№1081 от 30.05.2017
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 31051
О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 57404 "Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности "TPP Smart Metering SE" и внесении изменений в описание типа
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)
ПРИКАЗ30 мая 2017 г.
Москва
О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 57404 «Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering SE» и внесении изменений в описание типа
Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940) (далее — Административный регламент) и в связи с обращением ООО «ТПП» от28 апреля2017г.№ 1704-37 приказываю:
-
1. Внести изменения в описание типа на системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering SE», зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 59447-14, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.
-
2. Переоформить свидетельство об утверждении типа № 57404 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering SE», зарегистрированное в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 59447-14, в связи с внесением изменений
в методику поверки.
3. Управлению метроГогий^/А.^отм)дФ₽¥Ня«®4в®<МС1 (А.Ю.Кузин)
* 1 хранится в системе электронного документооборота
выдачу его
обеспечить в соответствиг с оформление
______ -метрологии. ‘
свидетельства с описанг_________
юридическому лицу или ин, щвидуальному пре . Сертификат; 61DA1E0OT3O0E901
4. Контроль за исполь евдшяавфодщая
Заместитель Руководителя
нимате
Действителен: с 17.11.2016 до
С.С.Голубев
31 собой.
J
Приложение
к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «30» мая 2017 г. № 1081
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering SE»
Назначение средства измеренийСистемы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering SE» (далее АИИС КУЭ) предназначены для измерения и учета потребленной активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматического сбора, хранения и отображения измерительной информации, передачи учетной информации гарантирующим поставщикам электрической энергии и сетевым организациям с целью коммерческого и статистического учета.
Описание средства измеренийАИИС КУЭ представляет собой многофункциональные, многоуровневые системы с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- измерение суточных значений активной и реактивной электрической энергии нарастающим итогом;
-
- измерение значений активной и реактивной электрической энергии нарастающим итогом на интервале месяц;
-
- измерение средних значений мощности активной и реактивной электрической энергии на 30-минутных интервалах;
-
- периодический (1 раз в сутки) автоматический и/или по запросу сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений электрической энергии и мощности с заданной дискретностью учета (30 минут, сутки, месяц);
-
- 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 включают в себя следующие уровни:
-
1-й-уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерений, включающий:
-
- трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 класса точности 0,5 или 0,5S трансформаторы напряжения (TH) по ГОСТ 1983-2001 класса точности 0,5, указанные в табл. 16;
-
- трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,2S или 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ 31819.21, КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ 31819.23-2012 с непосредственным включением или через трансформатор тока, указанными в табл. 16 и оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;
-
- трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,2S или 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ Р 52322-2005, КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ Р 52425-2005 с непосредственным включением или через трансформатор тока, указанными в таблице 16 и оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;
-
- однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ 31819.21 -2012 непосредственно включения, указанными в табл. 16, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485 (M-Bus);
-
- однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ Р 52322-2005 непосредственно включения, указанными в табл. 16, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485 (M-Bus);
-
- каналообразующая аппаратура (ретрансляторы РТ-01 и коммуникационный шлюз HIJI-ZB-02), GSM-модем стандарта 900/1800).
-
2- й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), вкючающий в себя:
-
- устройство сбора и передачи данных ComMod А ТПГК.426483.010 ТУ (Госреестр СИ № 55095-13).
-
3- й уровень: информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:
-
- сервер баз данных центра сбора и обработки данных (далее Сервер БД ЦСОД) гарантирующего поставщика или электросетевой компании или иного владельца АИИС КУЭ;
-
- программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» или ПО «Энфорс АСКУЭ БП» или ПО «Энфорс 442» или ПО «АльфаЦЕНТР»;
-
- система обеспечения единого времени (далее СОЕВ) на базе приемника сигналов точного времени с серверов точного времени сети Интернет по NTP протоколу или приемника сигналов точного времени из системы GPS/ГЛОНАС.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (и) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчики измеряют действующие (среднеквадратические) значения напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U-I.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2 - Р2)0,5.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р и Q на 30-минутных интервалах времени.
Результаты измерений электрической энергии передаются в цифровом формате на сервер гарантирующего поставщика, электросетевой компании или владельца АИИС КУЭ с целью обеспечения коммерческих расчетов.
Передача информации на верхний уровень АИИС КУЭ организована на базе встроенных в счетчики радиомодемов и коммуникационного шлюза HIJI-ZB-02 или через интерфейс RS-485 счетчиков и GSM модемы или устройства сбора и передачи данных. Коммуникационное оборудование обеспечивает ретрансляцию измерительной информации передаваемой счетчиками через ZigBee сеть или через интерфейс RS485 на сервер ИВК по GPRS/TCP-IP протоколу. Для повышения надежности передачи данных по сети ZigBee применяются дополнительные маршрутизаторы-ретрансляторы РТ-01.
На третьем 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 показаний часов счетчиков производится от часов сервера БД ЦСОД гарантирующего поставщика, электросетевой компании или владельца АИИС КУЭ в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД ЦСОД и часов счетчиков превосходит 2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и ЦСОД АИИС КУЭ.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает время (дата, часы, минуты) коррекции часов.
Состав измерительных каналов приводится в паспорте, оформляемом на каждый экземпляр изготавливаемой АИИС КУЭ.
Программное обеспечениеПО «ПИРАМИДА 2000», ПО «Энфорс АСКУЭ БП», ПО «Энфорс 442» и ПО «АльфаЦЕНТР» предназначены для сбора, обработки, хранения и передачи информации об энергопотреблении, а так же ее отображении, распечатки с помощью принтера и передачи в установленных форматах.
Идентификационные данные ПО представлены в таблицах 1,2,3 и 4.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ПИРАМИДА 2000»
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0blb21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3 |
bl959ff70belebl7c 83f7b0f6d4al32f |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874dl0fc2bl56a 0fdc27elca480ac |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b7372613 28cd77805bdlba7 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283dle664 94521f63d00b0d9f |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271acf4055 №2a4d3felf8f48 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
3 |
ecf532935cala3fd3 215049aflfd979f |
MD5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
lea5429b261fb0e28 84f5b356aldle75 |
MD5 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ БП»
|
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 |
|
Энфорс БП |
bp_admin.exe |
Не ниже 5.0 |
Цифровой идентификатор отсутствует |
md5 |
|
Энфорс БП |
bp_gr_config.exe |
Отсутствует |
db5c90416f6d28976e9fd5 d978e5c0c5 |
md5 |
|
Энфорс БП |
bp_ppcon.exe |
Отсутствует |
edc3d270b5bd74b2ee3e3 2eaa677c7fd |
md5 |
|
Энфорс БП |
bp_request.exe |
Отсутствует |
5ddfa53d5cc5aebbe4a2d9 785214ftac |
md5 |
|
Энфорс БП |
EnfLogon.exe |
Отсутствует |
e223eedda21a461799b08 8a8502d2560 |
md5 |
|
Энфорс БП |
Collector energy. exe |
1.0 |
96a0aa74ba84f3 5fb8bb0a 994alc33d2 |
md5 |
Уровень защиты ПО «Энфорс АСКУЭ БП» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответствии с разделом 5.3 Р 50.2.077-2014.
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Энфорс 442»
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Admin.exe |
Nforce.Energy. Admin |
4.1 |
dd0eac39372a3ce2d d25d974883283al |
MD5 |
|
Collector.exe |
Collector.exe |
4.1 |
89cdl0584c052a73e 0aeb55db04887f8 |
MD5 |
|
Configurator.exe |
Nforce.Energy.ConfigM aster |
4.1 |
26f6858d87c2ead39 cbbc30848257736 |
MD5 |
|
Reports.exe |
Nforce.Energy.BpLight |
4.1 |
a589672cd933ee8b5 Ib6a6edlclc5213 |
MD5 |
Уровень защиты ПО «ЭНФОРС 442» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответствии с разделом 5.3 Р 50.2.077-2014.
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
ПО «АльфаЦЕНТР» |
ac_metrology.dll |
12.01 |
3E736B7F380836F44C C8E69F7BD211C54 |
MD5 |
Экспертиза ПО «АльфаЦЕНТР» на соответствие требованиям нормативной документации проведена ФГУП «ВНИИМС» 31.05.12. Уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристикиМетрологические характеристики приведены в таблицах 5-16.
Таблица 5 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество информационно-измерительных каналов (ИИК) |
от 1 до 1600 (в зависимости от конкретного исполнения) |
|
Номинальное напряжение на присоединениях, кВ |
0,23;0,4;6;10 |
|
Допускаемое отклонение напряжения от номинального, % |
±10 |
|
Номинальная частота, Гц |
50 |
|
Допускаемое отклонение частоты от номинальной, % |
±1 |
|
Базовый ток (16), А |
5; 10 |
|
Максимальный ток (1макс.), А |
100 (для ИИК без ТТ) |
|
Номинальный первичный ток (1н), А |
от 50 до 3000 (для ИИК с ТТ) |
|
Номинальный вторичный ток (1н), А |
5 |
|
Коэффициент мощности |
от 0,5 до 1 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с/сутки |
±5 |
|
Глубина хранения измерительной информации в однофазных и трехфазных счетчиках:
|
12 35 35 3,5 |
Таблица 6 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,2S/0,5 и трансформаторы тока КТ 0,5 S) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение COS(p/ sirup |
0,011ном < I < 0,051ном |
0,051но 0,21 |
м<1< ном |
0,21ном — I 11ном |
1 Тном S I < 1 ,21ном | |||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоед. (ТТ 0,5S; счетчик 0,2S/0,5) |
1,0 |
±1,7 |
- |
±0,9 |
- |
±0,7 |
- |
±0,7 |
- |
|
0,8/0,5 |
±2,8 |
±5,9 |
±1,5 |
±3,6 |
±1 |
±3,0 |
±1 |
±3,0 | |
|
0,5/1,0 |
±5,3 |
±3,0 |
±2,7 |
±2,4 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,8 |
±2,3 | |
|
1еотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоед. (ТТ 0,5S; счетчик 0,2S/0,5) |
1,0 |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
±0,9 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,1 |
±7,5 |
±2,1 |
±5,8 |
±1,8 |
±5,4 |
±1,8 |
±5,4 | |
|
0,5/1,0 |
±5,6 |
±4,4 |
±3,3 |
±4,0 |
±2,7 |
±4,0 |
±2,7 |
±4,0 | |
|
Наименование присоединения |
Значение coscp/ sin(p |
0,0 Ином — I < 0,051ном |
0,051но 0,21 |
м<1< ном |
0,21ном 5:1 < 11ном |
11ном — I — 1 ,21ном | |||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоеди-нения (ТТ 0,5S; счетчик 0,5S/l,0) |
1,0 |
±2,1 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
±0,9 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3 |
±5,9 |
±1,9 |
±3,6 |
±1,3 |
±3,0 |
±1,3 |
±3,0 | |
|
0,5/1,0 |
±5,4 |
±3,0 |
±2,9 |
±2,4 |
±2 |
±2,3 |
±2 |
±2,3 | |
|
Теотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоеди-нения (ТТ 0,5S; счетчик 0,5S/l,0) |
1,0 |
±2,8 |
- |
±2,3 |
- |
±2,2 |
- |
±2,2 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,9 |
±7,5 |
±3,1 |
±5,8 |
±2,8 |
±5,4 |
±2,8 |
±5,4 | |
|
0,5/1,0 |
±6,3 |
±4,4 |
±4,4 |
±4,0 |
±3,8 |
±4,0 |
±3,8 |
±4,0 | |
Таблица 8 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 1,0/2,0 и трансформаторы тока КТ 0,5S) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение coscp/ sincp |
0,0 Ином — I < 0,051ном |
0,051Но 0,21 |
М<1< ном |
0,21ном — I < Ином |
11ном — I < 1,21цом | |||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реак-тив-ная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТТ 0,5S; счетчик 1,0/2,0) |
1,0 |
±2,6 |
- |
±1,8 |
- |
±1,7 |
- |
±1,7 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,5 |
±6,9 |
±2,2 |
±5,0 |
±2,0 |
±4,6 |
±2,0 |
±4,6 | |
|
0,5/1,0 |
±5,7 |
±4,2 |
±3,2 |
±3,9 |
±2,6 |
±3,9 |
±2,6 |
±3,9 | |
|
Зеотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТТ 0,5S; счетчик 1,0/2,0) |
1,0 |
±4,2 |
- |
±3,7 |
- |
±3,7 |
- |
±3,7 |
- |
|
0,8/0,5 |
±5,2 |
±12 |
±4,5 |
±11 |
±4,4 |
±10,8 |
±4,4 |
±10,8 | |
|
0,5/1,0 |
±7,3 |
±7,7 |
±5,6 |
±7,6 |
±5,2 |
±7,6 |
±5,2 |
±7,6 | |
|
Наименование присоединения |
Значе-ние COS(p/ sincp |
0,051б<К0,11б |
0,11б<К0,21б |
0,21б<1 < 116 |
11б <1 < 1 макс | ||||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (счетчик 1,0/2,0) |
1,0 |
±2 |
- |
±1,6 |
- |
±1,6 |
- |
±1,6 |
- |
|
0,8/0,5 |
±2,1 |
±4,5 |
±2,1 |
±4,2 |
±1,7 |
±4,2 |
±1,7 |
±4,2 | |
|
0,5/1,0 |
±2,3 |
±4,2 |
±2,3 |
±3,9 |
±1,9 |
±3,9 |
±1,9 |
±3,9 | |
|
Зеотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (счетчик 1,0/2,0) |
1,0 |
±3,8 |
- |
±3,6 |
- |
±3,6 |
- |
±3,6 |
- |
|
0,8/0,5 |
±4,6 |
±10,8 |
±4,6 |
±10,6 |
±4,4 |
±10,6 |
±4,4 |
±10,6 | |
|
0,5/1,0 |
±5,1 |
±7,7 |
±5,1 |
±7,6 |
±4,9 |
±7,6 |
±4,9 |
±7,6 | |
Таблица 10 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 2,0/2,0) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значе-ние СОБф/ sincp |
0,051б <К0,11б |
0,116<К0,21б |
0,21б<К11б |
11б<1 < 1 макс | ||||
|
Актив ная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (счетчик 2,0/2,0) |
1,0 |
±3,3 |
- |
±3,3 |
- |
±2,8 |
- |
±1,6 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,4 |
±4,5 |
±3,4 |
±4,2 |
±3 |
±4,2 |
±1,7 |
±4,2 | |
|
0,5/1,0 |
±3,8 |
±4,2 |
±3,8 |
±3,9 |
±3,4 |
±3,9 |
±1,9 |
±3,9 | |
|
Зеотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (счетчик 2,0/2,0) |
1,0 |
±7,3 |
- |
±7,3 |
- |
±7,1 |
- |
±7,1 |
- |
|
0,8/0,5 |
±8,5 |
±10,8 |
±8,5 |
±10,6 |
±8,4 |
±10,6 |
±8,4 |
±10,6 | |
|
0,5/1,0 |
±10,5 |
±7,7 |
±10,5 |
±7,6 |
±10,3 |
±7,6 |
±10,3 |
±7,6 | |
Таблица 11 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,2S/0,5, трансформаторы тока КТ 0,5S (диапазон измерений от 1%1НОм до 120%1НОм), трансформаторы напряжения КТ 0,5) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение COS(p/ sincp |
0,01 Ihom — I < 0,05 Ihom |
0,051,ю ОД] |
М<1< ном |
0,21НОМ — I < Ином |
1 Ihom — 1 — 1,21ном | |||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Актив ная |
Реактивная | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (TH 0,5; ТТ 0,58;счетчи к 0,2S/0,5) |
1,0 |
±1,8 |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
±0,9 |
- | |
|
0,8/0,5 |
±2,9 |
±6 |
±1,7 |
±3,8 |
±1,3 |
±3,2 |
±1,3 |
±3,2 | |
|
0,5/1,0 |
±5,4 |
±3,1 |
±3 |
±2,4 |
±2,2 |
±2,3 |
±2,2 |
±2,3 | |
Продолжение таблицы 11
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
Зеотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоеди-нения (ТН0,5;ТТ 0,5S; счетчик 0,2S/0,5) |
1,0 |
±1,9 |
- |
±1,3 |
- |
±1,1 |
- |
±1,1 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,2 |
±7,6 |
±2,2 |
±5,9 |
±1,9 |
±5,6 |
±1,9 |
±5,6 | |
|
0,5/1,0 |
±5,8 |
±4,5 |
±3,6 |
±4,1 |
±3 |
±4 |
±3 |
±4 | |
Таблица 12 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,2S/0,5, трансформаторы тока КТ 0,5 (диапазон измерений от 5%1ноМ до 120%1НОм) и трансформаторы
|
Наименование присоединения |
Значе-ние СОБф/ sincp |
0,051ном — I < 0,21НОМ |
0,21ном — I < Ином |
11ном — I — 1 ,21НОМ | |||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||
|
Трехфазные присоединения (TH 0,5; ТТ 0,5; счетчик 0,2S/0,5) |
1,0 |
±1,7 |
- |
±0,9 |
- |
±0,7 |
- |
|
0,8/0,5 |
±2,8 |
±4,9 |
±1,5 |
±3,3 |
±1,2 |
±2,9 | |
|
0,5/1,0 |
±5,4 |
±3,3 |
±2,9 |
±2,6 |
±2,2 |
±2,5 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||
|
Трехфазные присоединения (TH 0,5; ТТ 0,5; счетчик 0,2S/0,5) |
1,0 |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,2 |
±6,5 |
±2,1 |
±5,4 |
±1,8 |
±5,2 | |
|
0,5/1,0 |
±5,7 |
±4,9 |
±3,5 |
±4,4 |
±2,9 |
±4,3 | |
Таблица 13 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,5S/l,0, трансформаторы тока КТ 0,5 S (диапазон измерений от 1%1ном до 120%1НОм) или трансформаторы тока КТ 0,5 (диапазон измерений от 5%1н0мДО 120%1ном) и трансформаторы напряжения КТ 0,5) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение coscp/ sincp |
O.OIIhomSK 0,05IHOM |
0,05IHo 0,21 |
М<1< ном |
0,21 ном < I < Ином |
Ином S I — 1,21Ном | |||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Актив ная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоедине-ния (ТН0,5;ТТ 0,5S; счетчик 0,5S/l,0) |
1,0 |
±2,1 |
- |
±1,3 |
- |
±1,1 |
- |
±1,1 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,1 |
±6 |
±2 |
±3,8 |
±1,5 |
±3,2 |
±1,5 |
±3,2 | |
|
0,5/1,0 |
±5,6 |
±3,1 |
±3,2 |
±2,4 |
±2,4 |
±2,3 |
±2,4 |
±2,3 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоедине-ния (ТН0,5;ТТ 0,5S; счетчик 0,5S/l,0) |
1,0 |
±2,9 |
- |
±2,3 |
- |
±2,2 |
- |
±2,2 |
- |
|
0,8/0,5 |
±4 |
±7,6 |
±3,2 |
±5,9 |
±2,9 |
±5,6 |
±2,9 |
±5,6 | |
|
0,5/1,0 |
±6,4 |
±4,5 |
±4,6 |
±4,1 |
±4 |
±4 |
±4 |
±4 | |
|
Наименование присоединения |
Значе-ние coscp/ sirup |
0,05IHOM < I < 0,21ном |
0,2IHOM < I < 1IHOM |
11ном < I < 1 ,21ном | |||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||
|
Трехфазные присоединения (ТН0,5;ТТ 0,5; счетчик 0,5S/l,0) |
1,0 |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3 |
±4,9 |
±1,4 |
±3,3 |
±1,4 |
±2,9 | |
|
0,5/1,0 |
±5,5 |
±2,6 |
±3 |
±2,6 |
±2,3 |
±2,5 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||
|
Трехфазные присоединения (TH 0,5; ТТ 0,5; счетчик 0,5S/l,0) |
1,0 |
±2,7 |
- |
±2,3 |
- |
±2,2 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,9 |
±6,5 |
±2,8 |
±5,4 |
±2,8 |
±5,2 | |
|
0,5/1,0 |
±6,4 |
±4,4 |
±4,4 |
±4,4 |
±4 |
±4,3 | |
Таблица 15 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (однофазные счетчики
КТ 1,0) при измерении активной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение coscp |
0,0516<К 0,11б |
0,11б <1 < 0,21б |
0,21б<К11б |
11б<1 < 1 макс |
|
Отапливаемые помещения | |||||
|
Однофазные присоединения (счетчик 1,0) |
1 |
±2 |
±1,6 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,8 |
±2,1 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±2,3 |
±2,3 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||
|
Однофазные присоединения (счетчик 1,0) |
1 |
±3,8 |
±3,6 |
±3,6 |
±3,6 |
|
0,8 |
±4,6 |
±4,6 |
±4,4 |
±4,4 | |
|
0,5 |
±5,1 |
±5,1 |
±4,9 |
±4,9 | |
Таблица 16 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (однофазные счетчики
КТ 2,0) при измерении активной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение coscp |
0,051б < I < 0,11б |
0,11б <1 < 0,21б |
0,21б<К11б |
11б < I < 1 макс |
|
Отапливаемые помещения | |||||
|
Однофазные присоединения (счетчик 2,0) |
1 |
±3,3 |
±3,3 |
±2,8 |
±2,8 |
|
0,8 |
±3,4 |
±3,4 |
±3 |
±3 | |
|
0,5 |
±3,8 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||
|
Однофазные присоединения (счетчик 2,0) |
1 |
±7,3 |
±7,3 |
±7,1 |
±7,1 |
|
0,8 |
±8,5 |
±8,5 |
±8,4 |
±8,4 | |
|
0,5 |
±10,5 |
±10,5 |
±10,3 |
±10,3 | |
Таблица 17 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °C: - трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков, УСПД ComMod А -УСВ |
от -40 до 45 (при установке счетчиков в не отапливаемых помещениях и вне помещений в защитных корпусах со степенью защиты не хуже IP 54) или от 15 до 30 (при установке счетчиков в отапливаемых помещениях) от 15 до 30 |
|
Средняя наработка системы на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
Средний срок службы системы, лет, не менее |
18 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
-счетчик электрической энергии однофазный - среднее время наработки на отказ, не менее 140000 ч, средний срок службы, не менее 30 лет;
-счетчик электрической энергии трехфазный - среднее время наработки на отказ, не менее 90000 ч, средний срок службы, не менее 30 лет;
-трансформатор тока - средняя наработка до отказа, не менее 400000 часов, средний срок службы, не менее 25 лет;
-трансформатор напряжения - средняя наработка до отказа, не менее 400000 часов, средний срок службы, не менее 25 лет.
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 времени и даты в журналах событий счетчиков и УСПД:
-попыток несанкционированного доступа;
-связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
-коррекции текущих значений времени и даты;
-отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-перерывов питания;
-самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-счетчиков электрической энергии;
-УСПД;
-клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;
-промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
-испытательных клеммных коробок;
-сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
-установка паролей на счетчиках электрической энергии и УСПД;
-установка пароля на сервер БД;
-возможность использования цифровой подписи при передачи данных.
Глубина хранения информации:
-однофазный и трехфзный счетчик - суточные показания электрической энергии не менее 35 суток;
-сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.
Комплектность средства измеренийСостав АИИС КУЭ «ТРР Smart Metering SE» приведен в таблице 18.
Таблица 18
|
Наименование и тип компонентов |
Номер Госреестра СИ РФ |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока’ | ||
|
ТШП; ТШЛ; ТЛШ; ТНШЛ; ТШЛГ |
47957-11 | |
|
ТОП; ТОЛК; ТЛК, ТОЛ |
47959-11 | |
|
Т-0,66 |
22656-07 | |
|
ТШ-0,66 |
22657-12 | |
|
ТСН |
26100-03 | |
|
Т-0,66 МУ 3 |
50733-12 | |
|
ТТИ |
28139-12 | |
|
тл, тпол, тпл, тпж |
47958-11 | |
|
Трансформаторы напряжения* | ||
|
ЗхЗНОЛ-СЭЩ-б(Ю) |
55024-13 | |
|
НАМИТ-10 |
16687-13 | |
|
ЗхЗНОЛ 6(10) |
46738-11 | |
|
Счетчики электрической энергии’ | ||
|
Однофазные | ||
|
СЕ102 |
33820-07 | |
|
Меркурий 206 |
46746-11 | |
|
Меркурий 203 |
31826-10 | |
|
СХ 1000-5** |
46959-11 | |
|
СЭБ-1ТМ.02 |
47041-11 | |
|
СЭБ-2А.07 |
25613-12 | |
|
ЭЦР-2400** |
30557-11 | |
|
ЦЭ2726А** |
43737-10 | |
|
ЕС2726** |
48578-11 | |
|
НЕВА МТ 1** |
56832-14 | |
|
ЭУ20М** |
52956-13 | |
|
ЛЕ** |
33818-12 | |
|
КАСКАД-1-МТ |
53821-13 | |
|
Трехфазные | ||
|
СЕЗОЗ |
33446-08 | |
|
СЕ301 |
34048-08 | |
|
Меркурий 230 |
23345-07 | |
|
Меркурий 233 |
34196-10 | |
|
Меркурий 234 |
48266-11 | |
|
ПСЧ-ЗАР.06Т |
47121-11 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК |
46634-11 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МД |
51593-12 | |
|
Альфа All 40 |
33786-07 | |
|
Альфа А1800 |
31857-11 | |
|
КАСКАД-З-МТ |
53978-13 | |
Продолжение таблицы 18
|
1 |
2 |
3 |
|
Каналообразующая аппаратура’ | ||
|
Коммуникационный шлюз |
- | |
|
Ретранслятор цифровой беспроводной |
- | |
|
GSM устройства связи (GSM модемы) |
- | |
|
Устройства сбора и передачи данных* | ||
|
Устройство сбора и передачи данных ComMod А |
55095-13 | |
|
Информационно-вычислительный комплекс' | ||
|
Сервер сбора и передачи данных Гарантирующего поставщика электрической энергии или Заказчика, с доступом к сети Интернет |
- | |
|
Сервер баз данных Гарантирующего поставщика электрической энергии или Заказчика, с доступом к сети Интернет |
- | |
|
Автоматизированное рабочее место пользователя, с доступом к сети Интернет |
- | |
|
Программное обеспечение «Пирамида 2000» |
21906-11 | |
|
Программное обеспечение «Энфорс АСКУЭ БП» |
- | |
|
Программное обеспечение «Энфорс 442» |
- | |
|
Программное обеспечение «Альфа Центр» |
44595-10 | |
|
Устройство синхронизации системного времени' | ||
|
Устройство синхронизации системного времени УСВ-1 |
28716-05 |
1 |
|
Приемник сигналов точного времени по протоколу NTP |
- |
1 |
|
Эксплуатационная документация на АИИС КУЭ | ||
|
Ведомость эксплуатационных документов 1111 К.411711.002 ВЭ |
1 комплект | |
|
Паспорт ТПГК.411711.002 ПС |
1 комплект | |
|
Руководство по эксплуатации ТПГК.411711.002 РЭ |
1 комплект | |
|
Эксплуатационная документация на компоненты | ||
|
Паспорт-протокол измерительного комплекса | ||
|
Паспорта трансформаторов тока | ||
|
Паспорта трансформаторов напряжения | ||
|
Паспорта счетчиков электрической энергии | ||
|
Паспорт коммуникационного шлюза | ||
|
Паспорт ретранслятора цифрового беспроводного | ||
|
Примечания: Счетчики электрической энергии изготовляемые по ГОСТ Р 52322-2005, по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 допускается использовать до окончания срока действия свидетельств об утверждении типа на конкретный тип счетчика. Допускается комплектовать АИИС КУЭ любым из указанных типов оборудования в количестве согласно технического проекта. ** Применяются только с ПО «Энфорс АСКУЭ БП» | ||
осуществляется по документу 432-129-2017 МП «Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering SE». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тест-Санкт-Петербург» 14.04.2017 г.
Основные средства поверки:
-
- трансформаторов тока-по ГОСТ 8.217-2003;
-
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
-
- счетчиков электрической энергии - по документам на поверку, указанным в Описании типа средства измерений;
-
- УСПД по документам на поверку, указанным в Описании типа средства измерений;
-
- модуль коррекции времени МКВ-02Ц по документу МС2.000.009 МП «Модуль коррекции времени МКВ-02Ц. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Тест-С.-Петербург» в апреле 2010 г.
- термометр, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °C, цена деления 1 °C;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится в паспорт и на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измеренийИзмерения приводятся в соответствии с документом ТПГК.411711.002 МИ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering SE. Методика измерений». Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00353-2014 от 11.11.2014 г.
Методика измерений включена в состав Руководства по эксплуатации.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering SE»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ТПГК.411711.002ТУ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering 8Е».Технические условия
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «ТелеПозиционный Проект» (ООО «ТПП»)
ИНН 7813382398
Адрес: 195009, г. Санкт-Петербург, ул. Арсенальная, д. 1, корп. 2
Юридический адрес: 197046, г. Санкт-Петербург, ул. Куйбышева, д. 26, корпус 2, литер А, пом. 29Н
Телефон: +7 (812) 329-56-73, факс: +7 (812) 331-41-80
Web-сайт www.telemetria.ru
E-mail: info@telemetria.ru
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Санкт-Петербурге и Ленинградской области» (ФБУ «Тест-С.-Петербург»)
Адрес: 190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д. 1
Телефон: +7 (812) 244-62-28, 244-12-75, факс: +7 (812) 244-10-04
E-mail: letter@rustest.spb.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Тест-С.-Петербург» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа№ RA.RU.311484 от 03.02.2016 г.