Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности TPP Smart Metering
| Номер в ГРСИ РФ: | 55979-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ТелеПозиционный Проект" (ТПП), г.С.-Петербург |
| 55979-13: Описание типа СИ | Скачать | 114.5 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 55979-13 |
| Наименование | Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности |
| Модель | TPP Smart Metering |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | 18.12.2018 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | C |
| Дата протокола | Приказ 1482 п. 59 от 18.12.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "ТелеПозиционный Проект" (ТПП), г.С.-Петербург
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МИ 3000-2006 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 12.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 55979-13: Описание типа СИ | Скачать | 114.5 КБ |
Описание типа
Назначение
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 и непромышленных объектах юридических лиц, оборудованных электроустановками напряжением не выше 0,4 кВ, автоматического сбора, хранения и отображения измерительной информации, передачи учетной информации гарантирующим поставщикам электрической энергии и сетевым организациям с целью коммерческого и статистического учета.
Описание
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 комплекс точек 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;
- 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^В-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=(S2 - P2)0,5.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Результаты измерений электрической энергии передаются в цифровом формате на сервер гарантирующего поставщика, электросетевой компании или владельца АИИС КУЭс целью обеспечения коммерческих расчетов.
Передача информации на верхний уровень АИИС КУЭ организована на базе встроенных в счетчики радиомодемов и коммуникационного шлюза ШЛ^В-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.
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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ПИРАМИДА 2000»_______________________
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспече ния |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспече ния |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3.0 |
E55712D0-B1B21906-5D63DA94-9114DAE4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энегии/ мощности |
CalcLeakage.dll |
3.0 |
B1959FF7-0BE1EB17-C83F7B0F-6D4A132F |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3.0 |
D79874D1-0FC2B156-A0FDC27E-1CA480AC |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3.0 |
52E28D7B-608799BB-3CCEA41B-548D2C83 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3.0 |
6F557F88-5B737261-328CD778-05BD1BA7 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, пере-даваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3.0 |
48E73A92-83D1E664-94521F63-D00B0D9F |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, пере-даваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3.0 |
C391D642-71ACF405-5BB2A4D3-FE1F8F48 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, пере-даваемых по протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
3.0 |
ECF53293-5CA1A3FD-3215049A-F1FD979F |
MD5 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dll |
3.0 |
530D9B01-26F7CDC2-3ECD814C-4EB7CA09 |
MD5 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3.0 |
1EA5429B-261FB0E2-884F5B35-6A1D1E75 |
MD5 |
ПО «ПИРАМИДА 2000» аттестовано на соответствие нормативной документации на программное обеспечение, свидетельство № АПО-209-15 об аттестации программного обеспечения «ПИРАМИДА 2000» от 26 октября 2011 г., выданное ФГУП «ВНИИМС» и имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ БП»
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
Энфорс БП |
bp_admin.exe |
- |
366E02B1-081B1AE5-9A8D8710-268D792B |
MD5 |
|
Энфорс БП |
bp_gr_config. exe |
- |
DB5C9041-6F6D2897-6E9FD5D9-78E5C0C5 |
MD5 |
|
Энфорс БП |
bp_opcon.exe |
- |
EDC3D270-B5BD74B2- EE3E32EA-A677C7FD |
MD5 |
|
Энфорс БП |
bp_request.exe |
- |
5DDFA53D-5CC5AEBB-E4A2D978-5214FAAC |
MD5 |
|
Энфорс БП |
EnfLogon.exe |
- |
E223EEDD-A21A4617-99B088A8-502D2560 |
MD5 |
Уровень защиты от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует «С».
Технические характеристики
Метрологические характеристики приведены в таблицах 3 - 10.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество информационно-измерительных каналов (ИИК) |
от 1 до 1600 (в зависимости от конкретного исполнения) |
|
Номинальное напряжение на присоединениях, В |
230; 400 |
|
Допускаемое отклонение напряжения от номинального, % |
±10 |
|
Номинальная частота, Гц |
50 |
|
1 |
2 |
|
Допускаемое отклонение частоты от номинальной, % |
±1 |
|
Базовый ток (1б), А |
5; 10 |
|
Максимальный ток (1макс.), А |
100 (для ИИК без ТТ) |
|
Номинальный первичный ток (1н), А |
от 50 до 1500 (для ИИК с ТТ) |
|
Номинальный вторичный ток (1н), А |
5 |
|
Коэффициент мощности |
от 0,5 до 1 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с/сутки |
±5 |
|
Глубина хранения измерительной информации в однофазных и трехфазных счетчиках: - 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 |
12 35 35 |
|
Г лубина хранения измерительной информации в базе данных сервера центра сбора и обработки информации, лет, не менее |
3,5 |
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,2S/0,5 и трансформаторы тока КТ 0,5S) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение cos^si^ |
1 % 1ном <I <5 % 1ном |
5 % 1ном <I <20 % 1ном |
20 % 1ном <I <100 % U |
100 % 1ном <I <120 % 1ном | ||||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТТ 0,5S; счетчик 0,2S/0,5) |
1,0 |
±1,7 |
- |
±0,9 |
- |
±0,7 |
- |
±0,7 |
- |
|
0,8/0,5 |
±2,8 |
±5,9 |
±1,5 |
±3,6 |
±1 |
±3,0 |
±1 |
±3,0 | |
|
0,5/1,0 |
±5,3 |
±3,0 |
±2,7 |
±2,4 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,8 |
±2,3 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТТ 0,5S; счетчик 0,2S/0,5) |
1,0 |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
±0,9 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,1 |
±7,5 |
±2,1 |
±5,8 |
±1,8 |
±5,4 |
±1,8 |
±5,4 | |
|
0,5/1,0 |
±5,6 |
±4,4 |
±3,3 |
±4,0 |
±2,7 |
±4,0 |
±2,7 |
±4,0 | |
Таблица 5 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,5S/1,0 и трансформаторы тока КТ 0,5S) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение cos^si^ |
1 % 1ном <1 <5 % 1ном |
5 % 1ном <I <20 % 1ном |
20 % 1ном <I <100 % 1ном |
100 % U <I <120 % I,.... | ||||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТТ 0,5S; счетчик 0,5S/1,0) |
1,0 |
±2,1 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
±0,9 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3 |
±5,9 |
±1,9 |
±3,6 |
±1,3 |
±3,0 |
±1,3 |
±3,0 | |
|
0,5/1,0 |
±5,4 |
±3,0 |
±2,9 |
±2,4 |
±2 |
±2,3 |
±2 |
±2,3 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТТ 0,5S; счетчик 0,5S/1,0) |
1,0 |
±2,8 |
- |
±2,3 |
- |
±2,2 |
- |
±2,2 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,9 |
±7,5 |
±3,1 |
±5,8 |
±2,8 |
±5,4 |
±2,8 |
±5,4 | |
|
0,5/1,0 |
±6,3 |
±4,4 |
±4,4 |
±4,0 |
±3,8 |
±4,0 |
±3,8 |
±4,0 | |
Таблица 6 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 1,0/2,0 и трансформаторы тока КТ 0,5S) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение coscp/siinp |
1 % 1ном <1 <5 % 1ном |
5 % 1ном <1 <20 % 1ном |
20 % 1ном <1 <100 % 1ном |
100 % U <1 <120 % 1ном | ||||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТТ 0,5S; счетчик 1,0/2,0) |
1,0 |
±2,6 |
- |
±1,8 |
- |
±1,7 |
- |
±1,7 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,5 |
±6,9 |
±2,2 |
±5,0 |
±2,0 |
±4,6 |
±2,0 |
±4,6 | |
|
0,5/1,0 |
±5,7 |
±4,2 |
±3,2 |
±3,9 |
±2,6 |
±3,9 |
±2,6 |
±3,9 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТТ 0,5S; счетчик 1,0/2,0) |
1,0 |
±4,2 |
- |
±3,7 |
- |
±3,7 |
- |
±3,7 |
- |
|
0,8/0,5 |
±5,2 |
±12 |
±4,5 |
±11 |
±4,4 |
±10,8 |
±4,4 |
±10,8 | |
|
0,5/1,0 |
±7,3 |
±7,7 |
±5,6 |
±7,6 |
±5,2 |
±7,6 |
±5,2 |
±7,6 | |
Таблица 7 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 1,0/2,0)
при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение СО£ф/81Пф |
5 % 1б <1 <10 % 1б |
10 % 1б <1 <20 % 1б |
20 % 1б <1 <100 % 1б |
100 % 1б <1 <1макс | ||||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (счетчик 1,0/2,0) |
1,0 |
±2 |
- |
±1,6 |
- |
±1,6 |
- |
±1,6 |
- |
|
0,8/0,5 |
±2,1 |
±4,5 |
±2,1 |
±4,2 |
±1,7 |
±4,2 |
±1,7 |
±4,2 | |
|
0,5/1,0 |
±2,3 |
±4,2 |
±2,3 |
±3,9 |
±1,9 |
±3,9 |
±1,9 |
±3,9 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (счетчик 1,0/2,0) |
1,0 |
±3,8 |
- |
±3,6 |
- |
±3,6 |
- |
±3,6 |
- |
|
0,8/0,5 |
±4,6 |
±10,8 |
±4,6 |
±10,6 |
±4,4 |
±10,6 |
±4,4 |
±10,6 | |
|
0,5/1,0 |
±5,1 |
±7,7 |
±5,1 |
±7,6 |
±4,9 |
±7,6 |
±4,9 |
±7,6 | |
Таблица 8 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 2,0/2,0) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности____________________
|
Наименование присоединения |
Значение coscp/siinp |
5 % 1б <1 <10 % 1б |
10 % 1б <1 <20 % 1б |
20 % 1б <1 <100 % 1б |
100 % 1б <1 <1макс | ||||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (счетчик 2,0/2,0) |
1,0 |
±3,3 |
- |
±3,3 |
- |
±2,8 |
- |
±1,6 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,4 |
±4,5 |
±3,4 |
±4,2 |
±3 |
±4,2 |
±1,7 |
±4,2 | |
|
0,5/1,0 |
±3,8 |
±4,2 |
±3,8 |
±3,9 |
±3,4 |
±3,9 |
±1,9 |
±3,9 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (счетчик 2,0/2,0) |
1,0 |
±7,3 |
- |
±7,3 |
- |
±7,1 |
- |
±7,1 |
- |
|
0,8/0,5 |
±8,5 |
±10,8 |
±8,5 |
±10,6 |
±8,4 |
±10,6 |
±8,4 |
±10,6 | |
|
0,5/1,0 |
±10,5 |
±7,7 |
±10,5 |
±7,6 |
±10,3 |
±7,6 |
±10,3 |
±7,6 | |
Таблица 9 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 1,0) при измерении активной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение COSф |
5 % 1б <1 <10 % 1б |
10 % Is <1 <20 % 1б |
20 % Is <I <100 % Is |
100 % Is <I <1макс |
|
Отапливаемые помещения | |||||
|
Однофазные присоединения (счетчик 1,0) |
1 |
±2 |
±1,6 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,8 |
±2,1 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,5 |
±2,3 |
±2,3 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах класса защиты IP54 | |||||
|
Однофазные присоединения (счетчик 1,0) |
1 |
±3,8 |
±3,6 |
±3,6 |
±3,6 |
|
0,8 |
±4,6 |
±4,6 |
±4,4 |
±4,4 | |
|
0,5 |
±5,1 |
±5,1 |
±4,9 |
±4,9 | |
Таблица 10 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 2,0) при измерении активной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение COSф |
5 % Is <I <10 % Is |
10 % Is <I <20 % Is |
20 % Is <I <100 % Is |
100 % Is <i <ис |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Отапливаемые помещения | |||||
|
Однофазные присоединения (счетчик 2,0) |
1 |
±3,3 |
±3,3 |
±2,8 |
±2,8 |
|
0,8 |
±3,4 |
±3,4 |
±3 |
±3 | |
|
0,5 |
±3,8 |
±3,8 |
±3,4 |
±3,4 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах класса защиты IP54 | |||||
|
Однофазные присоединения (счетчик 2,0) |
1 |
±7,3 |
±7,3 |
±7,1 |
±7,1 |
|
0,8 |
±8,5 |
±8,5 |
±8,4 |
±8,4 | |
|
0,5 |
±10,5 |
±10,5 |
±10,3 |
±10,3 | |
Таблица 11 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Диапазон ра5очих 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 (при установке счетчиков в отапливаемых помещениях) от 15 до 30 |
|
1 |
2 |
|
Средняя наработка системы на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
Средний срок службы системы, лет, не менее |
18 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии однофазный - среднее время наработки на отказ, не менее 140000 ч, средний срок службы, не менее 30 лет;
- счетчик электрической энергии трехфазный - среднее время наработки на отказ, не менее 140000 ч, средний срок службы, не менее 30 лет;
- трансформатор тока - средняя наработка до отказа, не менее 90000 часов, средний срок службы, не менее 25 лет.
Надежность системных решений:
■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по телефонной радиосети стандарта GSM 900/1800 в соответствии с протоколом GPRS/TCP-IP;
■ регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- испытательной колодки;
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД ЦСОД.
Глубина хранения информации:
■ трехфазный счетчик - суточные показания электрической энергии не менее 35 суток;
■ однофазный счетчик - суточные показания электрической энергии не менее 35 суток;
■ сервер БД ЦСОД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
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
Таблица 12 - Комплектность средства измерений
|
Наименование и тип компонентов |
Номер Г осреестра СИ РФ |
Кол-во |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока* | ||
|
ТШП; ТШЛ; ТЛШ; ТНШЛ; ТШЛГ, КТ 0,5S |
47957-11 | |
|
ТОП; ТОЛК; ТЛК, КТ 0,5S |
47959-11 | |
|
1 |
2 |
3 |
|
Т-0,66, КТ 0,5S |
22656-07 | |
|
ТШ-0,66, КТ 0,5S |
22657-07 | |
|
ТШЛ-0,66с, КТ 0,5S |
3688-05 | |
|
TCH, КТ 0,5 S |
26100-03 | |
|
Т-0,66 МУ 3, КТ 0,5S |
50733-12 | |
|
ТТИ, КТ 0,5 S |
28139-07 | |
|
Счетчик электрической энергии* | ||
|
Однофазный | ||
|
СЕ102 КТ 1,0 (2,0) |
33820-07 | |
|
Меркурий 206, КТ 1,0 (2,0) |
46746-11 | |
|
Меркурий 203, КТ 1,0 (2,0) |
31826-10 | |
|
CX 1000-5, КТ 1,0 (2,0)** |
46959-11 | |
|
СЭБ-1ТМ.02, КТ 1,0 (2,0) |
47041-11 | |
|
СЭБ-2А.07, КТ 1,0 (2,0) |
25613-12 | |
|
ЭЦР-2400, КТ 1,0(2,0)** |
30557-11 | |
|
ЦЭ2726А, КТ 1,0(2,0)** |
43737-10 | |
|
EC2726, КТ 1,0(2,0)** |
48578-11 | |
|
Трехфазный | ||
|
СЕ303, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
33446-08 | |
|
СЕ301, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
34048-08 | |
|
Меркурий 230, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
23345-07 | |
|
Меркурий 233, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
34196-10 | |
|
ПСЧ-3АР.06Т, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
47121-11 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
46634-11 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МД, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
51593-12 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05Д, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
41135-09 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05М, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
36355-07 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05, КТ 0,5S (1,0)/1,0(2,0) |
27779-04 | |
|
Альфа А1140, КТ 0,5S /1,0 |
33786-07 | |
|
Альфа A1800, КТ 0,5S /1,0 |
31857-11 | |
|
Каналообразующая аппаратура* | ||
|
Коммуникационный шлюз |
- | |
|
Ретранслятор цифровой беспроводной | ||
|
Устройство сбора и передачи данных ComMod A (для применения со счетчиками, оборудованными интерфейсами RS485) |
55095-13 | |
|
Информационно-вычислительный комплекс* | ||
|
Сервер сбора и передачи данных Гарантирующего поставщика электрической энергии или Заказчика, с доступом к сети Интернет |
- | |
|
Сервер баз данных Г арантирующего поставщика электрической энергии или Заказчика, с доступом к сети Интернет |
- | |
|
Автоматизированное рабочее место пользователя, с доступом к сети Интернет |
- | |
|
Программное обеспечение «Пирамида 2000» |
- | |
|
Программное обеспечение «Энфорс АСКУЭ БП» |
- | |
|
Устройство синхронизации системного времени* | ||
|
Устройство синхронизации системного времени УСВ - 1 |
28716-05 |
1 |
|
Приемник сигналов точного времени по протоколу NTP |
- |
1 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Эксплуатационная документация на АИИС КУЭ | ||
|
Ведомость эксплуатационных документов ТПГК.411711.001 ВЭ |
1 комплект | |
|
Паспорт ТПГК.411711.001 ПС |
1 комплект | |
|
Руководство по эксплуатации ТПГК.411711.001 РЭ |
1 комплект | |
|
Эксплуатационная документация на компоненты | ||
|
Паспорт-протокол измерительного комплекса | ||
|
Паспорт трансформаторов тока | ||
|
Паспорт счетчиков электрической энергии | ||
|
Паспорт коммуникационного шлюза | ||
|
Паспорт ретранслятора цифрового беспроводного | ||
|
*Допускается комплектовать АИИС КУЭ любым из указанных типов оборудования в количестве согласно документации производителя. **Применяются только с ПО «Энфорс АСКУЭ БП» | ||
Поверка
осуществляется по документу 432-130-2017 МП «Системы автоматизированные информационноизмерительные 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 °С, цена деления 1 °С;
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 методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ТУ 411711.001-2013 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности «TPP Smart Metering». Технические условия
Смотрите также
