Сведения о средстве измерений: 75803-19 Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности

Номер по Госреестру СИ: 75803-19
75803-19 Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности
(СЭК Smart Metering)

Назначение средства измерений:
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering» (далее АИИС КУЭ) предназначены для измерений 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.

Общие сведения

Дата публикации - 13.10.2019
Срок свидетельства - 19.08.2024
Номер записи - 173040
ID в реестре СИ - 789878
Тип производства - серийное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки

Модификации СИ

СЭК Smart Metering,

Производитель

Изготовитель - ООО "СтройЭнергоКом"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Ступино
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

RT_38 Анализ рынка поверки Санкт-Петербурга

Санкт-Петербург - город федерального значения, является вторым (неофициальным) хозяином России. Основан Петром 1 27 мая 1703 года. С началом Первой мировой войны - переименован в Петроград. В 1924 году - в Ленинград. 6 сентября 1991 года городу было возвращено историческое название.

Население составляет 5 131 942 человека. Единственный северный город в мире с таким количеством жителей. По численности населения в Европе Санкт-Петербург занимает 3-е место после Москвы и Лондона. Он расположен в устье Невы на побережье Финского залива, вытянувшись в юго-восточном направлении на 90 км. Площадь города составляет 1 439 км.

Это административный центр Северо-Западного федерального округа Российской Федерации, в который входят республики Коми и Карелия, Архангельская, Новгородская, Мурманская, Калининградская, Псковская, Ленинградская, Вологодская области и Ненецкий автономный округ.

Отчет "Анализ рынка поверки в Санкт-Петербурге" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Санкт-Петербург.

При проведении исследований были введены следующие ограничения:

в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).

Содержание отчета:

Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.

Стоимость 3 000 руб.

Статистика

Кол-во поверок - 1
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№1921 от 2019.08.19 Об утверждении типов средств измерений

Наличие аналогов СИ: Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель	ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений ООО "СтройЭнергоКом"

№ в реестре cрок св-ва	Наименование СИ, обозначение, изголовитель	ОТ, МП	МПИ
75803-19 19.08.2024	Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности, СЭК Smart Metering ООО "СтройЭнергоКом" (РОССИЯ г.Ступино)	ОТ МП	4 года

RT_13 Анализ рынка поверки Центрального федерального округа

Отчет "Анализ рынка поверки Центрального федерального округа" предоставляет исчерпывающую информацию об организациях, оказывающих услуги поверки на западе европейской части РФ.

Параметры исследований:

фильтр по работающим в округе организациям-поверителям по данным ФСА и ФГИС АРШИН
объемы первичных и периодических поверок за период 2017г. по н.в.
фильтр по местам осуществления деятельности
предоставление информации в графическом и табличном видах
детальное рассмотрение деятельности каждой из организаций округа по годам
анализ в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений
количество поверок по типам СИ в динамике по годам
индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей
анализ цен на поверку СИ по Фед. округу

Стоимость 3 000 руб.

Кто поверяет Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Наименование организации	Cтатус	Поверенные модификации	Кол-во поверок	Поверок в 2025 году	Первичных поверок	Периодических поверок	Извещений	Для юриков	Для юриков первичные	Для юриков периодические
ФБУ "ТЕСТ-С.-ПЕТЕРБУРГ" (RA.RU.311501)		СЭК Smart Metering	1		0	0	0	0	0	0

Стоимость поверки Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Организация, регион	Стоимость, руб	Средняя стоимость

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ «СЭК Smart Metering» может применяться программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» или ПО «Энфорс АСКУЭ БП».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО «АльфаЦЕНТР»	amrserver.exe amrc.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР»	4.18.0.0 и выше 4.18.21.0 и выше 4.16.0.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0
Цифровой идентификатор ac metrology.dll	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Идентификационное наименование ПО «Энфорс АСКУЭ БП»	bp admin.exe bp_gr_config.exe bp_opcon.exe bp_request.exe collector_energy.exe enflogon.exe
Номер версии (идентификационный номер) ПО «Энфорс АСКУЭ БП»	7.3.1.11 7.3.1.0 1.0.2.10 7.3.0.0 5.0.20.1 1.0.0.0
Цифровой идентификатор	259a42193097d68c428bcea4364637b0 22148faea2a3f3cd41a15375e6822815 00135ed2ec79750e1bf77b984895a24f 4e67475edc4189d53af1af5c595a0580 b86e531c55d47cca41835b59c37acdb9 7c6d480b64e6974787c9e2d4f4e51d73
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений

предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменения параметров,

защиту прав пользователей и входа с помощью пароля, кодирование данных при передаче, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Сведения о методиках измерений

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе ГРЛТ.411711.001 МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering». Свидетельство об аттестации № 6-RA.RU.311468-2019 от 01.04.2019 г.

Нормативные и технические документы

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам автоматизированным информационно-измерительным коммерческого учета

электрической энергии и мощности «СЭК 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

ГРЛТ.411711.001 ТУ Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering». Технические условия

Поверка

осуществляется по документу 432-166-2019МП «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «СЭК Smart Metering». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тест-С.-Петербург» 17.06.2019 г.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

по МИ 3598-20018 Методика измерений потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации;

счетчиков электрической энергии - по документам на поверку, указанным в описании типа средства измерений;

модуль коррекции времени МКВ-02Ц (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44097-10);

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с модулем коррекции времени МКВ-02Ц;

прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);

барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

миллитесламетр универсальный ТП2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-08);

электрической энергии и (регистрационный номер в

качества

ПКЭ-А»

прибор для измерения показателей

электроэнергетических величин «Энерготестер Федеральном информационном фонде 53602-13);

значений

силы тока и напряжения

ВАФ-А» (регистрационный номер в Федеральном

прибор для измерения действующих

вольтамперфазометр «ПАРМА информационном фонде 22029-05).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «СтройЭнергоКом»
(ООО «СтройЭнергоКом»)
ИНН 5032069220
Адрес: 142800, Московская обл., г. Ступино, пр. Победы, д.71, офис 3203
Телефон: +7 (495) 926-43-17
Е-mail: info@stroyenergokom.ru
Web-сайт: www.stroyenergokom.ru

Испытательный центр

Федеральное 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, +7 (812) 244-12-75
Факс: +7 (812) 244-10-04
E-mail: letter@rustest.spb.ru

АИИС КУЭ представляют 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 или 60-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 (60) 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 - измерительно-информационный комплекс точек измерений,

включающий:

трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 7746-2015 класса точности 0,5 или 0,5S и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 1983-2015 класса точности 0,5, указанные в таблице 4;

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 31819.21-2012, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ 31819.23-2012, КТ 0,5 по техническим условиям (ТУ) завода-изготовителя непосредственного или трансформаторного включения, указанные в таблице 4, 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 или 2,0 по ГОСТ Р 524252005, КТ 0,5 по ТУ завода-изготовителя непосредственного или трансформаторного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485

однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ 31819.212012 непосредственного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;

однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ Р 523222005 непосредственного включения, указанные в таблице 4, оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;

каналообразующая аппаратура: ретрансляторы (РТ-01) и коммуникационные шлюзы (ШЛ-2Б-02) ZigBee сетей, GSM-модем стандарта 900/1800.

2- й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя:

устройство сбора и передачи данных ComMod М (Регистрационный № 72780-18).

3- й уровень: информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:

сервер сбора и обработки данных (далее сервер СОД) гарантирующего поставщика (энергосбытовой компании) или электросетевой компании или иного владельца АИИС КУЭ;

программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ БП» или ПО «АльфаЦЕНТР»;

система обеспечения единого времени (далее СОЕВ) на базе программных средств приема сигналов точного времени по протоколу NTP от серверов точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ».

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 (u) 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 - 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, 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 ШЛ^Б-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 СОД ИВК по GPRS/TCP-IP протоколу. Для повышения надежности передачи данных по сети ZigBee применяются дополнительные маршрутизаторы-ретрансляторы PT-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 СОД гарантирующего поставщика (энергосбытовой компании), электросетевой компании или владельца АИИС КУЭ в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера СОД и часов счетчиков превосходит 2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в журналах событий счетчиков и сервера СОД 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.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Регистрационный №	Количество
1	2	3	4
Трансформаторы тока*	ТШП; ТШЛ; ТЛШ; ТНШЛ; ТШЛГ	64182-16	Согласно проектной документации
	ТОП; ТОЛК; ТЛК, ТОЛ	47959-16
	Т-0,66, ТШ-0,66	67928-17
	ТШЛ-0,66с	3688-05
	TCH	26100-03
	Т-0,66; Т-0,66 М У3	71031-18
	ТТИ	28139-12
	ТЛ, ТПОЛ, ТПЛ, ТПЛК	47958-16
Трансформаторы напряжения*	ЗНОЛ-СЭЩ	71707-18	Согласно проектной документации
	НАМИТ-10	16687-13
	ЗНОЛ	46738-11

Продолжение таблицы 4

1	2	3	4
Счетчики электрической энергии однофазные*	Меркурий 206	46746-11	Согласно проектной документации
	Меркурий 203.2Т	55299-13
	СЕ102	33820-07
	СЕ208	55454-13
	ЛЕ	33818-12
	НЕВА МТ1	61544-15
	Каскад-1-МТ	53821-13
Счетчики электрической энергии трехфазные*	Меркурий 234	48266-11	Согласно проектной документации
	Меркурий 230	23345-07
	Меркурий 233	34196-10
	СЕ308	59520-14
	СЕ301	34048-08
	СЕ303	33446-08
	Альфа А1140	33786-07
	Альфа А1800	31857-11
	Каскад-3-МТ	53978-13
Каналообразующая аппаратура*	Устройство сбора и передачи данных ComMod M	72780-18	Согласно проектной документации
	Шлюзы ZigBee сетей	-
	GSM модем	-
	Ретрансляторы ZigBee сетей	-
Информационновычислительный комплекс*	Сервер сбора и передачи данных Гарантирующего поставщика электрической энергии (энергосбытовой компании. Сетевой организации) или Заказчика, с доступом к сети Интернет		Согласно проектной документации
	Автоматизированное рабочее место пользователя, с доступом к сети Интернет
	Программное обеспечение «Энфорс АСКУЭ БП»	-
	Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»	-
	Программные средства приема сигналов точного времени по протоколу NTP от серверов точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ»
Эксплуатационная документация:
Ведомость эксплуатационных документов	ГРЛТ.411711.001 ВЭ		1 экз.

Продолжение таблицы 4

1	2	3	4
Паспорт	ГРЛТ.411711.001 ПС		1 экз.
Руководство по эксплуатации	ГРЛТ.411711.001 РЭ		1 экз.
Методика измерений	ГРЛТ.411711.001 МИ		1 экз.
Методика поверки	432-166-2019МП		1 экз.
Эксплуатационная документация на компоненты АИИ		С КУЭ
Примечание: * При комплектовании АИИС КУЭ может использоваться любое устройство из указанных в таблице 4

Таблица 2 - Возможный состав измерительных каналов (ИК) и метрологические характеристики

Тип ИК	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД	Вид электрической энергии	Метрологические характеристики ИК
Тип ИК	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД	Вид электрической энергии	Границы допускаемой основной относительной погрешности, %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8
Трехфазные присоединения	класс точности 0,5S	-	класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5	ComMod M	Активная Реактивная	±1,5 ±2,4	±1,8 ±3,8
Трехфазные присоединения	класс точности 0,5S	-	класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 0,5	ComMod M	Активная Реактивная	±1,7 ±2,4	±3,0 ±3,8
Трехфазные присоединения	класс точности 0,5S	-	класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0	ComMod M	Активная Реактивная	±1,7 ±2,7	±3,0 ±5,5
Трехфазные присоединения	класс точности 0,5S	-	класс точности: по активной энергии - 1,0 по реактивной - 1,0	ComMod M	Активная Реактивная	±2,1 ±2,7	±4,6 ±5,5

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8
Трехфазные			класс точности:		Активная	±2,1	±4,6
Трехфазные	класс точности		по активной энергии - 1,0	ComMod M	Активная	±2,1	±4,6
присоединения	0,5S		по реактивной - 2,0		Реактивная	±3,5	±10,1
Трехфазные			класс точности:		Активная	±1,7	±4,4
Трехфазные	_-	_-	по активной энергии - 1,0	ComMod M	Активная	±1,7	±4,4
присоединения			по реактивной - 1,0		Реактивная	±1,7	±5,1
Трехфазные			класс точности:		Активная	±1,7	±4,4
Трехфазные	_-	_-	по активной энергии - 1,0	ComMod M	Активная	±1,7	±4,4
присоединения			по реактивной - 2,0		Реактивная	±2,8	±9,8
Трехфазные			класс точности:		Активная	±2,8	±8,0
Трехфазные			по активной энергии - 2,0	ComMod M	Активная	±2,8	±8,0
присоединения			по реактивной - 2,0	ComMod M	Реактивная	±2,8	±9,8
Трехфазные			класс точности:		Активная	±1,7	±1,9
Трехфазные	класс точности	класс точности	по активной энергии - 0,2S	ComMod M	Активная	±1,7	±1,9
присоединения	0,5S	0,5	по реактивной - 0,5	ComMod M	Реактивная	±2,6	±4,0
Трехфазные			класс точности:		Активная	±1,9	±3,1
Трехфазные	класс точности	класс точности	по активной энергии - 0,5S	ComMod M	Активная	±1,9	±3,1
присоединения	0,5S	0,5	по реактивной - 0,5	ComMod M	Реактивная	±2,6	±4,0

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8
Трехфазные присоединения	класс точности 0,5S	класс точности 0,5	класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0	ComMod M	Активная Реактивная	±1,9 ±2,9	±3,1 ±5,6
Трехфазные присоединения	класс точности 0,5	класс точности 0,5	класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной - 0,5	ComMod M	Активная Реактивная	±2,9 ±4,4	±3,0 ±5,4
Трехфазные присоединения	класс точности 0,5	класс точности 0,5	класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 0,5	ComMod M	Активная Реактивная	±3,0 ±4,4	±3,9 ±5,4
Трехфазные присоединения	класс точности 0,5	класс точности 0,5	класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной - 1,0	ComMod M	Активная Реактивная	±3,0 ±4,6	±3,9 ±6,7
Однофазные присоединения	-	-	класс точности: по активной энергии - 1,0	ComMod M	Активная	±1,7	±4,4
Однофазные присоединения	-	-	класс точности: по активной энергии - 2,0	ComMod M	Активная	±2,8	±8,0
Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от 1_ном (баз) и cos j = 0,8инд. 4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы ±5 с. 5 УСПД применяется при комплектовании трехуровневых систем.

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальное напряжение на присоединениях (и_ном), кВ	0,23; 0,4; 6; 10
Номинальная частота, Гц	50
Базовый ток для счетчиков прямого включения (1б_аз), А	5; 10
Номинальный ток для счетчиков трансформаторного включения (1_ном), А	1; 5
Максимальный ток (1_макс.), А: для счетчиков прямого включения	40; 60; 80; 100; 120
для счетчиков трансформаторного включения	2; 7,5; 10
Номинальный первичный ток трансформаторов тока (1тт1), А	от 50 до 3000
Номинальный вторичный ток трансформаторов тока (1_ТТ2), А	1; 5
Номинальный вторичное фазное/линейное напряжение трехфазных	3-220/380
счетчиков (ином), В	3^57,7/100
Номинальный вторичное напряжение однофазных счетчиков (и_ном), В	220 (230)
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от и_ном	от 98 до 102
ток, % от 1ном	от 1 до 120
ток, % от 1баз	^{от 5 до} 1\\|акс
коэффициент мощности	0,9 инд.
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +20 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от и_ном	от 90 до 110
ток, % от 1ном	от 5 до 120
ток, % от 1баз	^{от 5 до} 1макс
коэффициент мощности: COSф	от 0,5 до 1,0
simp	от 0,5 до 0,87
частота, Гц	от 49,5 до 50,5
температура окружающей среды, °С	от -30 до +40
Глубина хранения измерительной информации в однофазных и трехфазных счетчиках: значений энергий нарастающим итогом на конец/начало месяца по каждому тарифу, мес, не менее	12
значений энергий нарастающим итогом на конец/начало суток по каждому тарифу, сут, не менее	35
профилей мощности по видам энергий, сут, не менее	35
Глубина хранения измерительной информации в базе данных сервера центра сбора и обработки информации, лет, не менее	3,5
Средняя наработка системы на отказ, ч, не менее: АИИС КУЭ	35000
трансформаторы тока	219000
трансформаторы напряжения	219000
счетчики электрической энергии	120000
Средний срок службы системы, лет, не менее	18

Надежность применяемых в системе компонентов:

Резервирование каналов связи:

а) 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 в журналах событий компонентов системы времени и даты:

а) счетчиками электрической энергии: попыток несанкционированного доступа; связи со счетчиком, приведшей к каким-либо изменениям данных; коррекции текущих значений времени и даты; перерывов питания;

самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;

промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения; испытательных клеммных коробок;

сервера.

б) защита информации на программном уровне: установка паролей на счетчиках электрической энергии; установка пароля на сервере СОД; возможность использования цифровой подписи при передаче.

Техническая поддержка

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

RT_38 Анализ рынка поверки Санкт-Петербурга

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Наличие аналогов СИ: Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Все средства измерений ООО "СтройЭнергоКом"

RT_13 Анализ рынка поверки Центрального федерального округа

Кто поверяет Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Стоимость поверки Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Программное обеспечение

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Изготовитель

Испытательный центр

Описание средства измерений Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Комплектность средства измерений Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель

Техническая поддержка

Добро пожаловать !

Found 17 results

Users

Erwin Brown

Jacob Deo

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

RT_38 Анализ рынка поверки Санкт-Петербурга

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Наличие аналогов СИ: Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Все средства измерений ООО "СтройЭнергоКом"

RT_13 Анализ рынка поверки Центрального федерального округа

Кто поверяет Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Стоимость поверки Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Программное обеспечение

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Изготовитель

Испытательный центр

Описание средства измерений Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Описание средства измерений Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Комплектность средства измерений Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Комплектность средства измерений Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности (СЭК Smart Metering)

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель