Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии "Дунайский 3"
| Номер в ГРСИ РФ: | 53232-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ТелеПозиционный Проект" (ТПП), г.С.-Петербург |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 53232-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии "Дунайский 3" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 381 п. 26 от 12.04.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "ТелеПозиционный Проект" (ТПП), г.С.-Петербург
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МИ 3000-2006 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 05.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 53232-13: Описание типа СИ | Скачать | 245.2 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
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.
Смотрите также
