Назначение
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «Лартех СмартГрид» (далее АИИС КУЭ) предназначены для измерений и учета потребляемой активной и реактивной электрической энергии и мощности, 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 решает следующие задачи:
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 или 60-минутных интервалах;
периодический (1 раз в сутки) автоматический и/или по запросу сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений электрической энергии и мощности с заданной дискретностью учета (30 (60) 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 ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 7746-2015 класса точности
0,5Б,указанные в таблице 4;
трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,5 S по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005, КТ 1,0 по ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ Р 52322-2005, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005 непосредственного или трансформаторного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями LoRaWAN, GSM модемом или цифровым интерфейсом;
однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 по ГОСТ 31819.212012, ГОСТ Р 52322-2005 непосредственно включения в соответствии с типами, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями LoRaWAN или цифровым интерфейсом;
каналообразующая аппаратура: LoRaWAN радиомодули, подключаемые к цифровым интерфейсам счетчиков, GSM модемы, шлюзы LoRaWAN сетей.
2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс (далее 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;
автоматизированное рабочее место пользователя (далее АРМ); программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ» или «Энфорс Онлайн»; система обеспечения единого времени (далее СОЕВ) на базе блока коррекции времени ЭНКС-2.
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.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2 - P2)0,5. 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 или технических расчетов.
Передача информации на верхний уровень АИИС КУЭ организована на базе встроенных в счетчики радиомодемов (LoRaWAN), 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.
СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда), привязанное к национальной шкале координированного времени UTC(SU), на всех компонентах и уровнях системы.
Базовым устройством СОЕВ является блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный № 37328-15), синхронизирующий собственную шкалу времени с шкалой времени UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС.
Сервер БД ЦСОД не менее одного раза в сутки синхронизирует свою шкалу времени по сигналу, получаемому от блока коррекции времени ЭНКС-2, при превышении поправки часов сервера БД ЦСОД уровня ИВК АИИС КУЭ относительно шкалы времени ЭНКС-2 более чем на 2 секунды (настраиваемый параметр).
Сервер БД ЦСОД не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики, если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени сервера БД ЦСОД превышает 2 секунды, происходит коррекция часов счетчиков.
Факты коррекции времени отражаются в Журналах событий компонентов АИИС
КУЭ.
Состав измерительных каналов приводится в паспорте, оформляемом на каждый экземпляр изготавливаемой АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ «Лартех СмартГрид» может применяться ПО «Энфорс АСКУЭ» для коммерческого учета или ПО « Энфорс Онлайн» для технического учета.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО « Энфорс Онлайн» | web_consol.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО « Энфорс Онлайн» | 1.0.0.4 |
| Цифровой идентификатор | D092C062664123E0605863851CBC0D56 |
| Идентификационное наименование ПО «Энфорс АСКУЭ» | bp_admin.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО «Энфорс АСКУЭ» | 7.6.0.32 |
| Цифровой идентификатор | DFC37264F8EDC3E63347D862A5E89C23 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Тип ИК | ТТ | Счетчик | Вид электрической энергии | Метрологические характеристики ИК |
| Границы допускаемой основной относительной погрешности, % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5S | класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,7 | ±3,3 ±6,1 |
| Трехфазные присоединения | - | класс точности: по активной энергии - 1,0 по реактивной - 2,0 | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,8 | ±5,0 ±11,3 |
| Однофазные присоединения | - | класс точности: по активной энергии - 1,0 | Активная | ±1,7 | ±5,0 |
| 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 электрической энергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от 1ном (баз) и соБф = 0,8 инд. 4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с |
| Наименование характеристики | Значение |
| Номинальное напряжение на присоединениях (Оном), кВ | 0,23; 0,4 |
| Номинальная частота, Гц | 50 |
| Базовый ток для счетчиков прямого включения (1баз), А | 5; 10 |
| Номинальный ток для счетчиков трансформаторного включения (1ном), А | 1; 5 |
| Максимальный ток (1макс), А: для счетчиков прямого включения для счетчиков трансформаторного включения | 60; 100; 10 |
| Номинальный первичный ток трансформаторов тока (Itti), А | от 50 до 3000 |
| Номинальный вторичный ток трансформаторов тока (Itt2), А | 1; 5 |
| Номинальный вторичное фазное/линейное напряжение трехфазных счетчиков (ином), В | 3х230/400 |
| Номинальный вторичное напряжение однофазных счетчиков (ином), В | 230 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном ток, % от 1баз коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 80 до 115 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 ином ток, % от 1ном ток, % от 1баз коэффициент мощности: cos9 БШф частота, Гц температура окружающей среды, °С счетчиков,ТТ сервер | 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 -45 до +70 от +15 до +25 |
| Глубина хранения измерительной информации в однофазных и трехфазных счетчиках: значений энергий нарастающим итогом на конец/начало месяца по каждому тарифу, мес., не менее значений энергий нарастающим итогом на конец/начало суток по каждому тарифу, сут., не менее профилей мощности по видам энергий, сут., 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: АИИС КУЭ трансформаторы тока счетчики электрической энергии | 35000 219000 320000 |
| 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 |
| Т-0,66 У3, Т-0,66 МУ3 | 71031-18 |
| ТШ-0,66 | 67928-17 |
| ТШЛ-0,66с | 3688-05 |
| TCH | 26100-03 |
| ТТИ | 28139-12 |
| Счетчики электрической энергии однофазные* | Меркурий 206 | 46746-11 |
| Меркурий 203.2Т | 55299-13 |
| Меркурий 208 | 75755-19 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные* | Меркурий 234 | 75755-19 |
| Меркурий 238 | 75755-19 |
| Каналообразующая аппаратура* | Шлюзы LoRa WAN сетей | - |
| GSM модем | - |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Информационно вычислительный комплекс* | Автоматизированное рабочее место пользователя, с доступом к сети Интернет | - | |
| Программное обеспечение «Энфорс АСКУЭ» | - | Согласно проектной документации |
| Программное обеспечение «Энфорс Онлайн» | - |
| Устройство синхронизации системного времени | Блок коррекции времени ЭНКС-2 | 37328-15 | Согласно проектной документации |
| Паспорт | ЛРВМ.411711.001 ПС | | 1 экз. |
| Методика поверки | 432-174-2020МП | | 1 экз. |
| Эксплуатационная документация на компоненты АИИС КУЭ | | | 1 экз. для каждого компонента |
| Примечание - При комплектовании АИИС КУЭ может использоваться любое устройство из указанных в таблице 4 |
Поверка
осуществляется по документу 432-174-2020МП «ГСИ. Системы автоматизированные информацион-но-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «Лартех СмартГрид». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тест-С.-Петербург» 17.05.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- счетчики электрической энергии - по документам на поверку, указанным в описании типа средства измерений;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 по документу ЭНКС.681730.001 МП «Инструкция. Блоки коррекции времени ЭНКС-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2014 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
- прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод. 20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-12);
- 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 вольтамперфазометр «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 ЛРВМ.411711.001МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электрической энергии и мощности «Лартех СмартГрид». Свидетельство об аттестации № 1-RA.RU.311468-2020 от 21.02.2020 г., выданное Обществом с ограниченной ответственностью «Оператор коммерческого учета», аттестат аккредитации RA.RU.311468 от 21.06.2016 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
ЛРВМ.411711.001ТУ Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «Лартех СмартГрид». Технические условия
80666-20: Методика поверки 432-174-2020 МПСкачать4.1 Мб