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 SE, ГРСИ 59447-14
Номер госреестра:
59447-14
Наименование СИ:
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности
Обозначение типа:
TPP Smart Metering SE
Производитель:
ООО "ТелеПозиционный Проект" (ТПП), г.С.-Петербург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
19.12.2019
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 57404/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1081 от 30.05.2017 г.)
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого
учета электрической энергии и мощности «TPP Smart Metering SE»
Назначение средства измерений
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета
электрической энергии и мощности «TPP Smart Metering SE» (далее АИИС КУЭ)
предназначены для измерения и учета потребленной активной и реактивной электрической
энергии и мощности, автоматического сбора, хранения и отображения измерительной
информации, передачи учетной информации гарантирующим поставщикам электрической
энергии и сетевым организациям с целью коммерческого и статистического учета.
Описание средства 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 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 несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
-
диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й-уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерений, включающий:
-
трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 класса точности 0,5 или 0,5S
трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 класса точности 0,5, указанные в табл. 16;
-
трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,2S или 0,5S
по ГОСТ 31819.22-2012, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ 31819.21, КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТ 31819.23-2012
с непосредственным включением или через трансформатор тока, указанными в табл. 16
и оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;
-
трехфазные счетчики активной и реактивной электрической энергии КТ 0,2S или 0,5S
по ГОСТ Р 52323-2005, КТ 1,0 или 2,0 по ГОСТ Р 52322-2005, КТ 1,0 и 2,0 по
ГОСТ Р 52425-2005 с непосредственным включением или через трансформатор тока, указанными
в таблице 16 и оснащенные радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485;
Лист № 2
Всего листов 13
-
однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по
ГОСТ 31819.21-2012 непосредственно включения, указанными в табл. 16, оснащенные
радиомодулями ZigBee или интерфейсом RS485 (M-Bus);
-
однофазные счетчики активной электрической энергии КТ 1,0 и 2,0 по ГОСТР 52322-2005
непосредственно включения, указанными в табл. 16, оснащенные радиомодулями ZigBee
или интерфейсом RS485 (M-Bus);
-
каналообразующая аппаратура (ретрансляторы РТ-01 и коммуникационный шлюз
ШЛ-ZB-02), GSM-модем стандарта 900/1800).
2-й уровень: информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
вкючающий в себя:
-
устройство сбора и передачи данных ComMod А ТПГК.426483.010 ТУ (Госреестр СИ
№ 55095-13).
3-й уровень: информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:
-
сервер баз данных центра сбора и обработки данных (далее Сервер БД ЦСОД)
гарантирующего поставщика или электросетевой компании или иного владельца АИИС КУЭ;
-
программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» или ПО «Энфорс АСКУЭ БП»
или ПО «Энфорс 442» или ПО «АльфаЦЕНТР»;
-
система обеспечения единого времени (далее СОЕВ) на базе приемника сигналов
точного времени с серверов точного времени сети Интернет по NTP протоколу или приемника
сигналов точного времени из системы GPS/ГЛОНАС.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают
на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения
мгновенных значений сигналов напряжения (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 КУЭ
с 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 GSM модемы или устройства сбора и передачи данных. Коммуникационное
оборудование обеспечивает ретрансляцию измерительной информации передаваемой счетчиками
через ZigBee сеть или через интерфейс RS485 на сервер ИВК по GPRS/TCP-IP протоколу.
Для повышения надежности передачи данных по сети ZigBee применяются дополнительные
маршрутизаторы-ретрансляторы 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 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.
Лист № 3
Всего листов 13
энергии отражает время (дата, часы,
в паспорте, оформляемом на каждый
Журнал событий счетчиков электрической
минуты) коррекции часов.
Состав измерительных каналов приводится
экземпляр изготавливаемой АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
ПО«ПИРАМИДА2000»,ПО«ЭнфорсАСКУЭБП»,ПО«Энфорс442»
и ПО «АльфаЦЕНТР» предназначены для сбора, обработки, хранения и передачи информации
об энергопотреблении, а так же ее отображении, распечатки с помощью принтера и передачи
в установленных форматах.
Идентификационные данные ПО представлены в таблицах 1, 2, 3 и 4.
Алгоритм
вычисле-
ния циф-
рового
иденти-
фикатора
ПО
MD5
MD5
MD5
MD5
MD5
MD5
MD5
MD5
MD5
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ПИРАМИДА 2000»
Идентификаци-НомерЦифровой иден-
онное наимено-версии тификатор ПО
вание ПО(иденти- (контрольная сум-
Наименование ПОфикаци-ма исполняемого
онныйкода)
номер)
ПО
Модуль вычисления значенийCalcClients.dll3e55712d0b1b21906
энергии и мощности по группам 5d63da949114dae4
точек учета
Модуль расчета небаланса энер-CalcLeakage.dll3b1959ff70be1eb17c
гии/мощности 83f7b0f6d4a132f
Модуль вычисления значений CalcLosses.dll3 d79874d10fc2b156a
энергии потерь в линиях и 0fdc27e1ca480ac
трансформаторах
Общий модуль, содержащийMetrology.dll352e28d7b608799bb
функции, используемые при вы- 3ccea41b548d2c83
числениях различных значений и
проверке точности вычислений
Модуль обработки значений фи-ParseBin.dll36f557f885b7372613
зических величин, передаваемых 28cd77805bd1ba7
в бинарном протоколе
Модуль обработки значений фи-ParseIEC.dll348e73a9283d1e664
зических величин, передаваемых 94521f63d00b0d9f
по протоколам семейства МЭК
Модуль обработки значений фи-ParseModbus.dll3c391d64271acf4055
зических величин, передаваемых bb2a4d3fe1f8f48
по протоколу Modbus
Модуль обработки значений фи-ParsePiramida.dll3ecf532935ca1a3fd3
зических величин, передаваемых 215049af1fd979f
протоколу Пирамида
Модуль формирования расчет-SynchroNSI.dll3530d9b0126f7cdc23
ных схем и контроля целостности ecd814c4eb7ca09
данных нормативно-справочной
информации
Модуль расчета величины рас-VerifyTime.dll31ea5429b261fb0e28
синхронизации и значений кор- 84f5b356a1d1e75
рекции времени
MD5
Лист № 4
Всего листов 13
Экспертиза ПО «ПИРАМИДА 2000» на соответствие требованиям нормативной
документации проведена ФГУП «ВНИИМС» 26.10.11. Уровень защиты «С» в соответствии
с МИ 3286-2010.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ БП»
Наименова-Идентификацион-Номер версииЦифровой
ние ПОное наименование(идентифика-идентификатор ПО
ПО ционный (контрольная сумма
номер) ПОисполняемого кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
ПО
5
md5
md5
md5
md5
md5
1234
Энфорс БПbp_admin.exeНе ниже 5.0Цифровой идентифика-
тор отсутствует
Энфорс БПbp_gr_config.exeОтсутствуетdb5c90416f6d28976e9fd5
d978e5c0c5
Энфорс БПbp_opcon.exeОтсутствуетedc3d270b5bd74b2ee3e3
2eaa677c7fd
Энфорс БПbp_request.exeОтсутствует5ddfa53d5cc5aebbe4a2d9
785214faac
Энфорс БПEnfLogon.exeОтсутствуетe223eedda21a461799b08
8a8502d2560
Энфорс БПCollector_energy.exe1.096a0aa74ba84f35fb8bb0a
994a1c33d2
md5
Уровень защиты ПО «Энфорс АСКУЭ БП» от непреднамеренных и преднамеренных
изменений соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответствии с разделом 5.3 Р 50.2.077-2014.
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора ПО
MD5
MD5
MD5
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Энфорс 442»
НаименованиеИдентификационноеНомер версииЦифровой
ПОнаименование ПО(идентифика- идентификатор ПО
ционный(контрольная
номер) ПОсумма
исполняемого
кода)
Admin.exeNforce.Energy.Admin4.1dd0eac39372a3ce2d
d25d974883283a1
Collector.exeCollector.exe4.189cd10584c052a73e
0aeb55db04887f8
Configurаtor.exe Nforce.Energy.ConfigM4.126f6858d87c2ead39
astercbbc30848257736
Reports.exeNforce.Energy.BpLight 4.1 a589672cd933ee8b5
1b6a6ed1c1c5213
MD5
Уровень защиты ПО «ЭНФОРС 442» от непреднамеренных и преднамеренных изменений
соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответствии с разделом 5.3 Р 50.2.077-2014.
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Наименова-Идентификаци-Номер версииЦифровой идентифи-
ние ПО онное (идентифика- катор ПО (контроль-
наименование ПО ционный но- ная сумма исполняе-
мер) ПОмого кода)
ПО «Альфа- ac_metrology.dll 12.01 3Е736B7F380836F44C
ЦЕНТР» C8E69F7BD211C54
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
ПО
MD5
Лист № 5
Всего листов 13
Экспертиза ПО «АльфаЦЕНТР» на соответствие требованиям нормативной документации
проведена ФГУП «ВНИИМС» 31.05.12. Уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Метрологические характеристики приведены в таблицах 5 - 16.
12
35
35
Таблица 5 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Количество информационно-измерительных каналов (ИИК)
Номинальное напряжение на присоединениях, кВ
Допускаемое отклонение напряжения от номинального, %
Номинальная частота, Гц
Допускаемое отклонение частоты от номинальной, %
Базовый ток (Iб), А
Максимальный ток (Iмакс.), А
Номинальный первичный ток (Iн), А
Значение
от 1 до 1600
(в зависимости от
конкретного исполнения)
0,23;0,4;6;10
±10
50
±1
5; 10
100 (для ИИК без ТТ)
от 50 до 3000
(для ИИК с ТТ)
5
от 0,5 до 1
±5
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 меся-
ца 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
н
Таблица 6 - 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
Наименова-Trial- 0,01I
ом
≤I< 0,05I
ном
0,05I
ном
≤I< 0,2I
ном
0,2I
ном
≤ I < 1I
ном
1I
ном
≤ I ≤ 1,2I
ном
ние присое- ние
Актив-Реак-Актив-Реак-Актив-Реак-Актив-Реак-
диненияcosφ/
наятивнаянаятивнаянаятивнаянаятивная
sinφ
Отапливаемые помещения
Трехфазные1,0±1,7-±0,9-±0,7-±0,7-
присоед. 0,8/0,5±2,8 ±5,9±1,5 ±3,6 ±1 ±3,0 ±1 ±3,0
(ТТ 0,5S;
счетчик0,5/1,0±5,3±3,0±2,7±2,4±1,8±2,3±1,8±2,3
0,2S/0,5)
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
Трехфазные1,0±1,8-±1,1-±0,9-±0,9-
присоед.0,8/0,5±3,1±7,5±2,1±5,8±1,8±5,4±1,8±5,4
(ТТ 0,5S;
счетчик0,5/1,0±5,6±4,4±3,3±4,0±2,7±4,0±2,7±4,0
0,2S/0,5)
Лист № 6
Всего листов 13
н
н
Таблица 7 - 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
Наименова- Значе- 0,01I
ом
≤I<0,05I
ом
0,05I
ном
≤I< 0,2I
ном
0,2I
ном
≤ I < 1I
ном
1I
ном
≤ I ≤ 1,2I
ном
ние присое-ние
Актив-Реак-Актив-Реак-Актив-Реак-Актив-Реак-
диненияcosφ/
наятивнаянаятивнаянаятивнаянаятивная
sinφ
Отапливаемые помещения
Трехфазные
1,0±2,1-±1,1-±0,9-±0,9-
присоеди-
0,8/0,5 ±3 ±5,9±1,9 ±3,6±1,3 ±3,0±1,3 ±3,0
нения
счетчик
(ТТ 0,5S;
0,5/1,0±5,4±3,0±2,9±2,4±2±2,3±2±2,3
0,5S/1,0)
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
Трехфазные
1,0±2,8-±2,3-±2,2-±2,2-
присоеди-
0,8/0,5±3,9±7,5±3,1±5,8±2,8±5,4±2,8±5,4
нения
(ТТ 0,5S;
счетчик
0,5/1,0±6,3±4,4±4,4±4,0±3,8±4,0±3,8±4,0
0,5S/1,0)
н
н
н
н
Таблица 8 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 1,0/2,0
и трансформаторы тока КТ 0,5S) при измерении активной и реактивной электрической энергии
и мощности
Наименова- Значе- 0,01I
ом
≤I<0,05I
ом
0,05I
ом
≤I< 0,2I
ом
0,2I
ном
≤ I < 1I
ном
1I
ном
≤ I ≤ 1,2I
ном
ние присое-ниеАктив-Реак-Актив-Реак-Актив-Реак-Актив-Реак-
диненияcosφ/наятивнаянаятивнаянаятивнаянаятивная
sinφ
Отапливаемые помещения
Трехфазные
1,0±2,6-±1,8-±1,7-±1,7-
присоеди-
0,8/0,5±3,5 ±6,9±2,2 ±5,0±2,0 ±4,6±2,0 ±4,6
нения
(ТТ 0,5S;
с
че
тч
и
к0,5/1,0±5,7±4,2±3,2±3,9±2,6±3,9±2,6±3,9
1,0/2,0)
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
Трехфазные
1,0±4,2-±3,7-±3,7-±3,7-
присоеди-
0,8/0,5±5,2 ±12±4,5 ±11±4,4 ±10,8±4,4 ±10,8
нения
(ТТ 0,5S;
с
че
тч
и
к0,5/1,0±7,3±7,7±5,6±7,6±5,2±7,6±5,2±7,6
1,0/2,0)
Лист № 7
Всего листов 13
Таблица 9 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 1,0/2,0)
при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
Наименова- Значе- 0,05I
б
≤ I < 0,1I
б
0,1I
б
≤ I < 0,2I
б
0,2I
б
≤ I < 1I
б
1I
б
≤ I ≤ 1 макс
ние присое- ние
Актив- Реак- Актив- Реак- Актив- Реак- Актив- Реак-
диненияcosφ/
наятивнаянаятивнаянаятивнаянаятивная
sinφ
Отапливаемые помещения
Трехфазные
1,0±2-±1,6-±1,6-±1,6-
присоеди-
0,8/0,5 ±2,1 ±4,5±2,1 ±4,2±1,7 ±4,2±1,7 ±4,2
нения
1,0/2,0)
(счетчик
0,5/1,0±2,3±4,2±2,3±3,9±1,9±3,9±1,9±3,9
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
Трехфазные
1,0±3,8-±3,6-±3,6-±3,6-
присоеди-
0,8/0,5±4,6 ±10,8±4,6 ±10,6±4,4 ±10,6±4,4 ±10,6
нения
1,0/2,0)
(счетчик
0,5/1,0±5,1±7,7±5,1±7,6±4,9±7,6±4,9±7,6
Таблица 10 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 2,0/2,0)
при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
Наименова- Значе- 0,05I
б
≤ I < 0,1I
б
0,1I
б
≤ I < 0,2I
б
0,2I
б
≤ I < 1I
б
1I
б
≤ I ≤ 1 макс
ние присое- ние Актив- Реак- Актив- Реак- Актив- Реак- Актив- Реак-
диненияcosφ/наятивнаянаятивнаянаятивнаянаятивная
sinφ
Отапливаемые помещения
Трехфазные
1,0±3,3-±3,3-±2,8-±1,6-
присоеди-
0,8/0,5±3,4±4,5±3,4±4,2±3±4,2±1,7±4,2
нения
счетчик
(
2,0/2,0)
0,5/1,0 ±3,8 ±4,2 ±3,8 ±3,9 ±3,4 ±3,9 ±1,9 ±3,9
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
Трехфазные
1,0±7,3-±7,3-±7,1-±7,1-
присоеди-
0,8/0,5±8,5 ±10,8±8,5 ±10,6±8,4 ±10,6±8,4 ±10,6
нения
2,0/2,0)
(счетчик
0,5/1,0±10,5±7,7±10,5±7,6±10,3±7,6±10,3±7,6
н
Таблица 11 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,2S/0,5,
трансформаторы тока КТ 0,5S (диапазон измерений от 1%I
ном
до 120%I
ном
), трансформаторы
напряжения КТ 0,5) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
Наименова-Значе- 0,01I
ом
≤I< 0,05I
ном
0,05I
ном
≤I< 0,2I
ном
0,2I
ном
≤ I < 1I
ном
1I
ном
≤ I ≤ 1,2I
ном
ние присое- ниеАктив-Реак-Актив-Реак-Актив-Реак-Актив-Реак-
диненияcosφ/наятивнаянаятивнаянаятивнаянаятивная
sinφ
123 45678910
Отапливаемые помещения
Трехфазные
1,0±1,8-±1,1-±0,9-±0,9-
присоеди-
нения
0,8/0,5±2,9±6±1,7±3,8±1,3±3,2±1,3±3,2
(ТН 0,5; ТТ
0,5S;счетчи
0,5/1,0±5,4±3,1±3±2,4±2,2±2,3±2,2±2,3
к 0,2S/0,5)
Лист № 8
Всего листов 13
Продолжение таблицы 11
12345678910
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
Трехфазные
1,0±1,9-±1,3-±1,1-±1,1-
присоеди-
нения
(ТН 0,5; ТТ
0,8/0,5±3,2±7,6±2,2±5,9±1,9±5,6±1,9±5,6
0,5S; счет-
чик
0,5/1,0±5,8±4,5±3,6±4,1±3±4±3±4
0,2S/0,5)
Наименование
Таблица 12 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,2S/0,5,
трансформаторы тока КТ 0,5 (диапазон измерений от 5%I
ном
до 120%I
ном
) и трансформаторы
напряжения КТ 0,5) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
Значе-0,05I
ном
≤ I < 0,2I
ном
0,2I
ном
≤ I < 1I
ном
1I
ном
≤ I ≤ 1,2I
ном
ние
наянаяная
(ТН 0,5; ТТ
0,2S/0,5)
присоединенияcosφ/
Ак
т
ивная
Реактив-
Акт
и
в
н
ая
Реактив-
А
к
т
и
вная
Реактив-
sinφ
Отапливаемые помещения
Трехфазные
1,0±1,7-±0,9-±0,7-
присоединения
0,8/0,5 ±2,8 ±4,9 ±1,5 ±3,3 ±1,2 ±2,9
0,5; счетчик
0,5/1,0 ±5,4 ±3,3 ±2,9 ±2,6 ±2,2 ±2,5
(ТН 0,5; ТТ
0,2S/0,5)
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
Трехфазные
1,0±1,8-±1,1-±0,9-
присоединения
0,8/0,5 ±3,2 ±6,5 ±2,1 ±5,4 ±1,8 ±5,2
0,5; счетчик
0,5/1,0 ±5,7 ±4,9 ±3,5 ±4,4 ±2,9 ±4,3
н
Таблица 13 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,5S/1,0,
трансформаторы тока КТ 0,5S (диапазон измерений от 1%I
ном
до 120%I
ном
) или трансформаторы
тока КТ 0,5 (диапазон измерений от 5%I
ном
до 120%I
ном
) и трансформаторы напряжения КТ 0,5)
при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
Наименова- Значе- 0,01I
ом
≤I< 0,05I
ном
0,05I
ном
≤I< 0,2I
ном
0,2I
ном
≤I<1I
ном
1I
ном
≤I ≤ 1,2I
ном
ние присое- ние Актив- Реак- Актив- Реак- Актив- Реак- Актив- Реак-
диненияcosφ/наятивнаянаятивнаянаятив-наятив-
sinφ ная ная
Отапливаемые помещения
Трехфазные
присоедине-
1,0±2,1-±1,3-±1,1-±1,1-
ния
0,8/0,5±3,1 ±6 ±2 ±3,8±1,5 ±3,2±1,5 ±3,2
(ТН 0,5; ТТ
0,5S; счетчик
0,5/1,0±5,6±3,1±3,2±2,4±2,4±2,3±2,4±2,3
0,5S/1,0)
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
Трехфазные
присоедине-
1,0±2,9-±2,3-±2,2-±2,2-
ния
0,8/0,5 ±4 ±7,6±3,2 ±5,9±2,9 ±5,6±2,9 ±5,6
(ТН 0,5; ТТ
0,5S; счетчик
0,5/1,0±6,4±4,5±4,6±4,1±4±4±4±4
0,5S/1,0)
Лист № 9
Всего листов 13
Таблица 14 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,5S/1,0,
трансформаторы тока КТ 0,5 (диапазон измерений от 5%I
ном
до 120%I
ном
) и трансформаторы
напряжения КТ 0,5) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
НаименованиеЗначе-0,05I
ном
≤ I < 0,2I
ном
0,2I
ном
≤ I < 1I
ном
1I
ном
≤ I ≤ 1,2I
ном
присоединения ние
Активная Реактив- Активная Реактив- Активная Реактив-
cosφ/
наянаяная
sinφ
Отапливаемые помещения
Трехфазные
1,0 ±1,8 - ±1,1 - ±0,9 -
присоедине
н
ия
0,8/0,5 ±3 ±4,9 ±1,4 ±3,3 ±1,4 ±2,9
(ТН 0,5; ТТ
0,5S/1,0)
0,5; счетчик
0,5/1,0±5,5±2,6±3±2,6±2,3±2,5
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
Трехфазные
1,0 ±2,7 - ±2,3 - ±2,2 -
присоедине
н
ия
0,8/0,5 ±3,9 ±6,5 ±2,8 ±5,4 ±2,8 ±5,2
(ТН 0,5; ТТ
0,5S/1,0)
0,5; счетчик
0,5/1,0±6,4±4,4±4,4±4,4±4±4,3
Таблица 15 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (однофазные счетчики
КТ 1,0) при измерении активной электрической энергии и мощности
НаименованиеЗначение 0,05I
б
≤ I < 0,1I
б
0,1I
б
≤ I < 0,2I
б
0,2I
б
≤ I < 1I
б
1I
б
≤ I ≤ 1 макс
присоединения cosφ
Отапливаемые помещения
Однофазные 1 ±2 ±1,6 ±1,6 ±1,6
присоединения 0,8 ±2,1 ±2,1 ±1,7 ±1,7
(счетчик 1,0)
0,5 ±2,3 ±2,3 ±1,9 ±1,9
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
Однофазные1±3,8±3,6±3,6±3,6
присоединения 0,8 ±4,6 ±4,6 ±4,4 ±4,4
(счетчик 1,0)
0,5 ±5,1 ±5,1 ±4,9 ±4,9
Таблица 16 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (однофазные счетчики
КТ 2,0) при измерении активной электрической энергии и мощности
НаименованиеЗначение 0,05I
б
≤ I < 0,1I
б
0,1I
б
≤ I < 0,2I
б
0,2I
б
≤ I < 1I
б
1I
б
≤ I ≤ 1 макс
присоединения cosφ
Отапливаемые помещения
Однофазные1±3,3±3,3±2,8±2,8
присоединения 0,8±3,4±3,4 ±3 ±3
(счетчик 2,0)
0,5±3,8±3,8±3,4±3,4
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах
Однофазные 1 ±7,3 ±7,3 ±7,1 ±7,1
присоединения
0,8 ±8,5 ±8,5 ±8,4 ±8,4
(счетчик 2,0)
0,5±10,5±10,5±10,3±10,3
Лист № 10
Всего листов 13
Значение
Таблица 17 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон рабочихтемператур длякомпонентов системы,
°
С:
- трансформаторов тока, трансформаторов напряжения,
счетчиков, УСПД ComMod A
- УСВ
Средняя наработка системы на отказ, ч, не менее
Средний срок службы системы, лет, не менее
от -40 до 45
(при установке счетчиков в не
отапливаемых помещениях и
вне помещений в защитных
корпусах со степенью защиты
не хуже IP 54)
или от 15 до 30
(при установке счетчиков в
отапливаемых помещениях)
от 15 до 30
35000
18
Надежность применяемых в системе компонентов:
–счетчик электрической энергии однофазный - среднее время наработки на отказ,
не менее 140000 ч, средний срок службы, не менее 30 лет;
–счетчик электрической энергии трехфазный - среднее время наработки на отказ,
не менее 90000 ч, средний срок службы, не менее 30 лет;
–трансформатор тока - средняя наработка до отказа, не менее 400000 часов, средний
срок службы, не менее 25 лет;
–трансформатор напряжения - средняя наработка до отказа, не менее 400000 часов,
средний срок службы, не менее 25 лет.
Надежность системных решений:
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по телефонной радиосети
стандарта GSM 900/1800 в соответствии с протоколом GPRS/TCP-IP;
–регистрация времени и даты в журналах событий счетчиков и УСПД:
–попыток несанкционированного доступа;
–связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
–коррекции текущих значений времени и даты;
–отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
–перерывов питания;
–самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
–счетчиков электрической энергии;
–УСПД;
–клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;
–промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
–испытательных клеммных коробок;
–сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
–установка паролей на счетчиках электрической энергии и УСПД;
–установка пароля на сервер БД;
–возможность использования цифровой подписи при передачи данных.
Глубина хранения информации:
–однофазный и трехфзный счетчик - суточные показания электрической энергии
не менее 35 суток;
–сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состояний средств
измерений за весь срок эксплуатации системы.
Лист № 11
Всего листов 13
Знак утверждения типа
наносится типографским или иным способом на титульные листы эксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электрической энергии мощности «TPP Smart Metering SE».
Комплектность средства измерений
Состав АИИС КУЭ «TPP Smart Metering SE» приведен в таблице 18.
Наименование и тип компонентов
Количество
Таблица 18
Номер
Госреестра
СИ РФ
2
3
47957-11
47959-11
22656-07
22657-12
26100-03
50733-12
28139-12
47958-11
55024-13
16687-13
46738-11
33820-07
46746-11
31826-10
46959-11
47041-11
25613-12
30557-11
43737-10
48578-11
56832-14
52956-13
33818-12
53821-13
1
Трансформаторы тока
*
ТШП; ТШЛ; ТЛШ; ТНШЛ; ТШЛГ
ТОП; ТОЛК; ТЛК, ТОЛ
Т-0,66
ТШ-0,66
TCH
Т-0,66 МУ 3
ТТИ
ТЛ, ТПОЛ, ТПЛ, ТПЛК
Трансформаторы напряжения*
3хЗНОЛ-СЭЩ-6(10)
НАМИТ-10
3хЗНОЛ 6(10)
Счетчики электрической энергии
*
Однофазные
СЕ102
Меркурий 206
Меркурий 203
CX 1000-5**
СЭБ-1ТМ.02
СЭБ-2А.07
ЭЦР-2400**
ЦЭ2726А**
EC2726**
НЕВА МТ 1**
ЭУ20М**
ЛЕ**
КАСКАД-1-МТ
Трехфазные
СЕ303
СЕ301
Меркурий 230
Меркурий 233
Меркурий 234
ПСЧ-3АР.06Т
ПСЧ-4ТМ.05МК
ПСЧ-4ТМ.05МД
Альфа А1140
Альфа A1800
КАСКАД-3-МТ
33446-08
34048-08
23345-07
34196-10
48266-11
47121-11
46634-11
51593-12
33786-07
31857-11
53978-13
Лист № 12
Всего листов 13
Продолжение таблицы 18
123
Каналообразующая аппаратура
*
Коммуникационный шлюз-
Ретранслятор цифровой беспроводной-
GSM устройства связи (GSM модемы)-
Устройства сбора и передачи данных*
Устройство сбора и передачи данных ComMod A55095-13
Информационно-вычислительный комплекс
*
Сервер сбора и передачи данных Гарантирующего поставщика-
электрической энергии или Заказчика, с доступом к сети Интернет
Сервер баз данных Гарантирующего поставщика электрической-
энергии или Заказчика, с доступом к сети Интернет
Автоматизированное рабочее место пользователя, с доступом к-
сети Интернет
Программное обеспечение «Пирамида 2000»21906-11
Программное обеспечение «Энфорс АСКУЭ БП» -
Программное обеспечение «Энфорс 442» -
Программное обеспечение «Альфа Центр»44595-10
Устройство синхронизации системного времени
*
Устройство синхронизации системного времени УСВ-1 28716-05 1
Приемник сигналов точного времени по протоколу NTP - 1
Эксплуатационная документация на АИИС КУЭ
Ведомость эксплуатационных документов ТПГК.411711.002 ВЭ 1 комплект
Паспорт ТПГК.411711.002 ПС 1 комплект
Руководство по эксплуатации ТПГК.411711.002 РЭ 1 комплект
Эксплуатационная документация на компоненты
Паспорт-протокол измерительного комплекса
Паспорта трансформаторов тока
Паспорта трансформаторов напряжения
Паспорта счетчиков электрической энергии
Паспорт коммуникационного шлюза
Паспорт ретранслятора цифрового беспроводного
Примечания:
Счетчики электрической энергииизготовляемые поГОСТР 52322-2005, поГОСТР 52323-2005,
ГОСТ Р 52425-2005 допускается использовать до окончания срока действия свидетельств об
утверждении типа на конкретный тип счетчика.
*
Допускается комплектовать АИИС КУЭ любым из указанных типов оборудования
в количестве согласно технического проекта.
**
Применяются только с ПО «Энфорс АСКУЭ БП»
Поверка
осуществляется по документу 432-129-2017 МП «Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «TPP Smart Metering SE».
Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тест-Санкт-Петербург» 14.04.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока-по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электрической энергии - по документам на поверку, указанным в Описании
типа средства измерений;
- УСПД по документам на поверку, указанным в Описании типа средства измерений;
- модуль коррекции времени МКВ-02Ц по документу МС2.000.009 МП «Модуль коррекции
времени МКВ-02Ц. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Тест-С.-Петербург» в апреле
2010 г.
Лист № 13
Всего листов 13
- 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
Измерения приводятся в соответствии с документом ТПГК.411711.002 МИ «Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческогоучета электрической
энергии и мощности «TPP Smart Metering SE. Методика измерений». Свидетельство об аттестации
№ 01.00292.432.00353-2014 от 11.11.2014 г.
Методика измерений включена в состав Руководства по эксплуатации.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической
энергии и мощности «TPP Smart Metering SE»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
ТПГК.411711.002ТУСистемаавтоматизированнаяинформационно-измерительная
коммерческого учета электрической энергии и мощности «TPP Smart Metering SE».Технические
условия
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 |
| 61187-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергопрогноз" (УО ОАО "РКС-Менеджмент" ООО "Новогор-Прикамье") | Нет данных | ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 53597-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Кочковатский" Западно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Омской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 38137-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ООО Компания "Айсберг" | Нет данных | ЗАО "ОВ", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 66909-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГОК "Инаглинский" | Нет данных | ООО "Автоматизация Комплект Учет Проект", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 59848-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК Гарант" | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 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