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

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

Основные
Тип Нет данных
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