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