Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии "Дунайский 3" Нет данных, ГРСИ 53232-13
Номер госреестра:
53232-13
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии "Дунайский 3"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ТелеПозиционный Проект" (ТПП), г.С.-Петербург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 50444
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электрической энергии «Дунайский 3»
Назначение средства измерений
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 средства измерений
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 комплексточекизмерений, 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;
– счетчикиэлектрическойэнергии,оснащенныерадиомодулямиZigBee,
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-ZB-02).
2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:
– серверцентрасбораиобработкиданных(далееСерверЦСОД)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
Лист № 2
Всего листов 8
измерениедействующих(среднеквадратических)значенийнапряженияитокаи
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=(S
2
– P
2
)
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 организованана базе
встроенных в счетчики радиомодемов и коммуникационного шлюза ШЛ- ZB-02 (сертификат
соответствия № РОСС RU.ХП28.Н00917), 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
дополнительныемаршрутизаторы–ретрансляторыРТ-01(сертификат №РОСС
RU.АВ75.Н01173).
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
информациис возможностьюпоследующего оформлениясправочныхиотчетных
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
Состав измерительного канала
Трансформатор
тока
Оборудование
ИВК
(2-й уровень)
1-200
Квартира
1-200
–
ретрансляторы
РТ-01
Наимено-
№вание
ИКприсоеди-
нения
Каналообра-
Счетчикзующая
аппаратура
1
2
3
6
4
СЕ102 S7 145 OKR1SVZ;
Iб (Iмакс) = 5 (60) А;
Uном = 230 В;
КТ: поактивнойэнергии– 1,0;
ГОСТ Р 52322-2005;
Госреестр СИ № 33820-07;
5
коммуника-
ционный
шлюз
ШЛ- ZB -02,
каналообразующая
аппаратура,
ЦСОД,
ПО «Пирамида
2000», Госреестр
СИ № 21906-11
Продолжение таблицы 1
Лист № 3
Всего листов 8
–
коммуника-
ционный
шлюз
ШЛ-ZB-02,
ретрансляторы
РТ-01
каналообразующая
аппаратура,
сервер ЦСОД,
ПО «Пирамида
2000», Госреестр
СИ № 21906-11
12
3
5
6
201ГРЩ к/о
4
СЕ303 S31 746 JR2VZ;
Iб (Iмакс) = 5 (100) А;
Uном = 3 х 230/400 В;
КТ: поактивнойэнергии– 1,0;
ГОСТ Р 52322-2005;
Госреестр СИ № 33446-08
202ГРЩввод 2
203ГРЩввод 1
ГРЩ
204тех. цели –
лифты
Т-0,66 МУ3,
300/5,
КТ 0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Госреестр СИ
№ 36382-07
Т-0,66 МУ3;
300/5;
КТ 0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Госреестр СИ
№ 36382-07
Т-0,66 МУ3;
75/5;
КТ: 0,5S;
ГОСТ 7746-2001;
Госреестр СИ
№ 36382-07
СЕ303 S31 543 JR2VZ;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А;
Uном = 3 х 230/400 В;
КТ: поактивнойэнергии – 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005;
Госреестр СИ № 33446-08
СЕ303 S31 543 JR2VZ;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А;
Uном = 3 х 230/400 В;
КТ: поактивнойэнергии – 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005;
Госреестр СИ № 33446-08
СЕ303 S31 543 JR2VZ;
Iном (Iмакс) = 5 (10) А;
Uном = Uном = 3 х 230/400В;
КТ: поактивнойэнергии – 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 со-
став которого входят программы указанные в табл. 2
Таблица 2
Наименование ПО
Идентификационное
наименованиеПО
Алгоритм вычисле-
ния цифрового
идентификатораПО
CalcClients.dll
3
e55712d0b1b219065d6
3da949114dae4
MD5
Модульрасчетанебаланса
энергии/мощности
CalcLeakage.dll
3
b1959ff70be1eb17c83f
7b0f6d4a132f
MD5
d79874d10fc2b156a0fd
c27e1ca480ac
MD5
52e28d7b608799bb3cc
ea41b548d2c83
MD5
2
Номер версии
(идентифика-
ционныйно-
мер) ПО
3
Цифровой идентифи-
катор ПО (контроль-
наясумма исполняе-
мого кода)
4
5
1
Модульвычислениязна-
ченийэнергииимощности
погруппамточекучета
CalcLosses.dll3
Metrology.dll3
Модульвычислениязна-
ченийэнергиипотерьв
линияхитрансформаторах
Общиймодуль, содер-
жащийфункции, исполь-
зуемые при вычислениях
различныхзначений и
проверке точности вы-
числений
Продолжение таблицы 2
Лист № 4
Всего листов 8
6f557f885b737261328c
d77805bd1ba7
MD5
48e73a9283d1e664945
21f63d00b0d9f
MD5
c391d64271acf4055bb
2a4d3fe1f8f48
MD5
ecf532935ca1a3fd3215
049af1fd979f
MD5
530d9b0126f7cdc23ecd
814c4eb7ca09
MD5
1ea5429b261fb0e2884f
5b356a1d1e75
MD5
23
4
5
ParseBin.dll3
ParseIEC.dll3
ParseModbus.dll3
ParsePiramida.dll3
SynchroNSI.dll3
1
Модуль обработки значе-
нийфизическихвеличин,
передаваемых в бинарном
протоколе
Модуль обработки значе-
нийфизическихвеличин,
передаваемых по прото-
колам семейства МЭК
Модуль обработки значе-
нийфизическихвеличин,
передаваемых по прото-
колу Modbus
Модуль обработки значе-
нийфизическихвеличин,
передаваемых по прото-
колуПирамида
Модуль формирования
расчетных схем иконтро-
ляцелостностиданных
нормативно-справочной
информации
Модульрасчетавеличины
рассинхронизацииизна-
ченийкоррекциивремени
VerifyTime.dll3
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».
Метрологические и технические характеристики
ОсновныеметрологическиеитехническиехарактеристикиАИИСКУЭприведенывтабл.3.
Таблица 3
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета
Номинальное напряжение на присоединениях, В
Допускаемое отклонение напряжения от номинального, %
Максимальный ток (Iмакс), А
204
230; 400
±10
60 (ИК № 1 – 200)
100 (ИК № 201)
5
Базовый ток счетчиков с непосредственным включением (Iб), А
Диапазон изменения тока в % от базового значения тока
от 5 до 1200
(ИК № 1 – 200);
от 5 до 2000
(ИК № 201)
5
Номинальный первичный ток счетчиков, включаемых через
трансформаторы тока (Iном), А
Продолжение таблицы 3
Лист № 5
Всего листов 8
Коэффициент мощности, cos φ
0,5 – 1
Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных
каналов, А
Номинальная частота, Гц
Допускаемое отклонение частоты от номинальной, %
от 1 до 120
(ИК № 202 – 204)
75 (ИК № 204);
300 (ИК № 202 – 203)
50
±2,5
от 15 до 30
Диапазон рабочих температур для компонентов системы,
°
С:
– трансформаторов тока, счетчиков
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех
компонентов системы, с
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее
±5
160000
ИК (измерение активной
эксплуатации АИИС КУЭ
Пределы допускаемых относительных погрешностей
электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий
«Дунайский 3» приведены в табл. 4. и табл.5
Таблица 4
Номер
ИК
Наименование
присоединения
Значение
cos
j
1 % Iб ≤I
<5 % Iб
5 % Iб ≤I
<20 % Iб
20 % Iб ≤I
<100 % Iб
100 % Iб ≤I
≤Iмакс
1
±3,0
±2,7
±2,7
±2,7
1-200
Квартирные
присоединения
201
Коммунальное
освещение
ГРЩ к/о
0,8
0,5
1
0,8
0,5
±3,0
±3,2
±3,0
±3,0
±3,2
±3,0
±3,2
±2,7
±3,0
±3,2
±2,8
±2,9
±2,7
±2,8
±2,9
±2,8
±2,9
±2,7
±2,8
±2,9
Таблица 5
Номер
ИК
Наименование
присоединения
Значение
cos
j
1 % Iном≤I
<5 % Iном
5 % Iном≤I
<20% Iном
20% Iном≤I
<100% Iном
100 % Iном≤I
≤120% Iном
1,0
±2,3
±1,6
±1,4
±1,4
0,8
±3,2
±2,1
±1,7
±1,7
202
203
204
ГРЩ ввод 2,
ГРЩ ввод 1,
ГРЩ тех.цели –
лифты
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
Лист № 6
Всего листов 8
– 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:
§
механическаязащита 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-измери-
тельную коммерческого учета электрической энергии «Дунайский 3».
Комплектность средства измерений
Наименование
Обозначение (марка
и/или тип оборудования,
версия ПО)
Количество
Трансформатор тока
Т-0,66МУ3
9
Trial S31 543 JR2VZ
3
СЕ303 S31 746 JR2VZ
1
СЕ102 S7145 OKR1SVZ
200
Счетчик электрической
энергии трехфазный
многофункциональный
Счетчик электрической
энергии трехфазный
многофункциональный
Счетчик электрической
энергии однофазный
многофункциональный
Лист № 7
Всего листов 8
Наименование
Обозначение (марка
и/или тип оборудования,
версия ПО)
Количество
Коммуникационный шлюз
ШЛ-ZB-02
1
РТ-01
4
ПЭВМ (IIBM совместимый)
1
Программноеобеспечение
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
Ретранслятор цифровой
беспроводной
Сервер центра сбора и
обработки данных
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 методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе ТПГК.411711.001МИ «Методика
измеренийэлектрическойэнергиисиспользованиемсистемыавтоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии «Дунайский 3».
Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00209-2012 от 01 марта 2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
«Дунайский 3»
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 по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
– осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Обществосограниченной ответственностью «ТелеПозиционный Проект» (ООО «ТПП»)
Адрес: 195009, г. Санкт-Петербург, ул. Арсенальная, д. 1, корп. 2
тел.: (812) 329-56-73, факс: (812) 331-41-80.
http:
Е-mail:
.
Лист № 8
Всего листов 8
Испытательный центр
ГЦИ СИ ФБУ «Тест-С.-Петербург» зарегистрирован в Государственном реестре
под № 30022-10.
190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д. 1.
Тел.: (812) 244-62-28, 244-12-75, факс: (812) 244-10-04.
E-mail:
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по
техническому регулированию
и метрологии
Ф.В. Булыгин
М.П.
«____»___________2013 г.
От Испытателя
Рагулин А.И.
подпись
От Заявителя
Генеральный директор
подпись
Trial Д.В.
расшифровка подписи
От ФГУП «ВНИИМС»
подпись
расшифровка подписи
От Управления метрологии
подпись
расшифровка подписи
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 82444-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Камала-1 | - | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 39976-08 | Система измерений количества и показателей качества нефти ООО "Янгпур" | Нет данных | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 53655-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Северо-Западного Банка ОАО "Сбербанк России" | Нет данных | ООО "НПП Марс-Энерго", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 55640-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Средне-Волжский Транснефтепродукт" по ПС "Воротынец" | Нет данных | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 42066-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Туран" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Туран" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений