Назначение
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering» (далее АИИС КУЭ) предназначены для измерений и учета потребленной 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 статистического 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 0,5 или 0,5S и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 1983-2015 класса точности 0,5, указанные в таблице 4;
трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,2S или 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ 31819.21-2012, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ 31819.23-2012, КТ 0,5 по техническим условиям (ТУ) завода-изготовителя непосредственного или трансформаторного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;
трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,2S или 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ Р 52322-2005, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ Р 524252005, КТ 0,5 по ТУ завода-изготовителя непосредственного или трансформаторного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485
однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ 31819.212012 непосредственного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;
однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ Р 523222005 непосредственного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;
каналообразующая аппаратура: ретрансляторы (РТ-01) и коммуникационные шлюзы (ШЛ^В-02) ZigBee сетей, GSM-модем стандарта 900/1800.
2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя:
устройство сбора и передачи данных ComMod М (Регистрационный № 72780-18).
3-й уровень: информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:
сервер сбора и обработки данных (далее сервер СОД) гарантирующего поставщика (энергосбытовой компании) или электросетевой компании или иного владельца АИИС КУЭ;
программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ БП» или ПО «АльфаЦЕНТР»;
система обеспечения единого времени (далее СОЕВ) на базе программных средств приема сигналов точного времени по протоколу NTP от серверов точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ».
Первичные токи и напряжения 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, 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 и коммуникационного шлюза ШЛ^В-02 или через интерфейс RS-485 счетчиков и GSM-модемы или устройства сбора и передачи данных. Коммуникационное оборудование обеспечивает ретрансляцию измерительной информации передаваемой счетчиками через ZigBee сеть или через интерфейс RS485 на сервер СОД ИВК по GPRS/TCP-IP протоколу. Для повышения надежности передачи данных по сети ZigBee применяются дополнительные маршрутизаторы-ретрансляторы PT-01.
На третьем 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 СОД гарантирующего поставщика (энергосбытовой компании), электросетевой компании или владельца АИИС КУЭ в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера СОД и часов счетчиков превосходит 2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журналах событий счетчиков и сервера СОД 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 «СЭК Smart Metering» может применяться программное обеспечение (ПО) «Альфа.ЦРНТР» или ПО «Энфорс АСКУЭ БП».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО «АльфаЦЕНТР» | amrserver.exe amrc.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР» | 4.18.0.0 и выше 4.18.21.0 и выше 4.16.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ac metrology.dll | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Идентификационное наименование ПО «Энфорс АСКУЭ БП» | bp_admin.exe bp_gr_config. exe bp_opcon.exe bp_request.exe collector_energy.exe enflogon.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО «Энфорс АСКУЭ БП» | 7.3.1.11 7.3.1.0 1.0.2.10 7.3.0.0 5.0.20.1 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор | 259a42193097d68c428bcea4364637b0 22148faea2a3f3cd41a15375e6822815 00135ed2ec79750e1bf77b984895a24f 4e67475edc4189d53af1af5c595a0580 b86e531c55d47cca41835b59c37acdb9 7c6d480b64e6974787c9e2d4f4e51d73 |
| 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.
Таблица 2 - Возможный состав измерительных каналов (ИК) и метрологические характеристики
| Тип ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Вид электриче ской энергии | Метрологические характеристики ИК |
| Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5S | - | класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 | ComMod M | Активная Реактивная | ±1,5 ±2,4 | ±1,8 ±3,8 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5S | - | класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 0,5 | ComMod M | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,4 | ±3,0 ±3,8 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5S | - | класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 | ComMod M | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,7 | ±3,0 ±5,5 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5S | - | класс точности: по активной энергии - 1,0 по реактивной - 1,0 | ComMod M | Активная Реактивная | ±2,1 ±2,7 | ±4,6 ±5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5S | - | класс точности: по активной энергии - 1,0 по реактивной - 2,0 | ComMod M | Активная Реактивная | ±2,1 ±3,5 | ±4,6 ±10,1 |
| Трехфазные присоединения | - | - | класс точности: по активной энергии - 1,0 по реактивной - 1,0 | ComMod M | Активная Реактивная | ±1,7 ±1,7 | ±4,4 ±5,1 |
| Трехфазные присоединения | - | - | класс точности: по активной энергии - 1,0 по реактивной - 2,0 | ComMod M | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,8 | ±4,4 ±9,8 |
| Трехфазные присоединения | - | - | класс точности: по активной энергии - 2,0 по реактивной - 2,0 | ComMod M | Активная Реактивная | ±2,8 ±2,8 | ±8,0 ±9,8 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5S | класс точности 0,5 | класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 | ComMod M | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,6 | ±1,9 ±4,0 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5S | класс точности 0,5 | класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 0,5 | ComMod M | Активная Реактивная | ±1,9 ±2,6 | ±3,1 ±4,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5S | класс точности 0,5 | класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 | ComMod M | Активная Реактивная | ±1,9 ±2,9 | ±3,1 ±5,6 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5 | класс точности 0,5 | класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5 | ComMod M | Активная Реактивная | ±2,9 ±4,4 | ±3,0 ±5,4 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5 | класс точности 0,5 | класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 0,5 | ComMod M | Активная Реактивная | ±3,0 ±4,4 | ±3,9 ±5,4 |
| Трехфазные присоединения | класс точности 0,5 | класс точности 0,5 | класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0 | ComMod M | Активная Реактивная | ±3,0 ±4,6 | ±3,9 ±6,7 |
| Однофазные присоединения | - | - | класс точности: по активной энергии - 1,0 | ComMod M | Активная | ±1,7 | ±4,4 |
| Однофазные присоединения | - | - | класс точности: по активной энергии - 2,0 | ComMod M | Активная | ±2,8 | ±8,0 |
| 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 электроэнергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от 1ном (баз) и cosj = 0,8инд. 4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы ±5 с. 5 УСПД применяется при комплектовании трехуровневых систем. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Номинальное напряжение на присоединениях (ином), кВ | 0,23; 0,4; 6; 10 |
| 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 | 40; 60; 80; 100; 120 2; 7,5; 10 |
| Номинальный первичный ток трансформаторов тока (Im), А | от 50 до 3000 |
| Номинальный вторичный ток трансформаторов тока (1тт2), А | 1; 5 |
| Номинальный вторичное фазное/линейное напряжение трехфазных счетчиков (Ином), В | 3 220/380 357,7/100 |
| Номинальный вторичное напряжение однофазных счетчиков (Ином), В | 220 (230) |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном ток, % от 1баз 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 Ином ток, % от 1ном ток, % от 1баз коэффициент мощности: cos9 sin9 частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 90 до 110 от 5 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, 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 |
| Г лубина 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 трансформаторы напряжения счетчики электрической энергии | 35000 219000 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; перерывов питания;
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 СОД;
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* | ТШП; ТШЛ; ТЛШ; ТНШЛ; ТШЛГ | 64182-16 | Согласно проектной документации |
| ТОП; ТОЛК; ТЛК, ТОЛ | 47959-16 |
| Т-0,66, ТШ-0,66 | 67928-17 |
| ТШЛ-0,66с | 3688-05 |
| TCH | 26100-03 |
| Т-0,66; Т-0,66 М У3 | 71031-18 |
| ТТИ | 28139-12 |
| ТЛ, ТПОЛ, ТПЛ, ТПЛК | 47958-16 |
| Трансформаторы напряжения* | ЗНОЛ-СЭЩ | 71707-18 | Согласно проектной документации |
| НАМИТ-10 | 16687-13 |
| ЗНОЛ | 46738-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Счетчики электрической энергии однофазные* | Меркурий 206 | 46746-11 | Согласно проектной документации |
| Меркурий 203.2Т | 55299-13 |
| СЕ 102 | 33820-07 |
| СЕ208 | 55454-13 |
| ЛЕ | 33818-12 |
| НЕВА МТ1 | 61544-15 |
| Каскад-1-МТ | 53821-13 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные* | Меркурий 234 | 48266-11 | Согласно проектной документации |
| Меркурий 230 | 23345-07 |
| Меркурий 233 | 34196-10 |
| СЕ308 | 59520-14 |
| СЕ301 | 34048-08 |
| СЕ303 | 33446-08 |
| Альфа А1140 | 33786-07 |
| Альфа А1800 | 31857-11 |
| Каскад-3-МТ | 53978-13 |
| Каналообразующая аппаратура* | Устройство сбора и передачи данных ComMod M | 72780-18 | Согласно проектной документации |
| Шлюзы ZigBee сетей | - |
| GSM модем | - |
| Ретрансляторы ZigBee сетей | - |
| 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 «Энфорс АСКУЭ БП» | - |
| Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» | - |
| Программные средства приема сигналов точного времени по протоколу NTP от серверов точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» | |
| Эксплуатационная документация: | | | |
| Ведомость эксплуатационных документов | ГРЛТ.411711.001 ВЭ | | 1 экз. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Паспорт | ГРЛТ.411711.001 ПС | | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации | ГРЛТ.411711.001 РЭ | | 1 экз. |
| Методика измерений | ГРЛТ.411711.001 МИ | | 1 экз. |
| Методика поверки | 432-166-2019МП | | 1 экз. |
| Эксплуатационная документация на компоненты АИИ | С КУЭ |
| Примечание: * При комплектовании АИИС КУЭ может использоваться любое устройство из указанных в таблице 4 |
Поверка
осуществляется по документу 432-166-2019МП «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тест-С.-Петербург» 17.06.2019 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
по МИ 3598-20018 Методика измерений потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации;
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);
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с модулем коррекции времени МКВ-02Ц;
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 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 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 ГРЛТ.411711.001 МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering». Свидетельство
об аттестации № 6-RA.RU.311468-2019 от 01.04.2019 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
ГРЛТ.411711.001 ТУ Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering». Технические условия
75803-19: Методика поверки 432-166-2019 МПСкачать7.9 Мб