Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности Комета энергоучет
Номер в ГРСИ РФ: | 76335-19 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Комета", г.С.-Петербург |
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.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 76335-19 |
Наименование | Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности |
Модель | Комета энергоучет |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 04.10.2024 |
Производитель / Заявитель
ООО "Комета", г.С.-Петербург
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 6 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
76335-19: Описание типа СИ | Скачать | 87.3 КБ | |
76335-19: Методика поверки 432-167-2019 МП | Скачать | 6.8 MБ |
Описание типа
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 0.5S.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 = U-I.
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 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 измерительных 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 условиях, % | ||||
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 1ном (баз) и cos9 = 0,8инд.
4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы ±5 с.
Технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Номинальное напряжение на присоединениях (ином), кВ |
0,23; 0,4 |
Номинальная частота, Гц |
50 |
Базовый ток для счетчиков прямого включения (Хбаз), А |
5;10 |
Номинальный ток для счетчиков трансформаторного включения (Хном), А |
5 |
Максимальный ток (Хмакс.), А: для счетчиков прямого включения для счетчиков трансформаторного включения |
50;60;80;100 10 |
Номинальный первичный ток трансформаторов тока (ХТТ1), А |
от 50 до 3000 |
Номинальный вторичный ток трансформаторов тока (1ТТ2),А |
5 |
Номинальный вторичное фазное/линейное напряжение трехфазных счетчиков (ином), В |
3х220/380 |
Номинальный вторичное напряжение однофазных счетчиков (ином), В |
220(230) |
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном ток, % от 1б коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 1 до 120 от 5 до Хмакс 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 1б коэффициент мощности: COSф simp частота, Гц температура окружающей среды для: ТТ, счетчиков, °С |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до Хмакс 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 У 3/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 аппаратура* |
LoRaWAN модемы | ||
GSM модемы |
_ | ||
ZigBee ретрансляторы |
_ | ||
LoRaWAN шлюзы |
_ | ||
ZigBee шлюзы |
_ |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
4 |
Информационновычислительный комплекс1 2 |
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
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