Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ОЭМК"

ОАО "Оскольский Электрометаллургический комбинат", г.Старый Оскол
ГОСРЕЕСТР СИ РФ:59417-14

21.11.24
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
№ ИК	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.

Развернуть полное описание