - | - | - | - | 6,0 | 4,0 | 3,7 | 3,0 | 3,9 | 3,1 | 3,0 | 2,6 | 4,2 | 3,2 | 3,1 | 2,8 | |
±dwP % | - | - | - | - | 4,5 | 5,7 | 6,5 | - | 3,8 | 4,2 | 4,5 | - | 3,9 | 4,4 | 4,7 | - | |
с 26 по 32 | ±'V. % | - | - | - | - | 5,4 | 2,9 | 2,6 | 1,7 | 2,8 | 1,5 | 1,3 | 1,0 | 2,1 | 1,1 | 1,0 | 0,8 |
±'V. % | - | - | - | - | 6,0 | 3,9 | 3,7 | 3,0 | 3,9 | 3,0 | 3,0 | 2,6 | 3,4 | 2,9 | 2,8 | 2,5 | |
±dwP % | - | - | - | - | 4,5 | 5,7 | 6,5 | - | 3,8 | 4,2 | 4,5 | - | 3,7 | 3,9 | 4,0 | - |
3WoA - границы допускаемой основной относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности;
3WA - границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения;
SWP - границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра БЭСТ.411711.010ПС1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭМК». Паспорт-формуляр».
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип, модификация | Количество |
1 | 2 | 3 |
Трансформатор тока | ТВ: ТВ-220-IX УХЛ-1 | 12 |
Трансформатор тока | GSOS 4520 | 15 |
Трансформатор тока | AMT 123/145/3: АМТ 145 | 2 |
Трансформатор тока | ТГФМ-110 II | 6 |
Трансформатор тока | ТФН-35 | 4 |
Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 |
Трансформатор тока | AMT 110 III | 2 |
Трансформатор тока | IMBD-145-A2 | 6 |
Трансформатор тока | IWR 10K | 12 |
Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 10 |
Трансформатор тока | ТШЛ-0,66 | 12 |
Трансформатор тока | Т-0,66 | 9 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 4 |
Трансформатор напряжения | UGC 245 | 12 |
Трансформатор напряжения | WGC 123 | 5 |
Трансформатор напряжения | SUD 123/145/S: SUD 145/S | 2 |
Трансформатор напряжения | VMG 145 III | 6 |
Трансформатор напряжения | ЗНГ-110 | 6 |
Трансформатор напряжения | CPDE 123N-C | 6 |
Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35 | 6 |
Трансформатор напряжения | EPR 20F | 6 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
Трансформатор напряжения | НОМ-10-66 | 9 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
Устройство синхронизации системного времени | УССВ-35HVS | 1 |
Устройство сбора и передачи данных | RTU-327LV-E2-B06-M02 | 1 |
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800: A1802RAL-P4GB-DW-4 | 11 |
1 | 2 | 3 |
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800: A1805RAL-P4GB-DW-4 | 6 |
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800: A1805RL-P4G-DW-4 | 7 |
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800: A1805RL-P4G-DW-3 | 17 |
Сервер баз данных | HP ProLiant ML350 | 1 |
Рабочая станция | Intel Pentium 4, 512 Мб, HDD 120 Гб | 2 |
Эксплуатационная документация, согласно ведомости эксплуатационных документов | БЭСТ.411711.010ЭД | 1 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭМК». Методика поверки | 030-30007-14 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу 030-30007-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭМК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в октябре 2014 г.
Основные средства поверки:
- миллитесламетр портативный ТП2-2У (Рег. № 16373-08),
- мультиметр АРРА-109 (Рег. № 20085-11),
- вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Рег. № 22029-10),
- измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Рег. № 23070-05),
- тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (поправка системных часов не более ±10 мкс),
- для трансформаторов тока измерительных - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003,
- для трансформаторов напряжения измерительных - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011,
- для счетчиков электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018РЭ «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г,
- для устройства сбора и передачи данных RTU-327 - в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466215.007МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTUJ-327. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭМК». Свидетельство об аттестации методики измерений №211-01.00249-2014 от 13 октября 2014 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.