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 Матрица, ГРСИ 59220-14
Номер госреестра:
59220-14
Наименование СИ:
Системы автоматизированные информационно-измерительные
Обозначение типа:
Матрица
Производитель:
ООО "Матрица", г.Балашиха, мкр. Железнодорожный
Межповерочный интервал:
6 лет
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «12» trial 2021 г. №298
Лист № 1
Регистрационный № 59220-14Всего листов 15
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системы автоматизированные информационно-измерительные «Матрица»
Назначение средства измерений
Системы автоматизированные информационно-измерительные «Матрица» (далее –
АИИС) предназначены для измерений электрической энергии в двух направлениях с привязкой
ко времени, автоматического сбора информации об импорте (экспорте) электроэнергии в точках
учета в начале каждых суток, а также оперативно, по запросу.
АИИС позволяют производить коммерческий учет электроэнергии в многотарифном ре-
жиме за определенные периоды времени.
АИИС производят мониторинг состояний объекта и средств измерений, оперативный дис-
петчерский и автоматический контроль и управление.
АИИС позволяют хранить данные на сервере, обрабатывать и отображать данные на авто-
матизированных рабочих местах, подготавливать данные для учётно-расчётныхопераций.
Описание средства измерений
АИИС представляют собой территориально распределённые многоуровневые програм-
мно-технические измерительные системы, состав которых может различаться в пределах
допустимого к эксплуатации оборудования, в зависимости от требуемых конфигураций из-
мерительных каналов (ИК) и реализации конкретных функций и задач.
АИИС могут включать в себя различные функциональные блоки, такие как средства
измерений, средства сбора и передачи информации, средства хранения информации.
Измерительные каналы АИИС состоят из следующих уровней:
Первый уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК) выполняют изме-
рения и обработку информации в автоматическом режиме. В состав ИИК входят: измери-
тельные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН), счётчики электрической энергии од-
нофазные NP71, NP515, NP523, NP524, AD11, AD11A.M AD11S.M и трехфазные NP73,
AD13, AD13A.M, AD13S.M, пользовательский дисплей CIU7, CIU8 или удалённый дисплей
RUD512, интерфейсный модуль AIU, устройства управления электрической нагрузкой LCU.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс энергоустановки (ИВКЭ)
обеспечивает интерфейс доступа к информации ИИК. В состав ИВКЭ входят устройства
сбора и передачи данных (УСПД) RTR512, RTR8 (5 или 8 версии) и коммуникационные мо-
дули CM7, CM71, CM73, CM1, CM3. Каналы связи могут быть построены с применением
модемов для выделенных и коммутируемых линий; GSM-, GPRS-, PLC-модемов, Ethernet,
RS-485, различных радиомодемов использующих нелицензируемые диапазоны частот, по-
вторителей и концентраторов цифровых интерфейсов передачи данных.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) представляющий
собой Центр сбора данных (ЦСД) состоящий из сервера сбора данных, с установленным спе-
циализированным программным обеспечением «Smart IMS» и Microsoft SQL Server, GSM-
модемов при использовании канала связи GSM, GPRS-модемов, технических средств для
организации локальной вычислительной сети, для подключения к глобальной сети Интернет
и разграничения прав доступа к информации, источников бесперебойного питания и других
технических средств. При необходимости в ЦСД могут включаться автоматизированные ра-
бочие места.
Лист № 2
Всего листов 15
ЦСД выполняет функции хранения, обработки и предоставления доступа к информа-
ции, а также обеспечения человеко-машинного интерфейса. Интерфейс программ предостав-
ления информации русифицирован.
К эксплуатации допускаются следующие виды ИК.
Измерительные каналы, созданные на основе ЦСД и УСПД RTR512 5-й версии.
Такие виды ИК должны содержать:
- средство измерения утвержденного типа:
а) однофазный счетчик типа Split 5-й версии NP523;
б) однофазный счетчик 7-й версии, модификации Lite, NP71L;
в) однофазный счетчик типа Split 7-й версии модификации Extra, NP71E;
г) однофазный счетчик 7-й версии модификации Extra, NP71E;
д) трёхфазный счетчик непосредственного включения 7-й версии, модификации
Lite, NP73L;
е) трёхфазный счетчик непосредственного включения 7-й версии модификации
Extra, NP73E, а также split исполнения;
ж) трёхфазный счетчик трансформаторного включения 7-й версии, модификации
Lite, NP73L (вместе с измерительными трансформаторами тока утвержденного типа),
з) трёхфазный счетчик трансформаторного включения цепей тока 7-й версии, мо-
дификации Extra, NP73E (вместе с измерительными трансформаторами тока утвержден-
ного типа);
- УСПД RTR512 5-й версии;
- удаленный дисплей RUD512 для отображения показаний полученных со счетчика ти-
па Split, при необходимости;
- центр сбора информации.
П р и м е ч а н и я
1 Один УСПД может использоваться в составе нескольких ИК.
2 Вместо УСПД 5-й версии может применяться УСПД 8-й версии.
3 В ИК такого вида для связи между средствами измерения и УСПД используется PLC-канал
связи.
4 Для связи между УСПД и центром сбора данных могут использоваться каналы связи: GSM,
GPRS, Ethernet.
Измерительные каналы, созданные на основе ЦСД и УСПД 8-й версии RTR8.
Такие виды ИК должны содержать:
- средство измерения утвержденного типа:
а) однофазный счетчик типа Split 7-й версии модификации Extra, NP71E;
б) однофазный счетчик 7-й версии модификации Extra, NP71E;
в) однофазный счетчик модификации AD11S, AD11A, AD11B;
г) однофазный счетчик модификации AD11A.M AD11S.M;
д) трёхфазный счетчик непосредственного включения 7-й версии модификации Ex-
tra, NP73E, а также split исполнения;
е) трёхфазный счетчик трансформаторного включения цепей тока 7-й версии, мо-
дификации Extra, NP73E (вместе с измерительными трансформаторами тока утвержден-
ного типа);
ж) трёхфазный счетчик трансформаторного включения цепей тока и цепей напря-
жения 7-й версии, модификации Extra, NP73E (вместе с измерительными трансформато-
рами тока и напряжения утвержденного типа);
з) трёхфазный счетчик непосредственного включения модификации AD13S,
AD13A, AD13B;
и) трёхфазный счетчик трансформаторного включения цепей тока модификации
AD13A, AD13B (вместе с измерительными трансформаторами тока утвержденного ти-
па);
к) трёхфазный счетчик трансформаторного включения цепей тока и цепей напря-
жения модификации AD13A, AD13B (вместе с измерительными трансформаторами тока
и напряжения утвержденного типа);
Лист № 3
Всего листов 15
л) трёхфазный счетчик непосредственного включения модификации AD13A.M1,
AD13S.M;
м) трёхфазный счетчик трансформаторного включения цепей тока модификации
AD13A.M (вместе с измерительными трансформаторами тока утвержденного типа);
н) трёхфазный счетчик трансформаторного включения цепей тока и цепей напря-
жения модификации AD13A.M (вместе с измерительными трансформаторами тока и
напряжения утвержденного типа);
- УСПД RTR8 8-й версии;
- пользовательский дисплей CIU7 – для отображения показаний полученных со счетчи-
ков 7-й версии, при необходимости;
- пользовательский дисплей CIU8 – для отображения показаний полученных со счетчи-
ков модификации AD11S, AD11A, AD11B, AD11A.M, AD11S.M и AD13S, AD13A, AD13B,
AD13A.M, AD13S.M при необходимости;
- центр сбора информации.
П р и м е ч а н и я
1 Один УСПД может использоваться в составе нескольких ИК.
2 В ИК такого типа для связи между средствами измерения и УСПД используется PLC-канал
связи, интерфейс RS-485, радиомодем.
3 Для связи между УСПД и центром сбора данных могут использоваться каналы связи: GPRS и
новее, Ethernet.
Измерительные каналы, созданные на основе ЦСД и коммуникационных модулей CM7,
CM71, CM73.
Такие виды ИК должны содержать:
- средство измерения утвержденного типа:
а) однофазный счетчик 7-й версии, модификации Extra, NP71E;
б) трёхфазный счетчик непосредственного включения 7-й версии, модификации Ex-
tra, NP73E;
в) трёхфазный счетчик трансформаторного включения 7-й версии, модификации
Extra, NP73E (вместе с измерительными трансформаторами тока или тока и напряжения,
утвержденного типа);
- коммуникационный модуль CM7 или CM71 или CM73;
- центр сбора информации.
П р и м е ч а н и я
1 Каждому счетчику придаётся свой коммуникационный модуль CM7, CM71, CM73, который
устанавливается под крышку клеммника.
2 Для связи между средствами измерения и коммуникационным модулем CM7, CM71, CM73
используется канал связи CM-bus или USB.
3 Коммуникационный модуль CM71, CM73 устанавливается под крышку клеммника однофаз-
ного и трехфазного счетчика соответственно.
4 Для связи между коммуникационным модулем и центром сбора данных используется канал
связи: GPRS и новее.
Измерительные каналы, созданные на основе ЦСД и коммуникационных модулей CM1,
CM3.
Такие виды ИК должны содержать:
- средство измерения утвержденного типа:
а) однофазный счетчик модификации AD11A, AD11B, NP71E, AD11A.M;
б) трёхфазный счетчик непосредственного включения модификации AD13A,
AD13B, NP73Е, AD13A.M;
в) трёхфазный счетчик трансформаторного включения цепей тока модификации
AD13A, AD13B, NP73E, AD13A.M (вместе с измерительными трансформаторами тока
утвержденного типа);
Лист № 4
Всего листов 15
г) трёхфазный счетчик трансформаторного включения цепей тока и цепей напря-
жения модификации AD13A, AD13B, NP73E, AD13A.M (вместе сизмерительными
трансформаторами тока и напряжения утвержденного типа);
- коммуникационный модуль CM1, CM3;
- центр сбора информации.
П р и м е ч а н и я
1 Коммуникационный модуль CM1, CM3 устанавливается под крышку клеммника однофазно-
го и трехфазного счетчика соответственно;
2 Для связи между средствами измерения и коммуникационным модулем CM1, СМ3 использу-
ется двухпроводный канал связи RS-485;
3 К одному коммуникационному модулю CM1, CM3 может быть подключено до 255 счетчи-
ков оборудованных интерфейсом RS-485;
4 Для связи между коммуникационным модулем и центром сбора данных используется канал
связи: GPRS и новее.
АИИС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая основана на
синхронизации времени УСПД RTR с серверами точного времени.
Для УСПД 5-й версии синхронизация времени производится каждый раз во время свя-
зи с ИВК (не реже одного раза в час), который в свою очередь синхронизируется с одним из
серверов точного времени (ntp1.vniiftri.ru, ntp2.vniiftri.ru, ntp3.vniiftri.ru, ntp4.vniiftri.ru,
ntp21.vniiftri.ru). Средства измерений синхронизируют своё время с временем УСПД каждый
раз, как только УСПД RTR выдает в сеть PLC пакеты регистрации. Пакеты регистрации ге-
нерируются не реже одного раза в 20 секунд.
УСПД 8-й версии синхронизируют свое время непосредственно с сервером точного
времени, который задается при начальной настройке УСПД (ntp1.vniiftri.ru, ntp2.vniiftri.ru,
ntp3.vniiftri.ru, ntp4.vniiftri.ru, ntp21.vniiftri.ru), раз в 4 часа по протоколу ntp . Средства изме-
рений синхронизируют своё время с временем УСПД во время передачи по каналам PLC,
RS-485, радиоканалу широковещательного пакета синхронизации, содержащего метку вре-
мени. Период рассылки пакета синхронизации можно настраивать от одной минуты до 24
часов. По умолчанию рассылка производиться один раз в час.
В УСПД 8-й версии, а также в однофазных счетчиках модификации AD11S, AD11A,
AD11B, AD11A.M AD11S.M и трёхфазных счетчиках модификации AD13S, AD13A, AD13B,
AD13A.M, AD13S.M допускается использование для синхронизации времени подключаемых
или встраиваемых модулей GPS или ГЛОНАС навигации.
В измерительных каналах, созданных с использованием коммуникационных модулей,
счетчики синхронизируют свое время каждый раз во время связи с ИВК (по умолчанию один
раз в 4 часа), который в свою очередь синхронизируется с одним из серверов точного време-
ни.
Системы выполняют следующие функции:
- измерение активной и реактивной электроэнергии в двух направлениях с привязкой
ко времени;
- ведение системы единого времени (синхронизация времени каждого элемента ИК с
временем сервера точного времени);
- распределение результатов измерений по тарифам, в соответствии с заданным профи-
лем;
- периодический, в автоматическом режиме, сбор привязанных к единому календарно-
му времени всех показаний и результатов измерений прибора учёта используемых для фор-
мирования информации о количестве и иных параметрах электрической энергии согласно
"Правилам предоставления доступа к минимальному набору функций интеллектуальных
систем учета электрической энергии (мощности)" с заданной дискретностью (сутки, часы);
- сбор всех показаний и результатов измерений по оперативному запросу;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищённости от потери информации (резервирование баз дан-
ных) и от несанкционированного доступа;
Лист № 5
Всего листов 15
- передача и предоставление всем пользователям интеллектуальной системы учета ин-
формации о количестве и иных параметрах электрической энергии согласно "Правилам
предоставления доступа к минимальному набору функций интеллектуальных систем учета
электрической энергии (мощности)";
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны организаций - участников рынка элек-
троэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, разгра-
ничений прав по уровню доступа, шифрование и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
системы. Сбор, хранение и предоставление информации из журналов событий и о результа-
тах самодиагностики, полученных от приборов учета и УСПД;
- оповещение о возможных недостоверных данных, поступающих с приборов учета в
случае обнаружения неработоспособного состояния или воздействия на прибор различной
природы;
- конфигурирование и настройка параметров системы и оборудования, входящего в нее;
- передача справочной информации пользователям интеллектуальной системы учета
согласно «Правилам предоставления доступа к минимальному набору функций интеллекту-
альных систем учета электрической энергии (мощности)»;
- передача пользователям интеллектуальной системы информация о расчетном способе,
использованных исходных данных и источниках их получения в случае использования рас-
четных способов при определении объема потребления электрической энергии;
- полное и (или) частичное ограничение режима потребления электрической энергии
(приостановление или ограничение предоставления коммунальной услуги), а также возоб-
новление подачи электрической энергии.
АИИС позволяют выполнять также ряд дополнительных функций:
- управление питанием электрической энергией маломощных потребителей по задан-
ному суточному графику с помощью устройств управления электрической нагрузкой LCU;
- оценка мгновенной активной и реактивной мощности. Счетчики позволяют вывести
значения текущей мощности на дисплей;
- измерение мгновенной активной, реактивной и полной мощности некоторыми моди-
фикациями счетчиков. Счетчики позволяют вывести значения мгновенной мощности на дис-
плей;
- измерение показателей качества электроэнергии;
- отображение результатов измерений на некотором удалении от средства измерений
при помощи удалённых дисплеев RUD 512 или пользовательских дисплеев CIU7 и CIU8;
- сбор, хранение и обработку информации, поступающей от средств измерений (напри-
мер, приборы учета воды, тепла, газа) при помощи интерфейсного модуля AIU, если выход-
ными сигналами таких средств измерений являются стандартные импульсные сигналы, или
через интерфейсы типа RS-485, если выходными сигналами являются цифровые сигналы;
- сбор и передача данных телесигнализации и телеизмерений о состоянии средств и объ-
ектов измерения в различные комплексы программно-технических средств автоматизирован-
ных систем технологического управления для их дальнейшей обработки и хранения.
Работа системы при измерении электрической энергии осуществляется следующим обра-
зом.
Измерения активной и реактивной электрической энергии осуществляются счётчиками
электрической энергии подключенными непосредственно к электрической сети низкого
напряжения 230/400 В - счётчики NP71, NP515, NP523, NP524, NP73, AD11, AD11A.M,
AD11S.M, AD13, AD13A.M, AD13S.M или через измерительные трансформаторы тока (или
тока и напряжения) – счётчики NP73, AD13, AD13A.M.
Далее измерительная информация собирается УСПД по каналу связи PLC, интерфейсу
RS-485, посредством радиомодема. В зависимости от версии УСПД состав получаемой ин-
формации со счетчиков различается.
Далее УСПД RTR передают измерительную информацию в центр сбора данных по ка-
налам GSM, GPRS или более новее или по проводному Ethernet каналу.
Лист № 6
Всего листов 15
Измерительная информация от счётчиков может передаваться в центр сбора данных по
каналам сотовой связи GPRS через коммуникационные модули CM7, CM71, CM73, CM1,
CM3, которые подключаются к счетчику через дополнительный разъём (CM-bus, USB, RS-
485) и устанавливаются под крышку клеммника счётчика.
Измерительная информация от счётчиков может передаваться в центр сбора данных по
проводному Ethernet каналу, в случае если такой интерфейс присутствует в данной модифи-
кации прибора учёта.
Информация об измерениях выводится на дисплей средства измерения или на удалён-
ные дисплеи RUD512 или пользовательские дисплеи CIU7, CIU8, которые используются от-
дельно от счётчика в любом удобном абоненту месте на некотором удалении от счётчика.
Информация о измеренных величинах передаётся от счётчика к дисплею по каналу свя-
зи PLC, если используется удалённый дисплей RUD 512 или пользовательский дисплей CIU7
или по радиоканалу, если используется пользовательский дисплей CIU8.
Информация о потреблении других коммунальных ресурсов, поступающая от средств
измерений сторонних производителей, собранная интерфейсным модулем AIU также соби-
рается УСПД по PLC-каналу и передается в центр сбора данных, используя каналы GSM,
GPRS или Ethernet.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) «Smart IMS» представляет из себя комплекс программ-
ных средств, позволяющих собирать данные со средств измерений и приборов учета, а также
обмениваться информацией с устройствами, входящими в состав АИИС. ПО имеет клиент-
серверную архитектуру. ПО обеспечивает разграничение прав доступа пользователей к
функциям интеллектуальных систем учета.
ПО состоит из серверных служб: ADDAXAppServer, Rootrouter+ и NMSCore; клиент-
ских приложений: Sims Client и NMS Client; и использует базу данных Microsoft SQL Server
для хранения информации.
Служба Rootrouter+ отвечает за обмен информацией между уровнем ИВК и УСПД
RTR512 и является единственной точкой входа для всей информации, поступающей от
УСПД RTR512.
Служба NMS Core взаимодействует со службой Rootrouter+, приложением NMS Client
и базой данных, и обеспечивает сбор, обработку и запись информации в базу данных о
структуре сети: какой канал связи используют конкретные УСПД RTR512, какие счетчики
передают информацию через эти УСПД RTR512, какие события и аварии происходили с
УСПД RTR512.
Служба ADDAXAppServer взаимодействует со службой Rootrouter+,приложением
Sims Client и базой данных; отвечает за обмен информацией уровня ИВК с УСПД RTR8 и
коммуникационными модулями CM7, CM71, CM73, CM1, CM3, является единственной точ-
кой входа для всей информации, поступающей от УСПД RTR8 или коммуникационных мо-
дулей CM7, CM71, CM73, CM1, CM3; обеспечивает сбор, обработку и запись информации,
поступившей со всех счетчиков в базу данных, а также обработку, сохранение в базу данных
и передачу в Rootrouter+ команд для счетчиков, поступивших из приложения Sims Client.
Приложение NMS Client предоставляет пользовательский интерфейс к службе NMS
Core и позволяет осуществлять конфигурацию каналов связи между уровнем ИВК и ИВКЭ
(УСПД), а также просматривать информацию о структуре сети, полученную службой NMS
Core.
Приложение SIMS Client предоставляет пользовательский интерфейс к службе
ADDAXAppServer и позволяет просматривать информацию, поступившую со всех счетчи-
ков, строить различные отчеты, настраивать тарифные сетки, количество и типы данных по-
лучаемых со счетчиков и является основным рабочим инструментом операторов АИИС.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии
в ПО «Smart IMS», получаемой за счет математической обработки измерительной информа-
ции, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного
(учтенного) значения.
Идентификационные данные метрологически значимого ПО приведены в таблицах 1.1,
1.2, 1.3, 1.4.
Лист № 7
Всего листов 15
ПО
Таблица 1.1 - Идентификационные данные метрологически значимого ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО Add.DCUSup.DataCollection.dll
Номер версии (идентификационный номер)
7.5.603.18855
Цифровой идентификатор ПО2B03C644C6337598534E2C22B1C72738, md5
ПО
Таблица 1.2 - Идентификационные данные метрологически значимого ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО Add.ReaderWriter.dll
Номер версии (идентификационный номер)
7.5.603.18855
Цифровой идентификатор ПО
2A4BCA45425B412B7E5203FAF84AABCA,
md5
ПО
Таблица 1.3 - Идентификационные данные метрологически значимого ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО Add.RqstMngr.dll
Номер версии (идентификационный номер)
7.5.603.18855
Цифровой идентификатор ПО
811118A0EC2B74E7ED4F5716BDEFBFE9,
md5
ПО
Таблица 1.4 - Идентификационные данные метрологически значимого ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО TransportManager.dll
Номер версии (идентификационный номер)
1.0.0.37
Цифровой идентификатор ПО
DC3BFF020F8F7FC72AFC3E240042340F,
md5
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует высокому
уровню защиты в соответствии с Р 50.2.077—2014.
Метрологические и технические характеристики
до 35
50
до 0,4
2000
0,5
от 25 до 100
Таблица 2 – Основные технические характеристики АИИС
Значение
2
Наименование характеристики
1
Измеряемые первичные номинальные линейные напря-
жения, кВ
Измеряемые первичные номинальные токи, А
до 40000
Номинальная частота измеряемой электрической энер-
гии (мощности), Гц
Измеряемое вторичное номинальное линейное напряже-
ние, кВ
Измеряемый вторичный номинальный ток, А
5; 10
Количество точек измерения не ограничено, определяет-
ся проектом и выбирается из условия, что на каждый
УСПД будет зарегистрировано не более, шт.
Индукция внешнего магнитного поля в местах установ-
ки счетчиков электрической энергии, мТл, не более
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подклю-
чаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения
Лист № 8
Всего листов 15
0,95
Продолжение таблицы 2
1
2
0,5
0,25
±5
230±23
50±1
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, %, не
более
– для ТН класса точности 1,0
– для ТН класса точности 0,5 и точнее
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов
(при условии синхронизации не реже 1 раза в час), с
Параметры питающей сети переменного тока:
– напряжение, В
– частота, Гц
Температурный диапазон окружающей среды для:
– счетчиков электрической энергии, °С
– трансформаторов тока и напряжения, °С
Период опроса счетчиков электрической энергии и при-
боров учета
Типы поддерживаемых интерфейсов
от –40 до +70
от –40 до +50
1 раз в сутки и в любой момент
времени по запросу из ЦСД.
Ethernet, PLC, GSM/GPRS, CM-
bus, RS-232, RS-485, RF(ZigBee,
LoRa и подобных)
3,5
Срок хранения информации в базе данных, лет, не менее
Синхронизация времени
по протоколу NTP через Internet
или от локального NTP-сервера:
-ntp1.vniiftri.ru, -ntp2.vniiftri.ru,
-ntp3.vniiftri.ru, -ntp4.vniiftri.ru,
-ntp21.vniiftri.ru
Средний срок службы системы, лет, не менее
24
Эксплуатационное значение коэффициента готовности
системы, не менее
cos φ
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 1983-2001
Таблица 3.1 – Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при из-
мерении активной электрической энергии, % (при номинальном напряжении, симметричной
нагрузке и нормальных условиях эксплуатации)
Пределы допускаемой основной относительной по-
грешности ИК при измерении активной электриче-
Состав ИИК
ской энергии, %
±δ
1(2)%I
±δ
5%I
±δ
20%I
±δ
100%I
I
1(2)%
≤I<I
5%
I
5%
≤I<I
20%
I
20%
<I≤I
100%
I
100%
<I≤I
120%
12
3456
ТТ класс точности 0,2S
1,0 1,4 0,76 0,69 0,69
ТН класс точности 0,2
0,81,61,30,850,85
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
0,52,31,61,11,1
(ГОСТ 31819.22-2012)
ТТ класс точности 0,2S
1,01,50,910,850,85
ТН класс точности 0,5
0,81,71,51,11,1
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
0,52,51,91,61,6
(ГОСТ 31819.22-2012)
Лист № 9
Всего листов 15
ТТ класс точности 0,2
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 0,2
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
1,0
Не норми-
руется
0,8
Не норми-
руется
0,5
Не норми-
руется
1,0
0,8
0,5
Не норми-
руется
1,0
2,0
0,8
3,0
0,5
5,4
1,0
2,1
0,8
3,0
0,5
5,5
1,0
0,8
0,5
Не норми-
руется
1,0
0,8
0,5
Не норми-
руется
1
0,8
0,5
Не норми-
руется
Продолжение таблицы 3.1
1
2
3
456
1,10,760,69
1,60,950,85
2,31,31,1
1,20,910,85
Не норми-
руется
Не норми-
руется
1,71,21,1
2,51,71,6
1,10,850,85
1,81,21,2
2,92,02,0
1,20,990,99
1,91,41,4
3,12,32,3
1,81,10,85
Не норми-
руется
Не норми-
руется
3,01,61,2
5,42,82,0
1,81,20,99
Не норми-
руется
Не норми-
руется
3,01,71,4
5,53,02,3
ТТ класс точности 0,2
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 0,5
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
ТТ класс точности 0,5S
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 0,2
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
ТТ класс точности 0,5S
ГОСТ 7746-2001
ТН trial точности 0,5
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
ТТ класс точности 0,5
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 0,2
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
ТТ класс точности 0,5
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 0,5
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
ТТ класс точности 0,5
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 1,0 ГОСТ
1983-2001
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
2,11,51,4
Не норми-
руется
Не норми-
руется
3,32,11,9
5,93,73,1
Лист № 10
Всего листов 15
1
0,8
0,5
Не норми-
руется
1
0,8
0,5
Не норми-
руется
1
1,4
0,8
1,6
0,5
2,2
1
0,8
0,5
1
2,0
0,8
2,9
0,5
5,4
1
0,8
0,5
1
0,8
0,5
1
0,8
0,5
2
3
456
3,41,81,4
Не норми-
руется
Не норми-
руется
5,62,92,1
10,65,43,8
3,52,11,7
Не норми-
руется
Не норми-
руется
5,73,22,4
10,85,84,3
Продолжение таблицы 3.1
1
ТТ класс точности 1
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 0,5
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
ТТ класс точности 1
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 1,0
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
ТТ класс точности 0,2S ГОСТ
7746-2001. Без ТН
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
0,70,60,6
1,20,70,7
1,40,90,9
ТТ класс точности 0,2 ГОСТ
7746-2001 Без ТН
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
0,990,670,59
1,60,840,74
Не норми-
руется
Не норми-
руется
Не норми-
руется
2,21,10,89
ТТ класс точности 0,5S ГОСТ
7746-2001 Без ТН
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
1,00,80,8
1,71,11,1
2,81,91,9
ТТ класс точности 0,5 ГОСТ
7746-2001 Без ТН
Счётчик класс точности 0,5S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
1,70,990,78
2,91,51,1
5,42,71,9
ТТ класс точности 1 ГОСТ
7746-2001 Без ТН
Счётчик класс точности 0,5 S
ГОСТ Р 52323-2005
(ГОСТ 31819.22-2012)
3,41,71,2
5,52,81,9
10,55,33,6
Без ТТ Без ТН
Счётчик класс точности 1
ГОСТ Р 52322-2005,
(ГОСТ 31819.21-2012)
1,71,11,1
1,71,11,1
Не норми-
руется
Не норми-
руется
Не норми-
руется
Не норми-
руется
Не норми-
руется
Не норми-
руется
Не норми-
руется
Не норми-
руется
Не норми-
руется
1,71,11,1
Лист № 11
Всего листов 15
(sin φ)
0,8
(0,6)
1,41,21,21,2
0,8
(0,6)
1,51,31,31,3
0,8Не норми-
(0,6)руется
1,61,31,2
0,8Не норми-
(0,6)руется
1,71,41,3
0,8Не норми-
(0,6)руется
1,81,41,4
0,8Не норми-
(0,6)руется
Таблица 3.2 – Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измере-
нии реактивной электрической энергии, % (при номинальном напряжении, симметричной
нагрузке и нормальных условиях эксплуатации)
Пределы допускаемой основной относительной по-
cos φ
грешности ИК при измерении реактивной электри-
Состав ИИК
ческой энергии, %
±δ
1(2)%I
±δ
5%I
±δ
20%I
±δ
100%I
I
1(2)%
≤I<I
5%
I
5%
≤I<I
20%
I
20%
<I≤I
100%
I
100%
<I≤I
120%
12
3456
ТТ класс точности 0,2S
ГОСТ 7746-2001
1,91,31,31,3
ТН класс точности 0,2
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 1
0,5
ГОСТ Р 52425-2005
(0,87)
(ГОСТ 31819.23-2012)
ТТ класс точности 0,2S
ГОСТ 7746-20012,11,61,61,6
ТН класс точности 0,5
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 1
0,5
ГОСТ Р 52425-2005
(0,87)
(ГОСТ 31819.23-2012)
ТТ класс точности 0,2
ГОСТ 7746-2001
2,31,41,3
ТН класс точности 0,2
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 1
0,5Не
н
орм
и
-
ГОСТ Р 52425-2005
(0,87) руется
(ГОСТ 31819.23-2012)
ТТ класс точности 0,2
ГОСТ 7746-20012,51,71,6
ТН класс точности 0,5
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 1,0
0,5Не
н
орм
и
-
ГОСТ Р 52425-2005
(0,87) руется
(ГОСТ 31819.23-2012)
ТТ класс точности 0,5S
ГОСТ 7746-20012,71,91,9
ТН класс точности 0,2
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 1,0
0,5Не
н
орм
и
-
ГОСТ Р 52425-2005
(0,87) руется
(ГОСТ 31819.23-2012)
ТТ класс точности 0,5S
ГОСТ 7746-2001
2,92,12,1
ТН класс точности 0,5
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 1
0,5Не
н
орм
и
-
ГОСТ Р 52425-2005
(0,87) руется
(ГОСТ 31819.23-2012)
1,91,51,5
Лист № 12
Всего листов 15
2
3
456
0,8Не норми-
(0,6) руется
4,52,41,9
0,5Не норми-
(0,87) руется
2,71,71,4
0,8Не норми-
(0,6) руется
4,62,62,1
0,5Не норми-
(0,87) руется
2,71,81,5
0,8Не норми-
(0,6) руется
4,93,12,7
0,5Не норми-
(0,87) руется
3,02,11,9
0,8Не норми-
(0,6) руется
8,64,43,2
0,5Не норми-
(0,87) руется
4,92,72,0
0,8Не норми-
(0,6) руется
8,74,83,6
0,5Не норми-
(0,87) руется
5,02,92,3
Продолжение таблицы 3.2
1
ТТ класс точности 0,5
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 0,2
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 1
ГОСТ Р 52425-2005
(ГОСТ 31819.23-2012)
ТТ класс точности 0,5
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 0,5
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 1
ГОСТ Р 52425-2005
(ГОСТ 31819.23-2012)
ТТ класс точности 0,5
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 1,0
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 1
ГОСТ Р 52425-2005
(ГОСТ 31819.23-2012)
ТТ класс точности 1
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 0,5
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 1
ГОСТ Р 52425-2005
(ГОСТ 31819.23-2012)
ТТ класс точности 1
ГОСТ 7746-2001
ТН класс точности 1,0
ГОСТ 1983-2001
Счётчик класс точности 1
ГОСТ Р 52425-2005
(ГОСТ 31819.23-2012)
ТТ класс точности 0,2S ГОСТ
7746-2001
Без ТН
Счётчик класс точности 1
ГОСТ Р 52425-2005
(ГОСТ 31819.23-2012)
0,8Не норми-
(0,6) руется
1,81,21,2
0,5Не норми-
(0,87) руется
1,31,11,1
ТТ класс точности 0,2 ГОСТ
7746-2001
Без ТН
Счётчик класс точности 1
ГОСТ Р 52425-2005
(ГОСТ 31819.23-2012)
0,8Не норми-
(0,6) руется
2,21,31,2
0,5Не норми-
(0,87) руется
1,61,21,1
Лист № 13
Всего листов 15
0,8
(0,6)
0,5
(0,87)
0,8
(0,6)
Не норми-
руется
0,5
(0,87)
Не норми-
руется
0,8
(0,6)
Не норми-
руется
0,5
(0,87)
Не норми-
руется
2
456
Продолжение таблицы 3.2
1
ТТ класс точности 0,5S ГОСТ
7746-2001
Без ТН
Счётчикклассточности1
ГОСТ Р 52425-2005
(ГОСТ 31819.23-2012)
3
Не
нормируется
2,71,81,8
Не
нормируется
1,71,31,3
ТТ класс точности 0,5 ГОСТ
7746-2001
Без ТН
Счётчикклассточности1
ГОСТ Р 52425-2005
(ГОСТ 31819.23-2012)
4,52,41,8
2,71,61,4
ТТ класс точности 1 ГОСТ
7746-2001
Без ТН
Счётчик класс точности 1
ГОСТ Р 52425-2005
(ГОСТ 31819.23-2012)
8,54,33,0
4,82,61,9
Без ТТ Без ТН
Счётчик класс точности 1,0
ГОСТ Р 52425-2005
(ГОСТ 31819.23-2012)
1,71,11,1
1,21,11,1
Без ТТ Без ТН
Счётчик класс точности 2,0
ГОСТ Р 52425-2005
(ГОСТ 31819.23-2012)
2,82,22,2
0,8
(0,6)
0,5
(0,87)
0,8
(0,6)
0,5
(0,87)
Не
нормируется
Не
нормируется
Не норми-
руется
Не норми-
руется
2,32,22,2
Примечания:
В таблицах 3.1 и 3.2 принимаются следующие обозначения:
I
1(2)%
, I
5%
, I
20%
, I
100%
, I
120%
- значения электроэнергии при 1(2)%-ном, 5%-ном, 20%-ном, 100%-
ном, 120%-ном (от номинального/базового) значениях силы тока в сети соответственно. Для
счетчиков бестрансформаторного включения обозначение значения тока I
120%
соответствует
максимально возможному значению силы тока, измеряемому счетчиком, указанному в его
документации.
Дополнительная погрешность измерения электрической энергии в зависимости от вли-
яний внешних воздействий на ИК определяется классами точности применяемых средств
измерений, а также стандартами и ТУ по которым они изготовлены.
Учёт тепловой энергии, воды и других энергоресурсов осуществляют соответствующие
вычислители, корректоры, расходомеры и счетчики. Погрешности этих измерительных кана-
лов в АИИС не нормируются.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации, а также на лицевые по-
верхности корпусов компонентов входящих в состав АИИС.
Комплектность средства измерений
АИИС может включать в себя компоненты, перечисленные в таблице 4.1. Состав и ко-
личество компонентов выбирается в зависимости от структуры системы и выполняемых
функций. В систему может входить некоторое число компонентов одного типа. Конкретный
состав системы определяется проектной и эксплуатационной документацией на нее.
Лист № 14
Всего листов 15
Многофункциональные
счётчикиэлектрической
энергии
Согласно схеме объ-
екта учета
---
Согласно схеме объ-
екта учета
---
Согласно схеме объ-
екта учета
УСПД
RTR512 или RTR8
Удаленный дисплей
RUD 512
Пользовательский дисплей
CIU7
Пользовательский дисплей
CIU8
Универсальный монитор
RML5
Комплект оптоголовки
IRH
Интерфейсный модуль
AIU
LCU
«Smart IMS»
---
Согласно специфика-
ции заказа
---
Состав и количество
определяется проек-
том
Формуляр
1 шт.
Методика поверки
1 шт.
Таблица 4.1 Комплектность АИИС
Наименование
Обозначение
Количество
NP71 (48362-11); NP515, NP523,
NP524 (36792-08); NP523 (71507-18);
NP73 (48837-12); AD11S, AD11A,
AD11B (68830-17); AD13S, AD13A,
AD13B (70525-18), AD11S.M,
AD11A.M, AD13S.M, AD13A.M
Измерительные трансфор-
маторытокапоГОСТ
7746-2001
Измерительные трансфор-
маторынапряженияпо
ГОСТ 1983-2001
Согласно специфика-
ции заказа
Согласно специфика-
ции заказа
Согласно специфика-
ции заказа
Согласно специфика-
ции заказа
Согласно специфика-
ции заказа
Согласно специфика-
ции заказа
Согласно специфика-
ции заказа
Согласно специфика-
ции заказа
Согласно специфика-
ции заказа
Устройствауправления
нагрузкой
Программное обеспечение
на компакт-дисках
Средства вычислительной
техники для организации
ЦСД и автоматизирован-
ных рабочих мест
Средстварезервирования
питания (источники беспе-
ребойного питания, авто-
маты включения резерва);
Документация
ADDM.410176.001 ФО
ADDM.410176.001 МП
Руководство по эксплуата-
ции
ADDM.410176.001 РЭ1 шт.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе "Системы автоматизированные информационно-измерительные
"Матрица". Руководство по эксплуатации ADDM.410176.001 РЭ", раздел 2, пункт 2.3.
Лист № 15
Всего листов 15
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам
информационно-измерительным «Матрица»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения;
ГОСТ 22261 -94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия;
ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия;
ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия;
ГОСТ 31819.11-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 11. Электромеханические счетчики активной энергии клас-
сов точности 0,5; 1 и 2;
ГОСТ 31819.21-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точно-
сти 1 и 2;
ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точно-
сти 0,2S и 0,5S;
ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии;
Постановление Правительства РФ от 19.06.2020 N 890 "О порядке предоставления до-
ступа к минимальному набору функций интеллектуальных систем учета электрической энер-
гии (мощности)" (вместе с "Правилами предоставления доступа к минимальному набору
функций интеллектуальных систем учета электрической энергии (мощности)");
ТУ 4250-707-73061759-14 изм. 2 Системы информационно-измерительные автоматизи-
рованные «Матрица». Технические условия;
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Матрица» (ООО «Матрица»)
ИНН 5012027398
Адрес: 143989, Россия, Московская область, г. Балашиха, мкр. Железнодорожный,
ул. Маяковского, д.16
Телефон (факс): +7 (495) 225-80-92, +7 (495) 522-89-45
E-mail: mail@matritca.ru
Web-cайт: www.matritca.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон (факс): +7 (495) 437 55 77, +7 (495) 437 56 66
E-mail:
Web-cайт: www
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измере-
ний в целях утверждения типа 30004-13, выдан 29.03.2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 25704-03 | Системы акустико-эмиссионные | РЕСУРС-2М | ЗАО "Контес", г.С.-Петербург | 1 год | Перейти |
| 76362-19 | Установки измерительные | МЕРА-ММ.(SPD) | АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень | 4 года | Перейти |
| 53590-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО "Екатеринбургский завод по обработке цветных металлов" | Нет данных | ОАО "Екатеринбургский завод по обработке цветных металлов" (ОЦМ), г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 9308-83 | Коммутаторы измерительные бесконтактные | ФK 78 | ВЗЭТ (завод электроизмерительной техники), Литва, г.Вильнюс | 1 год | Перейти |
| 44701-10 | Трансформаторы тока | ТПЛ-СВЭЛ-10 | ООО "СВЭЛ - Измерительные трансформаторы", г.Екатеринбург | 8 лет | 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