Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии "Дунайский 3". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии "Дунайский 3"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 381 п. 26 от 12.04.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии «Дунайский 3» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения и учета потребленной активной электрической энергии в сетях бытовых потребителей, автоматического сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации о параметрах энергопотребления объектов жилого дома по адресу: г. Санкт-Петербург, Дунайский пр., д. 3 с целью коммерческого и статистического учета.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение суточных приращений активной электрической энергии;

- периодический (1 раз в сутки) автоматический и/или по запросу сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (1 сутки);

- 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 включает в себя следующие уровни:

1 -й-уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерений, включающий:

- трансформаторы тока (ТТ) типа Т-0,66 МУ3, 75/5, 300/5, Госреестр СИ № 36382-07, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001;

- счетчики электрической энергии, оснащенные радиомодулями ZigBee, СЕ303 S31 543 JR2VZ, Госреестр СИ № 33446-08, класс точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; СЕ303 S31 746 JR2VZ, Госреестр СИ № 33446-08 и СЕ102 S7 145 OKR1SVZ, Госреестр СИ № 33820-07, класс точности 1,0 по ГОСТ Р 52322-2005 для активной электрической энергии;

- ретрансляторы РТ-01 и коммуникационный шлюз ШЛ^В-02).

2 -й уровень: информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:

- сервер центра сбора и обработки данных (далее Сервер ЦСОД) ЗАО «Петроэлектросбыт»;

- технические средства приемопередачи данных (каналообразующая аппаратура);

- программное обеспечение «Пирамида 2000»

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии. Счетчики производят

измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывают полную мощность.

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 производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает 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 (ЗАО «Петроэлектросбыт») с целью обеспечения коммерческих расчетов.

Передача информации на верхний уровень АИИС КУЭ организована на базе встроенных в счетчики радиомодемов и коммуникационного шлюза ШЛ- ZB-02 (сертификат соответствия № РОСС RU.XH28.HOO917), обеспечивающего ретрансляцию измерительной информации передаваемой счетчиками по ZigBee сети на сервер ИВК по GPRS/ TCP-IP протоколу. Для повышения надежности передачи данных по сети ZigBee применяются дополнительные маршрутизаторы - ретрансляторы РТ-01  (сертификат №РОСС

RU.AB75.HO1173).

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 часов счетчиков производится от часов сервера ЦСОД гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера ЦСОД и часов счетчиков превосходит ±2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и ЦСОД АИИС КУЭ. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, сервера ЦСОД) не превышает ±5 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

№ ИК

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Счетчик

Каналообразующая аппаратура

Оборудование ИВК (2-й уровень)

1

2

3

4

5

6

1-200

Квартира 1-200

-

СЕ102 S7 145 OKR1SVZ;

1б (1макс) = 5 (60) А;

ином = 230 В;

КТ: по активной энергии - 1,0;

ГОСТ Р 52322-2005;

Госреестр СИ № 33820-07;

коммуникационный шлюз ШЛ- ZB -02,

ретрансляторы РТ-01

каналообразующая аппаратура, ЦСОД, ПО «Пирамида 2000», Госреестр СИ № 21906-11

1

2

3

4

5

6

201

ГРЩ к/о

-

СЕ303 S31 746 JR2VZ;

1б Дмакс) = 5 (100) А;

ином = 3 х 230/400 В;

КТ: по активной энергии - 1,0;

ГОСТ Р 52322-2005;

Госреестр СИ № 33446-08

коммуникационный шлюз IILI-ZB-02.

ретрансляторы РТ-01

каналообразующая аппаратура, сервер ЦСОД, ПО «Пирамида 2000», Госреестр СИ № 21906-11

202

ГРЩ ввод 2

Т-0,66 МУ3, 300/5, КТ 0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 36382-07

СЕ303 S31 543 JR2VZ;

1ном (1макс) = 5 (10) А;

ином = 3 х 230/400 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005;

Госреестр СИ № 33446-08

203

ГРЩ ввод 1

Т-0,66 МУ3;

300/5;

КТ 0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 36382-07

СЕ303 S31 543 JR2VZ;

1ном (1макс) = 5 (10) А;

ином = 3 х 230/400 В;

КТ: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005;

Госреестр СИ № 33446-08

204

ГРЩ тех. цели -лифты

Т-0,66 МУ3;

75/5;

КТ: 0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 36382-07

СЕ303 S31 543 JR2VZ;

1ном (1макс) = 5 (10) А;

Uhom = ином = 3 х 230/400В;

КТ: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005;

Госреестр СИ № 33446-08

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в табл. 2

Таблица 2

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b219065d6 3da949114dae4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeakage.dll

3

b1959ff70be1eb17c83f 7b0f6d4a132f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b156a0fd c27e1ca480ac

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

3

52e28d7b608799bb3cc ea41b548d2c83

MD5

1

2

3

4

5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBindll

3

6f557f885b737261328c d77805bd1ba7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e664945

21f63d00b0d9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseModbus.dll

3

c391d64271acf4055bb 2a4d3fe1f8f48

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePiramida.dll

3

ecf532935ca1a3fd3215 049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc23ecd 814c4eb7ca09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e2884f 5b356a1d1e75

MD5

ПО «Пирамида 2000» внесено в Государственный реестр средств измерений РФ в составе системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида» под № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26.10.2011 г., выданное ФГУП « ВНИИМС».

Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» соответствует уровню «С».

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3.

Таблица 3

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

204

Номинальное напряжение на присоединениях, В

230; 400

Допускаемое отклонение напряжения от номинального, %

±10

Максимальный ток (Хмакс), А

60 (ИК № 1 - 200) 100 (ИК № 201)

Базовый ток счетчиков с непосредственным включением (Хб), А

5

Диапазон изменения тока в % от базового значения тока

от 5 до 1200 (ИК № 1 - 200); от 5 до 2000 (ИК № 201)

Номинальный первичный ток счетчиков, включаемых через трансформаторы тока (Хном), А

5

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока

от 1 до 120

(ИК № 202 - 204)

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

75 (ИК № 204);

300 (ИК № 202 - 203)

Номинальная частота, Гц

50

Допускаемое отклонение частоты от номинальной, %

±2,5

Коэффициент мощности, cos ф

0,5 - 1

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: - трансформаторов тока, счетчиков

от 15 до 30

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее

160000

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ «Дунайский 3» приведены в табл. 4. и табл.5

Таблица 4

Номер ИК

Наименование присоединения

Значение cos9

1 % !б <I

<5 % 1б

5 % 1б <I

<20 % I6

20 % I6 <I <100 % I6

100 % I6 <I <1макс

1-200

Квартирные присоединения

1

±3,0

±2,7

±2,7

±2,7

0,8

±3,0

±3,0

±2,8

±2,8

0,5

±3,2

±3,2

±2,9

±2,9

201

Коммунальное освещение ГРЩ к/о

1

±3,0

±2,7

±2,7

±2,7

0,8

±3,0

±3,0

±2,8

±2,8

0,5

±3,2

±3,2

±2,9

±2,9

Таблица 5

Номер ИК

Наименование присоединения

Значение cos9

1 % 1ном <1 <5 % 1ном

5 % 1ном <1 <20 % 1ном

20 % 1ном <1

<100 %1ном

100 % 1ном <1

<120 % 1ном

202

203

204

ГРЩ ввод 2,

ГРЩ ввод 1, ГРЩ тех. цели -лифты

1,0

±2,3

±1,6

±1,4

±1,4

0,8

±3,2

±2,1

±1,7

±1,7

0,5

±5,5

±3,1

±2,3

±2,3

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик электрической энергии однофазный - среднее время наработки на отказ не менее Т = 160000 ч, средний срок службы не менее 30 лет;

- счетчик электрической энергии трехфазный - среднее время наработки на отказ не менее Т = 160 000 ч, средний срок службы не менее 30 лет

- трансформатор тока - средняя наработка до отказа 400000 часов;

Надежность системных решений:

■ резервирование каналов связи: 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 событий:

- в журнале событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- испытательной колодки;

■ защита информации на программном уровне:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер ЦСОД.

Глубина хранения информации:

■ трехфазный счетчик - суточные показания электрической энергии не менее 35 суток;

■ однофазный счетчик - суточные показания электрической энергии не менее 35 суток;

■ сервер ЦСОД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии «Дунайский 3».

Комплектность

Наименование

Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО)

Количество

Трансформатор тока

Т-0,66МУ3

9

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЕ303 S31 543 JR2VZ

3

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЕ303 S31 746 JR2VZ

1

Счетчик электрической энергии однофазный многофункциональный

СЕ102 S7145 OKR1SVZ

200

Наименование

Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО)

Количество

Коммуникационный шлюз

HLI-ZB-02

1

Ретранслятор цифровой беспроводной

РТ-01

4

Сервер центра сбора и обработки данных

ПЭВМ (IIBM совместимый)

1

Программное обеспечение

ПО «Пирамида 2000»

1

Паспорт

ТПГК.411711.001 ПС

1

Руководство по эксплуатации

ТПГК.411711.001 РЭ

1

Методика измерений

ТПГК.411711.001 МИ

1

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Перечень эталонов, применяемых при поверке:

- средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2 МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе ТПГК.411711.001МИ «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии «Дунайский 3». Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00209-2012 от 01 марта 2012 г.

Нормативные документы

1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

3. МИ 3000-2006. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ПОВЕРКИ.

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание