Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности "Лартех СмартГрид". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности "Лартех СмартГрид"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

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

Развернуть полное описание