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
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности TPP Smart Metering, ГРСИ 55979-13
Номер госреестра:
55979-13
Наименование СИ:
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности
Обозначение типа:
TPP Smart Metering
Производитель:
ООО "ТелеПозиционный Проект" (ТПП), г.С.-Петербург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
18.12.2018
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 53536/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1082 от 30.05.2017 г.)
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого
учета электрической энергии и мощности «TPP Smart Metering»
Назначение средства измерений
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета
электрической энергии и мощности «TPP 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
инепромышленныхобъектахюридическихлиц,оборудованныхэлектроустановками
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 измерений
АИИС 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 комплексточек измерений, включающий:
-
трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 класса точности 0,5S 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;
Лист № 2
Всего листов 12
-
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
ШЛ-ZB-02) или устройство сбора и передачи данных ComMod A (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 (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=(S
2
- P
2
)
0,5
.
Средниезначенияактивнойиреактивноймощностейрассчитываютсяпутем
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 КУЭс целью
обеспечения коммерческих расчетов.
Передача информации на верхний уровень АИИС КУЭ организована на базе встроенных
в счетчики радиомодемов и коммуникационного шлюза ШЛ-ZB-02 или через интерфейс RS-485
счетчиков и устройство сбора и передачи данных ComMod A. 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 PT-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.
Лист № 3
Всего листов 12
Программное обеспечение
ПО «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.
MD5
MD5
MD5
MD5
MD5
MD5
MD5
MD5
обеспечения
наименование
(идентифи-
кационный
граммного
программного
обеспечения
сумма
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
торапрог-
раммного
обеспече-
ния
5
B1B21906-
5D63DA94-
энегии/мощности
0BE1EB17-
0FC2B156-
A0FDC27E-
52E28D7B-
608799BB-
3CCEA41B-
548D2C83
5B737261-
328CD778-
ParseIEC.dll3.0
физических величин,
5BB2A4D3-
ParsePiramida.dll3.0
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ПИРАМИДА 2000»
НомерЦифровой
Идентификаци-
версии идентификатор
Наименованиеонное
программного
программного
номер) про-(контрольная
обеспечения
обеспече- исполняемого
ниякода)
123 4
Модульвычислениязначений
E55712D0-
энергииимощности CalcClients.dll 3.0
погруппамточекучета
9114DAE4
B1959FF7-
Модуль расчета небаланса
CalcLeakage.dll3.0
C83F7B0F-
6D4A132F
Модульвычислениязначений
D79874D1-
энергиипотерьвлиниях CalcLosses.dll 3.0
итрансформаторах
1CA480AC
Общиймодуль,
содержащийфункции,
используемыепривычисленияхMetrology.dll3.0
различныхзначенийипроверке
точностивычислений
Модульобработкизначений
6F557F88-
физических величин, переда- ParseBin.dll 3.0
ваемых вбинарномпротоколе
05BD1BA7
Модуль обработки значений48E73A92-
физических величин,83D1E664-
пере-даваемых по протоколам94521F63-
семейства МЭК D00B0D9F
Модуль обработки значенийC391D642-
пере-даваемых по протоколу
ParseModbus.dll 3.0
71ACF405-
Modbus FE1F8F48
Модуль обработки значенийECF53293-
физических величин, 5CA1A3FD-
пере-даваемых попротоколу 3215049A-
ПирамидаF1FD979F
Лист № 4
Всего листов 12
530D9B01-
26F7CDC2-
3ECD814C-
4EB7CA09
MD5
Модуль расчета величины
рассинхронизации и значений
коррекции времени
MD5
23
4
5
Продолжение таблицы 1
1
Модуль формирования
расчетных схем и контроля
целостности данных
нормативно-справочной
информации
SynchroNSI.dll3.0
VerifyTime.dll3.0
1EA5429B-
261FB0E2-
884F5B35-
6A1D1E75
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.
MD5
MD5
MD5
MD5
MD5
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ БП»
обеспечения
наименование
фикацион-
программного
Номер вер-Цифровой
Н
аи
м
ен
ов
ани
е
Идентификационноесии (иденти- идентификатор
программного
программного ный номер) обе
с
печ
е
ния
обеспечения программного (контрольная сумма
обеспечения исполняемого кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора про-
граммного
обеспечения
Энфорс БПbp_admin.exe-
366E02B1-081B1AE5-
9A8D8710-268D792B
Энфорс БПbp_gr_config.exe-
D
B
5C9041-6F6D2897-
6E9FD5D9-78E5C0C5
Энфорс БПbp_opcon.exe-
EDC3D270-B5BD74B2-
EE3E32EA-A677C7FD
Энфорс БПbp_request.exe-
5DDFA53D-5CC5AEBB-
E4A2D978-5214FAAC
Энфорс БПEnfLogon.exe-
E223EEDD-A21A4617-
99B088A8-502D2560
Уровень защитыот преднамеренных инепреднамеренных изменений соответствует «С».
Метрологические и технические характеристики
Метрологические характеристики приведены в таблицах 3 - 10.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
1
Количество информационно-измерительных каналов (ИИК)
Номинальное напряжение на присоединениях, В
Допускаемое отклонение напряжения от номинального, %
Номинальная частота, Гц
Значение
2
от 1 до 1600
(в зависимости
от конкретного
исполнения)
230; 400
±10
50
Лист № 5
Всего листов 12
12
Продолжение таблицы 3
1
Допускаемое отклонение частоты от номинальной, %
Базовый ток (Iб), А
Максимальный ток (Iмакс.), А
Номинальный первичный ток (Iн), А
2
±1
5; 10
100 (для ИИК без ТТ)
от 50 до 1500
(для ИИК с ТТ)
5
от 0,5 до 1
±5
35
35
Номинальный вторичный ток (Iн), А
Коэффициент мощности
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех
компонентов системы, с/сутки
Глубина хранения измерительной информации в однофазных
и трехфазных счетчиках:
- значений энергий нарастающим итогом на конец/начало
месяца по каждому тарифу, месяцев, не менее
- значений энергий нарастающим итогом на конец/начало
суток по каждому тарифу, суток, не менее
- профилей мощности по видам энергий, суток, не менее
Глубина хранения измерительной информации в базе данных
сервера центра сбора и обработки информации, лет, не менее
3,5
нн
100 % I
ом
≤I ≤120 % I
ом
Наименование
присоединения
Значе-
ние
cosφ/sinφ
Отапливаемые помещения
1,0
0,8/0,5
0,5/1,0
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
1,0
0,8/0,5
0,5/1,0
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
нннннн
1 % I
ом
≤I <5 % I
ом
5 % I
ом
≤I <20 % I
ом
20 % I
ом
≤I <100 % I
ом
тив-
тив-
Актив-
Реак-
Актив-
Реак-
Актив-Реак-
ная
н
ая
ная
ная
ная тивная
Актив-Реактив-
ная ная
±1,7-±0,9
-±0,7
-±0,7-
±2,8±5,9±1,5
±3,6±1
±3,0±1±3,0
Трехфазные
присоединения
(ТТ 0,5S;
счетчик
0,2S/0,5)
±5,3±3,0±2,7
±2,4±1,8
±2,3±1,8±2,3
±1,8-±1,1
-±0,9
-±0,9-
±3,1±7,5±2,1
±5,8±1,8
±5,4±1,8±5,4
Трехфазные
присоединения
(ТТ 0,5S;
счетчик
0,2S/0,5)
±5,6±4,4±3,3
±4,0±2,7
±4,0±2,7±4,0
Лист № 6
Всего листов 12
нн
1 % I
ом
≤I <5 % I
ом
нн
5 % I
ом
≤I <20 % I
ом
Наименование
присоединения
Значе-
ние
cosφ/sinφ
Отапливаемые помещения
1,0
0,8/0,5
0,5/1,0
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
1,0
0,8/0,5
0,5/1,0
Таблица 5 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,5S/1,0
и трансформаторы тока КТ 0,5S) при измерении активной и реактивной электрической энергии
и мощности
ннн
20 % I
ом
≤I <100 % I
ном
100 % I
ом
≤I ≤120 % I
ом
тив-
Актив-
Реак-
ная
ная
Актив-Реак-
ная тивная
тив-
Актив-
Реак-
Актив-Реак-
ная
н
ая
ная тивная
±2,1-±1,1-
±0,9-±0,9-
±3±5,9±1,9±3,6
±1,3±3,0±1,3±3,0
Трехфазные
присоединения
(ТТ 0,5S;
счетчик
0,5S/1,0)
±5,4±3,0±2,9±2,4
±2±2,3±2±2,3
±2,8-±2,3-
±2,2-±2,2-
±3,9±7,5±3,1±5,8
±2,8±5,4±2,8±5,4
Трехфазные
присоединения
(ТТ 0,5S;
счетчик
0,5S/1,0)
±6,3±4,4±4,4±4,0
±3,8±4,0±3,8±4,0
нн
1 % I
ом
≤I <5 % I
ом
Наименование
присоединения
Значе-
ние
cosφ/sinφ
Отапливаемые помещения
1,0
0,8/0,5
Трехфазные
присоединения
(ТТ 0,5S;
счетчик
1,0/2,0)
0,5/1,0
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
1,0
0,8/0,5
0,5/1,0
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
ннннн
5 % I
ом
≤I <20 % I
ом
20 % I
ом
≤I <100 % I
ном
100 % I
ом
≤I ≤120 % I
ом
тив-
Актив-
Реак-
ная
ная
тив-
Актив-Реак-Актив-
Реак-
Актив-Реак-
ная тивная ная
ная
ная тивная
±2,6-±1,8-
±1,7-±1,7-
±3,5±6,9±2,2±5,0
±2,0±4,6±2,0±4,6
±5,7±4,2±3,2±3,9
±2,6±3,9±2,6±3,9
±4,2-±3,7-
±3,7-±3,7-
±5,2±12±4,5±11
±4,4±10,8±4,4±10,8
Трехфазные
присоединения
(ТТ 0,5S;
счетчик
1,0/2,0)
±7,3±7,7±5,6±7,6
±5,2±7,6±5,2±7,6
Лист № 7
Всего листов 12
5 % I
б
≤I <10 % I
б
100 % I
б
≤I ≤I
макс
Наименование
присоединения
Значе-
ние
cosφ/sinφ
Отапливаемые помещения
1,0
0,8/0,5
Трехфазные
присоединения
(счетчик
1,0/2,0)
0,5/1,0
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
1,0
0,8/0,5
Трехфазные
присоединения
(счетчик
1,0/2,0)
0,5/1,0
Таблица 7 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 1,0/2,0)
при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
10% I
б
≤I <20% I
б
20% I
б
≤I <100% I
б
тив-
Актив-
Реак-
ная
ная
тив-
тив-
Актив-
Реак-
Актив-
Реак-
ная
ная
ная
ная
тив-
Актив-
Реак-
ная
ная
±2-
±1,6-±1,6-±1,6-
±2,1±4,5
±2,1±4,2±1,7±4,2±1,7±4,2
±2,3±4,2
±2,3±3,9±1,9±3,9±1,9±3,9
±3,8-±3,6-
±3,6-±3,6-
±4,6±10,8±4,6±10,6
±4,4±10,6±4,4±10,6
±5,1±7,7±5,1±7,6
±4,9±7,6±4,9±7,6
Наименование
присоединения
Значе-
ние
cosφ/sinφ
Отапливаемые помещения
Трехфазные
присоединения
(счетчик
2,0/2,0)
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
1,0
0,8/0,5
Трехфазные
присоединения
(счетчик
2,0/2,0)
0,5/1,0
Таблица 8 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 2,0/2,0)
при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
20% I
б
≤I <100% I
б
100 % I
б
≤I ≤I
макс
тив-
5% I
б
≤I<10% I
б
Актив-
Реак-
ная
ная
тив-
10% I
б
≤I <20% I
б
Актив-
Реак-
ная
ная
Актив-Реак-
ная тивная
Актив-Реак-
ная тивная
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
±7,3-±7,3
-±7,1
-±7,1-
±8,5±10,8±8,5
±10,6±8,4
±10,6±8,4±10,6
±10,5±7,7±10,5
±7,6±10,3
±7,6±10,3±7,6
Лист № 8
Всего листов 12
Отапливаемые помещения
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах класса защиты IP54
Наименование
ние
бббб
Таблица 9 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 1,0)
при измерении активной электрической энергии и мощности
Значе-
присоединения
cosφ
5% I
б
≤I<10% I
б
10 % I ≤I <20 % I20 % I ≤I<100% I100 % I
б
≤I ≤I
макс
Однофазные
1 ±2
присоединения 0,8 ±2,1
(счетчик 1,0)
0,5±2,3
±1,6 ±1,6 ±1,6
±2,1 ±1,7 ±1,7
±2,3±1,9±1,9
Однофазные
1 ±3,8
присоединения 0,8 ±4,6
(счетчик 1,0)
0,5 ±5,1
±3,6 ±3,6 ±3,6
±4,6 ±4,4 ±4,4
±5,1±4,9±4,9
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах класса защиты IP54
Наименование
ние
Таблица 10 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 2,0)
при измерении активной электрической энергии и мощности
Значе-
присоединения
c
osφ
5% I
б
≤I<10% I
б
10% I
б
≤I <20% I
б
20% I
б
≤I <100% I
б
100 % I
б
≤I ≤I
макс
1 2 3 4 5 6
Отапливаемые помещения
Однофазные
1 ±3,3 ±3,3
присоединения 0,8 ±3,4 ±3,4
(счетчик 2,0)
0,5 ±3,8 ±3,8
±2,8 ±2,8
±3 ±3
±3,4±3,4
±7,1±7,1
±8,4±8,4
1±7,3±7,3
Однофазные
присоединения0,8±8,5±8,5
(счетчик 2,0)
0,5±10,5±10,5
±10,3±10,3
Значение
2
Таблица 11 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
1
Диапазон рабочих температур для компонентов
системы,
°
С:
- 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 (приустановке
счетчиковвотапливаемыхпомеще-
ниях)
от 15 до 30
Лист № 9
Всего листов 12
Продолжение таблицы 11
12
Средняя наработка системы на отказ, ч, не менее 35000
Средний срок службы системы, лет, не менее18
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.
Знак утверждения типа
наносится типографским или иным способом на титульные листы эксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электрической энергии «TPP Smart Metering».
Комплектность средства измерений
Наименование и тип компонентов
Таблица 12 - Комплектность средства измерений
Номер
ГосреестраКол-во
СИ РФ
23
1
Трансформаторы тока*
ТШП; ТШЛ; ТЛШ; ТНШЛ; ТШЛГ, КТ 0,5S
ТОП; ТОЛК; ТЛК, КТ 0,5S
47957-11
47959-11
Лист № 10
Всего листов 12
55095-13
23
22656-07
22657-07
3688-05
26100-03
50733-12
28139-07
33820-07
46746-11
31826-10
46959-11
47041-11
25613-12
30557-11
43737-10
48578-11
33446-08
34048-08
23345-07
34196-10
47121-11
46634-11
51593-12
41135-09
36355-07
27779-04
33786-07
31857-11
-
-
-
-
-
-
Продолжение таблицы 12
1
Т-0,66, КТ 0,5S
ТШ-0,66, КТ 0,5S
ТШЛ-0,66с, КТ 0,5S
TCH, КТ 0,5S
Т-0,66 МУ 3, КТ 0,5S
ТТИ, КТ 0,5S
Счетчик электрической энергии*
Однофазный
СЕ102 КТ 1,0 (2,0)
Меркурий 206, КТ 1,0 (2,0)
Меркурий 203, КТ 1,0 (2,0)
CX 1000-5, КТ 1,0 (2,0)**
СЭБ-1ТМ.02, КТ 1,0 (2,0)
СЭБ-2А.07, КТ 1,0 (2,0)
ЭЦР-2400, КТ 1,0(2,0)**
ЦЭ2726А, КТ 1,0(2,0)**
EC2726, КТ 1,0(2,0)**
Трехфазный
СЕ303, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0)
СЕ301, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0)
Меркурий 230, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0)
Меркурий 233, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0)
ПСЧ-3АР.06Т, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0)
ПСЧ-4ТМ.05МК, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0)
ПСЧ-4ТМ.05МД, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0)
ПСЧ-4ТМ.05Д, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0)
ПСЧ-4ТМ.05М, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0)
ПСЧ-4ТМ.05, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0)
Альфа А1140, КТ 0,5S /1,0
Альфа A1800, КТ 0,5S /1,0
Каналообразующая аппаратура*
Коммуникационный шлюз
Ретранслятор цифровой беспроводной
Устройство сбора и передачи данных ComMod A
(для применения со счетчиками, оборудованными
интерфейсами RS485)
Информационно-вычислительный комплекс*
Сервер сбора и передачи данных Гарантирующего
поставщика электрической энергии или Заказчика,
с доступом к сети Интернет
Сервер баз данных Гарантирующего поставщика электриче-
ской 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
Приемник сигналов точного времени по протоколу NTP
28716-05 1
- 1
Лист № 11
Всего листов 12
1 комплект
Продолжение таблицы 12
123
Эксплуатационная документация на АИИС КУЭ
Ведомость эксплуатационных документов
ТПГК.411711.001 ВЭ
Паспорт ТПГК.411711.001 ПС1 комплект
Руководство по эксплуатации ТПГК.411711.001 РЭ1 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»
Поверка
осуществляется по документу 432-130-2017 МП «Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «TPP 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 ºС, цена деления 1 ºС;
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) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам
автоматизированным информационно-измерительным коммерческого учета электрической
энергии и мощности «TPP 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
ТУ411711.001-2013Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная
коммерческого учета электрической энергии и мощности «TPP Smart Metering». Технические
условия
Лист № 12
Всего листов 12
Изготовитель
Общество 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
Е-mail:
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
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:
Аттестат аккредитации ФБУ «Тест-С.-Петербург» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311484 от 03.02.2016 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 47320-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) энергоблока № 4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ-22 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1" | Нет данных | ООО "М-ПРО", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 54627-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Тарышта" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Новосибирской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 52239-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Костромской области (ГТП Буй-районная, Гусево, Западная, Связи ТЭЦ-1, Василево) | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 22907-02 | Преобразователи измерительные | ADAM серии 5000 | Фирма "Advantech Co., Ltd.", Тайвань | 1 год | Перейти |
| 68745-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергопрогноз" (УО ОАО "РКС-Менеджмент" ООО "Самарские коммунальные системы") | Нет данных | ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир | 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