Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Международный аэропорт Шереметьево" 4-я очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 66845-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Авеста+", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Международный аэропорт Шереметьево» 4-я очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66845-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Международный аэропорт Шереметьево" 4-я очередь |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 4 |
Производитель / Заявитель
ООО "Авеста+", г.Москва
Поверка
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 66845-17: Описание типа СИ | Скачать | 119.8 КБ | |
| 66845-17: Методика поверки МП 206.1-002-2017 | Скачать | 1.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Международный аэропорт Шереметьево» 4-я очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - комплекс информационно-вычислительный (ИВК), включает в себя сервер сбора и базы данных (сервер) ИВК, источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала ИВК и технических средств каналов приема-передачи данных.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня силы тока и напряжения, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчиках электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период от 0,2 до 5 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 от 0,2 до 5 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Сервер ИВК АИИС КУЭ, установленный в центре сбора и обработки информации АО «Международный аэропорт Шереметьево», по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут производит опрос счетчиков электрической энергии. Информация с цифровых выходов счетчиков, посредством выделенных линий связи стандарта RS-485 (постоянное проводное соединение), поступает на контроллер СИКОН ТС65 и контроллер SDM-TC65. С него по коммутируемуму каналу мобильной связи стандарта GSM 900/1800 МГц в режиме пакетной передачи данных с использованием технологии GPRS или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD (модемное соединение) информация поступает на сервер АИИС КУЭ ИВК. Полученная информация записывается в базу данных сервера ИВК АИИС КУЭ.
На уровне ИВК системы при помощи специализированного программного обеспечения (ПО) выполняется обработка измерительной информации, получаемой с энергообъектов, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Один раз в сутки учетная информация по инициативе ИВК АИИС КУЭ, в соответствии с согласованными сторонами регламентами, передается в АО «АТС» и другие организации-участники оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется устройство УСВ-2 (Рег. РФ № 41681-10, зав. № 2284).
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 1 с.
Погрешность хода часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Наименование программных модулей ПО |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
не ниже 3 |
е55712а0Ъ1Ъ21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
не ниже 3 |
bl959ff70be1ebl7 c83f7b0f6d4al32f |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
не ниже 3 |
d79874d10fc2b156 a0fdc27e1са480ас |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
не ниже 3 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
не ниже 3 |
6f557f885b737261 328cd77805bdlba7 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
не ниже 3 |
48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
не ниже 3 |
c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
не ниже 3 |
ecf532935cala3fd 3215049aflfd979f |
MD5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dll |
не ниже 3 |
530d9b0126f7cdc2 3ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
не ниже 3 |
1еа5429b261fb0e2 884f5b356a1d1e75 |
MD5 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2, 3.
Таблица 2 - Состав ИК и основные метрологические характеристики
|
s |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Состав ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
Щитовая № 1 от ТП-58, ввод 1 |
- |
- |
ПСЧ-3ТМ.05М кл. т. 1/2 Зав. № 0711123644 Рег. № 36354-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,2 5,2 |
|
2 |
Щитовая № 1 от ТП-58, ввод 2 |
- |
- |
ПСЧ-3ТМ.05М кл. т. 1/2 Зав. № 0711123819 Рег. № 36354-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,2 5,2 |
|
3 |
РП-1, РУ-10 кВ, Терминал D яч.4 |
ARM3/N2F кл. т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 0710510 Зав. № 0751874 Зав. № 0751873 Рег. № 18842-09 |
VRC2/S1F кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0759714 Зав. № 0759716 Рег. № 41267-09 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811161902 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
6,6 5,6 |
|
4 |
РП-1, РУ-10 кВ, Терминал D яч.9 |
ARM3/N2F кл. т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 0710505 Зав. № 0710484 Зав. № 0710500 Рег. № 18842-09 |
VRC2/S1F кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0759713 Зав. № 0751517 Рег. № 41267-09 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811162357 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
6,6 5,6 |
|
5 |
РП-2, РУ-10 кВ, Терминал D яч.4 |
ARM3/N2F кл. т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 0676499 Зав. № 0733103 Зав. № 0733096 Рег. № 18842-09 |
VRC2/S1F кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0749844 Зав. № 0749850 Рег. № 41267-09 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810160934 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
6,6 5,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
6 |
РП-2, РУ-10 кВ, Терминал D яч.9 |
ARM3/N2F кл. т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 0753233 Зав. № 0754744 Зав. № 0753231 Рег. № 18842-09 |
VRC2/S1F кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0756889 Зав. № 0749851 Рег. № 41267-09 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811162501 Рег. № 36697-12- |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
6,6 5,6 |
|
7 |
РП-3, РУ-10 кВ, Терминал D яч.9 |
ARM3/N2F кл. т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 0676508 Зав. № 0676497 Зав. № 0676515 Рег. № 18842-09 |
VRC2/S1F кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0749848 Зав. № 0749847 Рег. № 41267-09 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811162550 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
6,6 5,6 |
|
8 |
РП-3, РУ-10 кВ, Терминал D яч.14 |
ARM3/N2F кл. т. 0,5 Ктт = 600/5 Зав. № 0676523 Зав. № 0720914 Зав. № 0676519 Рег. № 18842-09 |
VRC2/S1F кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0749846 Зав. № 0758764 Рег. № 41267-09 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811161895 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
6,6 5,6 |
|
9 |
РП-4, РУ-10 кВ, Терминал D яч.8 |
ARM3/N2F кл. т. 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 0719135 Зав. № 0731570 Зав. № 0723494 Рег. № 18842-09 |
VRC2/S1F кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0735695 Зав. № 0735700 Рег. № 41267-09 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т. 0,5S/1,0 Зав № 0811162362 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
6,6 5,6 |
|
10 |
РП-4, РУ-10 кВ, Терминал D яч.13 |
ARM3/N2F кл. т. 0,5 Ктт = 400/5 Зав. № 0720215 Зав. № 0720207 Зав. № 0720213 Рег. № 18842-09 |
VRC2/S1F кл. т. 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0744762 Зав. № 0751518 Рег. № 41267-09 |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811162224 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,2 2,5 |
6,6 5,6 |
|
11 |
ПС800 Щитовая ПАО "МОЭСК" сек.1, яч.3 |
ТОП-0,66 кл. т. 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 5070464 Зав. № 5070448 Зав. № 5070426 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 03051766 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
0,6 1,3 |
2,4 3,3 |
|
12 |
ПС800 Щитовая ПАО "МОЭСК" сек.2, яч.4 |
ТОП-0,66 кл. т. 0,2S Ктт = 100/5 Зав. № 5071423 Зав. № 5070442 Зав.№ 5070457 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 081140049 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
0,6 1,3 |
2,4 3,3 |
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± 6 %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (япф=0,87); токе ТТ, равном 2 (5) % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С.
2. Допускается замена компонентов АИИС КУЭ электроэнергии на аналогичные, утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,87 |
|
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 52425-2005 |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8, емк. |
|
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН |
от -60 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики ПСЧ-3ТМ.05М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Г лубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлени- |
35 |
|
ях, сутки, не более ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания
и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа
к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована);
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
К омплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол. |
|
Трансформатор тока |
ARM3/N2F |
24 |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
VRC2/S1F |
14 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
10 |
|
ПСЧ-3ТМ.05М |
2 | |
|
Контроллер |
СИКОН ТС65 |
3 |
|
Контроллер |
SDM-TC65 |
1 |
|
Сервер |
ИВК «ИКМ Пирамида» |
1 |
|
У стройство синхронизации системного времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-002-2017 |
1 |
|
Паспорт - Формуляр |
АИИС.060847.4.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-002-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Международный аэропорт Шереметьево» 4-я очередь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 23.01.2017 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 МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя »;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счётчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- счётчиков электрической энергии типа ПСЧ-3ТМ.05М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.138РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.138РЭ. Методика поверки » согласована с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- устройства синхронизации времени типа УСВ-2 - в соответствии с документом
«Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12 мая 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01 (Рег. № 27008-04);
- термогигрометр «CENTER» (Рег. № 22129-04);
- переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками
системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационной документации.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
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.
Смотрите также
