Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "МТС ЭНЕРГО" по объектам ПАО "МТС" (2-я очередь)
Номер в ГРСИ РФ: | 76305-19 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Автоматизация Комплект Учет Проект", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «МТС ЭНЕРГО» по объектам ПАО «МТС» (2-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 76305-19 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "МТС ЭНЕРГО" по объектам ПАО "МТС" (2-я очередь) |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 4 |
Производитель / Заявитель
ООО "Автоматизация Комплект Учет Проект", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
76305-19: Описание типа СИ | Скачать | 105.2 КБ | |
76305-19: Методика поверки МП ЭПР-190-2019 | Скачать | 12.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «МТС ЭНЕРГО» по объектам ПАО «МТС» (2-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ООО «МТС ЭНЕРГО» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер АО «Объединенная энергетическая компания» (АО «ОЭК») с ПО «АльфаЦЕНТР», радиосервер точного времени, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительных каналов (ИК) №№ 5, 6 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных по каналу связи стандарта GSM на сервер АО «ОЭК», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На сервере АО «ОЭК» осуществляется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера АО «ОЭК» информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на сервер ООО «МТС ЭНЕРГО» по каналу связи сети Internet.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных (по каналу связи стандарта GSM) поступает на сервер ООО «МТС ЭНЕРГО», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера ООО «МТС ЭНЕРГО» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера ООО «МТС ЭНЕРГО», радиосервер точного времени РСТВ-01-01, часы сервера АО «ОЭК».
Сравнение показаний часов сервера АО «ОЭК» с РСТВ-01-01 осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения. Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера АО «ОЭК» осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера АО «ОЭК» на величину более ±2 с, но не реже одного раза в сутки.
Также СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера ООО «МТС ЭНЕРГО» осуществляется не реже одного раза в час, коррекцтировка часов производится независимо от величины расхождения.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД (для ИК №№ 5, 6) или с часами сервера ООО «МТС ЭНЕРГО» (для остальных ИК) осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД (для ИК №№ 5, 6) или часов сервера ООО «МТС ЭНЕРГО» (для остальных ИК) на величину более ±2 с, но не реже одного раза в сутки.
Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер/ Устройство синхронизации времени |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
ПС 220 кВ Мячково, РУ-10 кВ, 1 сш 10 кВ, яч 3 |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
— |
Dell Power EdgeR430 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 |
2 |
ПС 220 кВ Мячково, РУ-10 кВ, 2 сш 10 кВ, яч 16 |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
— |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,4 5,7 | |
3 |
ТП-3164 6кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ |
ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
— |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 | |
4 |
ТП-3164 6кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ |
ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
— |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
5 |
РП 20 кВ №70064, РУ-20 кВ, 1 сш 20 кВ, яч 1 |
4MC7 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 50848-12 Фазы: А; В; С |
GBE24 (4MT24) Кл.т. 0,2 20000/^3/100/^3 Рег. № 50639-12 Фазы: А; В; С |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
TK16L.14 Рег. № 46971-11 |
Dell Power EdgeR430 FUJITSU PRIMERGY BX924 S4 РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,3 5,6 |
6 |
РП 20 кВ №70064, РУ-20 кВ, 2 сш 20 кВ, яч 18 |
4MC7 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 50848-12 Фазы: А; В; С |
GBE24 (4MT24) Кл.т. 0,2 20000/^3/100/^3 Рег. № 50639-12 Фазы: А; В; С |
A1805RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,3 5,6 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени
30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 3, 4 указана для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном;
cos9 = 0,8инд.
4. 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. Допускается замена УСПД и радиосервера точного времени на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ 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 |
Количество ИК |
6 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
напряжение, % от ином ток, % от 1ном |
от 95 до 105 |
для ИК №№ 3, 4 |
от 5 до 120 |
для остальных ИК |
от 1 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
напряжение, % от ином ток, % от 1ном |
от 90 до 110 |
для ИК №№ 3, 4 для остальных ИК |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 1 до 120 |
частота, Гц |
от 0,5 до 1,0 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, |
от -5 до +40 |
°С |
от 0 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С |
от 0 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа Альфа А1800: |
2 |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСПД: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
для РСТВ-01-01: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
для серверов: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: | |
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
113 |
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
для счетчиков типа Альфа А1800: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
180 |
при отключении питания, лет, не менее |
30 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
60 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
серверах (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
6 |
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-60 |
6 |
Трансформаторы тока |
4MC7 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-10 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
GBE24 (4MT24) |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
2 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
2 |
Контроллеры терминальные |
TK16L.14 |
1 |
Радиосерверы точного времени |
РСТВ-01-01 |
1 |
Сервер ООО «МТС ЭНЕРГО» |
Dell Power Edge R430 |
1 |
Сервер АО «ОЭК» |
FUJITSU PRIMERGY BX924 S4 |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-190-2019 |
1 |
Паспорт-формуляр |
АКУП.411711.010.ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-190-2019 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «МТС ЭНЕРГО» по объектам ПАО «МТС» (2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 23.08.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ «МТС ЭНЕРГО» по объектам ПАО «МТС» (2-я очередь), свидетельство об аттестации № 219/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы
«МТС ЭНЕРГО» по объектам ПАО «МТС» (2-я очередь)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения