№1082 от 30.05.2017
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 31052
О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 53536 "Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности "TPP Smart Metering" и внесении изменений в описание типа
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)
ПРИКАЗ30 мая 2017 г.
№ 1082
Москва
О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 53536 «Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering» 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 апреля2017 г.№ 1704-36 приказываю:
1. Внести изменения в описание типа на системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering», зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 55979-13, изложив его в новой редакции согласно
приложению к настоящему приказу.
2. Переоформить свидетельство об утверждении типа № 53536 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering», зарегистрированное в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
под номером 55979-13, в связи с внесением изменений в методику поверки.
3. Управлению метролртта (Р А Рг\ции)^ ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузин) оформление выдачу его
обеспечить в соответствие с Анминиичдатижвн хранится в системе электронно свидетельства с описанв гм ««талере згертдств»™ Л МРТПЛЛПГМЬ
юридическому лицу или ин, 4. Контроль за исполн гнием настоящего Сертификат: 61DA1E000300E90
Заместитель Руководителя
з i собой.
С.С.Голубев
Кому выдан: Голубев Сергей Действителен: с 17.11.2016 до
Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «30» мая 2017 г. № 1082
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering»
Назначение средства измеренийСистемы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering» (далее АИИС КУЭ) предназначены для измерения и учета потребленной активной и реактивной электрической энергии и мощности потребителей в многоквартирных жилых домах, в частных домах, на промышленных и непромышленных объектах юридических лиц, оборудованных электроустановками напряжением не выше 0,4 кВ, 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 значений 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 S указанные в табл. 11;
-
- 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 в соответствии с типами, указанными в таблице 11 и оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;
-
- однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ Р 52322-2005 непосредственно включения в соответствии с типами, указанными в таблице 11, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485 (M-Bus);
-
- каналообразующая аппаратура (ретрансляторы РТ-01 и коммуникационный шлюз IIIJI-ZB-02) или устройство сбора и передачи данных ComMod А (Госреестр СИ № 55095-13).
2-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 «Пирамида 2000» или программное обеспечение «Энфорс АСКУЭ БП»;
-
- 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 фазные токи 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 IUJI-ZB-02 или через интерфейс RS-485 счетчиков и устройство сбора и передачи данных ComMod А. 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 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 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» и ПО «Энфорс АСКУЭ БП» 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 и 2.
|
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ПИРАМИДА 2000» | ||||
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3.0 |
E55712D0- В1В21906-5D63DA94- 9114DAE4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энегии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3.0 |
B1959FF7-0ВЕ1ЕВ17-C83F7B0F-6D4A132F |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3.0 |
D79874D1-0FC2B156-A0FDC27E-1СА480АС |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3.0 |
52E28D7B-608799ВВ-ЗССЕА41В- 548D2C83 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3.0 |
6F557F88- 5В737261- 328CD778- 05BD1BA7 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, пере-даваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3.0 |
48Е73А92- 83D1E664- 94521F63-D00B0D9F |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, пере-даваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3.0 |
C391D642- 71ACF405-5BB2A4D3- FE1F8F48 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, пере-даваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
3.0 |
ECF53293-5CA1A3FD-3215049А-F1FD979F |
MD5 |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dll |
3.0 |
530D9B01-26F7CDC2-3ECD814C-4ЕВ7СА09 |
MD5 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3.0 |
1ЕА5429В-261FB0E2-884F5B35-6A1D1E75 |
MD5 |
ПО «ПИРАМИДА 2000» аттестовано на соответствие нормативной документации на программное обеспечение, свидетельство № АПО-209-15 об аттестации программного обеспечения «ПИРАМИДА 2000» от 26 октября 2011 г., выданное ФГУП «ВНИИМС» и имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ БП»
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
Энфорс БП |
bp_admin.exe |
- |
366Е02В1-081В1АЕ5- 9A8D8710-268D792B |
MD5 |
|
Энфорс БП |
bp_gr_config.exe |
- |
DB5C9041-6F6D2897- 6E9FD5D9-78E5C0C5 |
MD5 |
|
Энфорс БП |
Ьр_орсоп.ехе |
- |
EDC3D270-B5BD74B2- EE3E32EA-A677C7FD |
MD5 |
|
Энфорс БП |
bp_request.exe |
- |
5DDFA53D-5CC5AEBB- E4A2D978-5214FAAC |
MD5 |
|
Энфорс БП |
EnfLogon.exe |
- |
E223EEDD-A21A4617- 99B088A8-502D2560 |
MD5 |
Уровень защиты от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует «С».
Метрологические и технические характеристикиМетрологические характеристики приведены в таблицах 3 -10.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество информационно-измерительных каналов (ИИК) |
от 1 до 1600 (в зависимости от конкретного исполнения) |
|
Номинальное напряжение на присоединениях, В |
230;400 |
|
Допускаемое отклонение напряжения от номинального, % |
±10 |
|
Номинальная частота, Гц |
50 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
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 1500 (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 |
|
Глубина хранения измерительной информации в базе данных сервера центра сбора и обработки информации, лет, не менее |
3,5 |
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,2S/0,5 и трансформаторы тока КТ 0,5S) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значе ние costp/sincp |
1%U<1<5%U |
5%US<20%U |
20%Imi3<100%U< |
100%U3<120%U | ||||
|
Активная |
Реак активная |
Активная |
Реак-ак-тив-ная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (TT0,5S; 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 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (TT0,5S; 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 | |
Таблица 5 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,5S/l,0 и трансформаторы тока КТ 0,5S) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значе ние coscp/siixp |
1%U,<I<5%U |
5%U^<2O%U |
20%U3<100%U |
100%U^<120%U | ||||
|
Актив ная |
Реак активная |
Актив ная |
Реак активная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТТ 0,5S; счетчик 0,5S/1,0) |
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 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (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 6 - 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 |
Значе ние COSCp/STEKp |
1 %U<K5%U |
5%U3<20%U |
2o%u3<ioo%u |
100%U^<120%U | ||||
|
Активная |
Реак-ак-тив-ная |
Активная |
Реак активная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (TT0,5S; 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 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (TT0,5S; 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 | |
Таблица 7 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 1,0/2,0)
при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значе ние coscp/sincp |
5 % 1б<1 <10% 1б |
10 % 1б <1 <20 % 1б |
20%1б<1<100%1б |
100 % I6sl <1маИс | ||||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реак-ак-тив-ная |
Активная |
Реактивная |
Акт ив-ная |
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 | |
|
Неотапливамые 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 8 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 2,0/2,0) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение costp/sinq) |
5%1б<1<10%1б |
10%И<20%1б |
20%И<100%1б |
100 %16 <!<!„„ | ||||
|
Активная |
Реактивная |
Актив ная |
Реак тивная |
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 | |
|
Неотапливамые 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 9 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 1,0) при измерении активной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение coscp |
5%1б<1<10%1б |
10%И<20%]б |
100 %1б <!<!„„ | |
|
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 класса защиты IP54 | |||||
|
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 10 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 2,0) при измерении активной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение СОБф |
5%1б<1<10%1б |
10%1б^<20%1б |
20%^<100%1б |
lOOyoIeSISUs |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
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 класса защиты IP54 | |||||
|
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 11 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °C: - трансформаторов тока, счетчиков -УСВ |
от минус 40 до 45 (при установке счетчиков в неотапливаемых 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 |
Продолжение таблицы 11
|
1 |
2 |
|
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 140000 ч, средний срок службы, не менее 30 лет;
-
- трансформатор тока - средняя наработка до отказа, не менее 90000 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 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 БД 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 БД ЦСОД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
наносится типографским или иным способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии «ТРР Smart Metering».
Комплектность средства измеренийТаблица 12 - Комплектность средства измерений
|
Наименование и тип компонентов |
Номер Госреестра СИ РФ |
Кол-во |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока* | ||
|
ТШП; ТШЛ; ТЛШ; ТНШЛ; ТШЛГ, КТ 0,5S |
47957-11 | |
|
ТОП; ТОЛК; ТЛК, КТ 0,5S |
47959-11 | |
продолжение таблицы 12
|
1 |
2 |
3 |
|
Т-0,66, КТ 0,5S |
22656-07 | |
|
ТШ-0,66, КТ 0,5S |
22657-07 | |
|
ТШЛ-0,66с, КТ 0,5S |
3688-05 | |
|
ТСН, КТО,5S |
26100-03 | |
|
Т-0,66 МУ 3, КТО,5S |
50733-12 | |
|
ТТИ,КТ 0,5S |
28139-07 | |
|
Счетчик электрической энергии* | ||
|
Однофазный | ||
|
СЕ102 КТ 1,0 (2,0) |
33820-07 | |
|
Меркурий 206, КТ 1,0 (2,0) |
46746-11 | |
|
Меркурий 203, КТ 1,0 (2,0) |
31826-10 | |
|
СХ 1000-5, КТ 1,0 (2,0)** |
46959-11 | |
|
СЭБ-1ТМ.02, КТ 1,0 (2,0) |
47041-11 | |
|
СЭБ-2А.07, КТ 1,0 (2,0) |
25613-12 | |
|
ЭЦР-2400, КТ 1,0(2,0)** |
30557-11 | |
|
ЦЭ2726А, КТ 1,0(2,0)** |
43737-10 | |
|
ЕС2726, КТ 1,0(2,0)** |
48578-11 | |
|
Трехфазный | ||
|
СЕЗОЗ, КТ 0,5S(l,0)/l,0(2,0) |
33446-08 | |
|
СЕ301, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
34048-08 | |
|
Меркурий 230, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
23345-07 | |
|
Меркурий 233, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
34196-10 | |
|
ПСЧ-ЗАР.06Т, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
47121-11 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
46634-11 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МД, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
51593-12 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05Д, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
41135-09 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05М, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
36355-07 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
27779-04 | |
|
Альфа А1140, КТО,5S/1,0 |
33786-07 | |
|
Альфа А1800, КТ 0,5S /1,0 |
31857-11 | |
|
Каналообразующая аппаратура* | ||
|
Коммуникационный шлюз |
- | |
|
Ретранслятор цифровой беспроводной | ||
|
Устройство сбора и передачи данных ComMod А (для применения со счетчиками, оборудованными интерфейсами RS485) |
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» |
- | |
|
Программное обеспечение «Энфорс АСКУЭ БП» |
- | |
|
Устройство синхронизации системного времени* | ||
|
Устройство синхронизации системного времени УСВ - 1 |
28716-05 |
1 |
|
Приемник сигналов точного времени по протоколу NTP |
- |
1 |
|
Зродолжение таблицы 12 | ||
|
1 2 |
3 | |
|
Эксплуатационная документация на АИИС КУ Э | ||
|
Ведомость эксплуатационных документов ТПГК.411711.001 ВЭ |
1 комплект | |
|
Паспорт ТПГК.411711.001 ПС |
1 комплект | |
|
Руководство по эксплуатации ТПГК.411711.001 РЭ |
1 комплект | |
|
Эксплуатационная документация на компоненты | ||
|
Паспорт-протокол измерительного комплекса | ||
|
Паспорт трансформаторов тока | ||
|
Паспорт счетчиков электрической энергии | ||
|
Паспорт коммуникационного шлюза | ||
|
Паспорт ретранслятора цифрового беспроводного | ||
|
♦Допускается комплектовать АИИС КУЭ любым из указанных типов оборудования в количестве согласно документации производителя. ♦♦Применяются только с ПО «Энфорс АСКУЭ БП» | ||
осуществляется по документу 432-130-2017 МП «Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тест-Санкт-Петербург» 14.04.2017 г.
Основные средства поверки:
-
- трансформаторов тока-по ГОСТ 8.217-2003;
-
- 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) измеренийприведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам автоматизированным информационно-измерительным коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ТУ 411711.001-2013 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности «ТРР Smart Metering». 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.