Назначение
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «Комета энергоучет» (далее АИИС КУЭ) предназначены для измерений и учета потребленной активной и реактивной электрической энергии и мощности потребителей в многоквартирных жилых домах, в частных домах, на промышленных и непромышленных объектах юридических лиц, оборудованных электроустановками напряжением 0,23; 0,4 кВ, автоматического сбора, хранения и отображения измерительной информации, передачи учетной информации гарантирующим поставщикам электрической энергии и сетевым организациям с целью коммерческого и технического учета.
Описание
АИИС КУЭ представляют собой многофункциональные, многоуровневые системы с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ выполняют следующие функции:
измерение суточных значений активной и реактивной электрической энергии нарастающим итогом;
измерение значений активной и реактивной электрической энергии нарастающим итогом на интервале месяц;
измерение средних значений мощности активной и реактивной электрической энергии на 30-минутных интервалах;
периодический (1 раз в сутки) автоматический и/или по запросу сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений значений электрической энергии и мощности с заданной дискретностью учета (30 минут, сутки, месяц);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.); диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й-уровень - измерительно-информационный комплекс точек измерений, включающий: трансформаторы тока (ТТ) по 7746-2001, ГОСТ 7746-2015 класса точности (КТ) 0,5 или 0,5Б,указанные в таблице 4;
трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005, КТ 1,0 по ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ Р 52322-2005, КТ 1,0 по ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005, КТ 0,5 по техническим условиям (ТУ) завода-изготовителя непосредственного или трансформаторного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями LoRaWAN, ZigBee, GSM модемом или цифровым интерфейсом;
однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 по ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ Р 52322-2005 непосредственно включения в соответствии с типами, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями LoRaWAN, ZigBee, GSM модемом или цифровым интерфейсом;
каналообразующая аппаратура: LoRaWAN модемы или GSM модемы, подключаемые к цифровым интерфейсам счетчиков, LoRaWAN и ZigBee шлюзы и ZigBee ретрансляторы.
2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:
сервер баз данных центра сбора и обработки данных (далее Сервер БД ЦСОД) гарантирующего поставщика (электросбытовой компании) или электросетевой компании или иного владельца АИИС КУЭ;
программное обеспечение (ПО) «Интеллектуальная платформа «Комета»;
система обеспечения единого времени (далее СОЕВ) на базе программных средств приема сигналов точного времени по протоколу NTP от серверов точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ».
Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчики измеряют действующие (среднеквадратические) значения напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = UI.
2 2 0 5
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S - P ) ’ .
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Результаты измерений электрической энергии передаются в цифровом формате на сервер гарантирующего поставщика (электросбытовой компании) или электросетевой компании или владельца АИИС КУЭ с целью обеспечения коммерческих расчетов.
Передача информации на верхний уровень АИИС КУЭ организована на базе встроенных в счетчики радиомодемов (LoRaWAN, ZigBee), внешних LoRaWAN- или GSM модемов, подключаемых к цифровым интерфейсам счетчиков, или через цифровые интерфейсы счетчиков непосредственно. Коммуникационное оборудование обеспечивает объединение счетчиков в сеть передачи данных и передачу измерительной информации на сервер ИВК.
На втором уровне системы выполняется дешифрование поступающей измерительной информации в соответствии с протоколом SSL128, идентификация поступивших данных в соответствии с протоколом обмена счетчиков, обработка и хранение измерительной информации с возможностью последующего оформления справочных и отчетных документов.
Коррекция показаний часов счетчиков производится от часов сервера БД ЦСОД гарантирующего поставщика (электросбытовой компании) или владельца АИИС КУЭ в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД ЦСОД и часов счетчиков превосходит 2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и ЦСОД АИИС КУЭ.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает время (дата, часы, минуты) коррекции часов.
Состав измерительных каналов приводится в паспорте, оформляемом на каждый экземпляр изготавливаемой АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ «Комета энергоучет» используется программное обеспечение (ПО) «Интеллектуальная платформа «Комета».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | IPC-metering.lib |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2016.03.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | b0b882ba03653aea25084874640b64f5 |
| Идентификационное наименование ПО | IPC-timesync.lib |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2016.02.18 |
| Цифровой идентификатор ПО | f9203172779d8787d7214681967858ad |
| Идентификационное наименование ПО | IPC-userifc.lib |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2016.09.21 |
| Цифровой идентификатор ПО | f02c1910ea71a618d2794bbf46eed8c |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменения параметров, защиту прав пользователей и входа с помощью пароля, кодирование данных при передаче, что соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические технические характеристики
| Таблица 2 - Возможный состав изме | рительных каналов (ИК) и метрологические характеристики |
| Тип ИК | ТТ | Счетчик | Вид электрической энергии | Метрологические характеристики ИК |
| Границы допускаемой основной относительной погрешности, % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих усло-виях,% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5S | класс точности по активной энергии - 0,5S по реактивной - 0,5 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,3 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5S | класс точности по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±5,5 |
| Трехфазные присоединения | - | класс точности по активной энергии - 1,0 по реактивной - 1,0 | Активная Реактивная | ±1,7 ±1,7 | ±4,5 ±5,1 |
| Трехфазные присоединения | - | класс точности: по активной энергии - 1,0 по реактивной - 2,0 | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,8 | ±4,5 ±9,8 |
| Однофазные присоединения | - | класс точности по активной энергии - 1,0 | Активная | ±1,7 | ±4,5 |
| 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 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от !ном (баз) и cosj = 0,8инд. 4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы ±5 с. |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Номинальное напряжение на присоединениях (U^*), кВ | 0,23; 0,4 |
| Номинальная частота, Гц | 50 |
| Базовый ток для счетчиков прямого включения (^щ), А | 5;10 |
| Номинальный ток для счетчиков трансформаторного включения (им), А | 5 |
| Максимальный ток (Емакс.), А: для счетчиков прямого включения для счетчиков трансформаторного включения | 50;60;80;100 10 |
| Номинальный первичный ток трансформаторов тока (Ггп),А | от 50 до 3000 |
| Номинальный вторичный ток трансформаторов тока (ГтХА | 5 |
| Номинальный вторичное фазное/линейное напряжение трехфазных счетчиков (^ом), В | 3х220/380 |
| Номинальный вторичное напряжение однофазных счетчиков (U^), В | 220(230) |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ^ом ток, % от ^ ток, % от Хб коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 1 до 120 от 5 до 1макс 0,9 инд. от 49,8 до 50,2 от +20 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ^ом ток, % от ^ ток, % от Хб коэффициент мощности: cos9 sin9 частота, Гц температура окружающей среды для: ТТ, счетчиков, °С | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 1макс от 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от 49,5 до 50,5 от -30 до +40 |
| Глубина хранения измерительной информации в однофазных и трехфазных счетчиках: значений энергий нарастающим итогом на конец/начало месяца по каждому тарифу, месяцев, не менее значений энергий нарастающим итогом на конец/начало суток по каждому тарифу, суток, не менее профилей мощности по видам энергий, суток, не менее | 12 35 35 |
| Глубина хранения измерительной информации в базе данных сервера центра сбора и обработки информации, лет, не менее | 3,5 |
| Средняя наработка системы на отказ, ч, не менее, в т.ч.: АИИС КУЭ трансформаторы тока счетчики электрической энергии | 35000 219000 120000 |
| Средний срок службы системы, лет, не менее | 18 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
Резервирование каналов связи:
а) информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по телефонной радиосети стандарта GSM 900/1800 в соответствии с протоколом GPRS/TCP-IP;
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты: а) счетчиками электрической энергии: попыток несанкционированного доступа;
связи со счетчиком, приведшей к каким-либо изменениям данных; коррекции текущих значений времени и даты; самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
клемм вторичных обмоток трансформаторов тока; промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения; испытательных клеммных коробок; сервера.
б) защита информации на программном уровне: установка паролей на счетчиках электрической энергии; установка пароля на сервере БД ЦСОД;
возможность использования цифровой подписи при передаче.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Регистрационный № | Количество |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформаторы тока* | Т-0,66 | 22656-07 | Согласно проектной документации |
| ТШ-0,66 | 22657-12 |
| ТШЛ-0,66с | 3688-05 |
| TCH | 26100-03 |
| Т-0,66 М УЗ/II | 50733-12 |
| ТТИ | 28139-12 |
| Счетчики электрической энергии однофазные* | Меркурий 206 | 46746-11 |
| ЦЭ2726А | 60869-15 |
| СЕ208 | 55454-13 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные* | Меркурий 234 | 48266-11 |
| СЕ308 | 59520-14 |
| ЦЭ2727А | 60868-15 |
| Каналообразующая | LoRaWAN модемы | | |
| аппаратура* | GSM модемы | - | |
| | ZigBee ретрансляторы | - | |
| | LoRaWAN шлюзы | - | |
| | ZigBee шлюзы | - | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Информационно вычислительный комплекс* | Сервер сбора и передачи данных Гарантирующего поставщика электрической энергии (Энергосбытовой компании. Сетевой организации) или Заказчика, с доступом к сети Интернет | - | Согласно проектной документации |
| Автоматизированное рабочее место пользователя, с доступом к сети Интернет | - |
| Программное обеспечение «Интеллектуальная платформа «Комета» | - |
| Программные средства приема сигналов точного времени по протоколу NTP от серверов точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» | - |
| Эксплуатационная документация: | | | |
| Ведомость эксплуатационных документов | 26.51.43-001-19298611-2017 ВЭ | | 1 экз. |
| Паспорт | 26.51.43-001-19298611-2017 ПС | | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации | 26.51.43-001-19298611-2017 РЭ | | 1 экз. |
| Методика измерений | 26.51.43-001-19298611-2017 МИ | | 1 экз. |
| Методика поверки | 432-167-2019 МП | | 1 экз. |
| Эксплуатационная документация на компоненты АИИС КУЭ |
| Примечание: *При комплектовании АИИС КУЭ может использоваться любое устройство из указанных в таблице 4. |
Поверка
осуществляется по документу 432-167-2019МП «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «Комета энергоучет». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тест-С.-Петербург»
30.07.2019 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
по МИ 3196-2018. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
счетчиков электрической энергии - по документам на поверку, указанным в описании типа средства измерений;
модуль коррекции времени МКВ-02Ц (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44097-10);
прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);
миллитесламетр универсальный ТП2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-08);
прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин «Энерготестер ПКЭ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13);
прибор для измерения действующих значений силы тока и напряжения вольтамперфа-зометр «ПАРМА ВАФ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-05).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе 26.51.43-001-19298611-2017 МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием систем автоматизированных информационноизмерительных коммерческого учета электрической энергии и мощности «Комета энергоучет». Свидетельство об аттестации № 9 -RA.RU.311468-2019 от 03.06.2019 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ТУ 26.51.43-001-19298611-2017 Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «Комета энергоучет». Технические условия
76335-19: Методика поверки 432-167-2019 МПСкачать6.8 Мб