|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "МТС ЭНЕРГО" по объектам ПАО "МТС" (2-я очередь) |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Автоматизация Комплект Учет Проект", г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 4 |
| 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 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер/
Устройство синхронизации времени | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | | 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 Edge R430 | 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 | ― | | 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 | ― | | 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 | ― |
| 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 Edge R430
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 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 3, 4 указана для тока 5 % от Iном, для остальных ИК – для тока 2 % от Iном; cos( = 0,8инд.
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 Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 3, 4
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С | от 95 до 105
от 5 до 120
от 1 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 3, 4
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от 90 до 110
от 5 до 120
от 1 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -5 до +40
от 0 до +40
от 0 до +40
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
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа Альфа А1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для РСТВ-01-01:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для серверов:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000
2
120000
2
55000
24
55000
24
100000
1 | | Глубина хранения информации:
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее
для счетчиков типа Альфа А1800:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
при отключении питания, лет, не менее | 113
40
180
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
при отключении питания, лет, не менее
для серверов:
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 60
10
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).
|
| 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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «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
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизация Комплект Учет Проект»(ООО «АКУП»)
ИНН 7725743133
Адрес: 111024, г. Москва, ул. 2-я Энтузиастов, д.5, корп. 40, оф. 307
Телефон: (985) 343-55-07
E-mail: proekt-akup@yandex.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс» (ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
| |
