Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "МТС ЭНЕРГО" по объектам ПАО "МТС" (2-я очередь)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

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 «АльфаТЦЕНТР», 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 кВтч 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

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер/ Устройство синхронизации времени

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

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/V3/100/V3

Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Dell Power Edge R430

Ак

тивная

Реак

тивная

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/V3/100/V3

Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12

Ак

тивная

Реак

тивная

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. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

Ак

тивная

Реак

тивная

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. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

Ак

тивная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,6

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/V3/100/V3 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

Актив

ная

Реак

тивная

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/V3/100/V3 Рег. № 50639-12 Фазы: А; В; С

A1805RALXQV-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

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; cosj = 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.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

6

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 95 до 105

ток, % от 1ном

для ИК №№ 3, 4

от 5 до 120

для остальных ИК

от 1 до 120

коэффициент мощности еоБф

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 еоБф

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

2

для счетчиков типа Альфа А1800:

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

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:

60

10

3,5

хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее_

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, 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

Развернуть полное описание