Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности "Лартех СмартГрид"
| Номер в ГРСИ РФ: | 80666-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Лартех", г. Санкт-Петербург |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 80666-20 |
| Наименование | Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности "Лартех СмартГрид" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 31.12.2025 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Лартех" (ООО "Лартех"), г. Санкт-Петербург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 80666-20: Описание типа СИ | Скачать | 307.7 КБ | |
| 80666-20: Методика поверки 432-174-2020 МП | Скачать | 4.1 MБ |
Описание типа
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^,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 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 = 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 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.
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, % | ||||
|
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 Ком (баз) и cos9 = 0,8 инд. 4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с | |||||
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Номинальное напряжение на присоединениях (Uhom), 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 (Itt1), 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 Uhom ток, % От Ihom 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 Uhom ток, % От Ihom ток, % От 1баз коэффициент мощности: cosф simp 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 |
— |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Информационновычислительный 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 |
П р и м е ч а н и е - 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
Смотрите также
