Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности TPP Smart Metering SE
| Номер в ГРСИ РФ: | 59447-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ТелеПозиционный Проект" (ТПП), г.С.-Петербург |
| 59447-14: Описание типа СИ | Скачать | 147.2 КБ |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 59447-14 |
| Наименование | Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности |
| Модель | TPP Smart Metering SE |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | 19.12.2019 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | C |
| Дата протокола | Приказ 2071 п. 81 от 19.12.2014 |
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 |
| Зарегистрировано поверок | 8 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 8 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 59447-14: Описание типа СИ | Скачать | 147.2 КБ |
Описание типа
Назначение
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
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 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 0,5 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;
- 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 ГОСТ Р 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^В-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=(S2 - P2)0,5.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Результаты измерений электрической энергии передаются в цифровом формате на сервер гарантирующего поставщика, электросетевой компании или владельца АИИС КУЭ с целью обеспечения коммерческих расчетов.
Передача информации на верхний уровень АИИС КУЭ организована на базе встроенных в счетчики радиомодемов и коммуникационного шлюза ШЛ^В-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.
Ф акт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и ЦСОД АИИС КУЭ.
Журнал событий счетчиков электрической минуты) коррекции часов.
энергии отражает время (дата, часы, в паспорте, оформляемом на каждый
Состав измерительных каналов приводится экземпляр изготавливаемой АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
ПО «ПИРАМИДА 2000», ПО «Энфорс АСКУЭ БП», ПО «Энфорс 442» 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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ПИРАМИДА 2000»
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeakage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseModbus.dll |
3 |
c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых протоколу Пирамида |
ParsePiramida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f |
MD5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
MD5 |
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»_______________________
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Энфорс БП |
bp_admin.exe |
Не ниже 5.0 |
Цифровой идентификатор отсутствует |
md5 |
|
Энфорс БП |
bp_gr_config.exe |
Отсутствует |
db5c90416f6d28976e9fd5 d978e5c0c5 |
md5 |
|
Энфорс БП |
bp_opcon.exe |
Отсутствует |
edc3d270b5bd74b2ee3e3 2eaa677c7fd |
md5 |
|
Энфорс БП |
bp_request.exe |
Отсутствует |
5ddfa53d5cc5aebb e4a2d9 785214faac |
md5 |
|
Энфорс БП |
EnfLogon.exe |
Отсутствует |
e223eedda21a461799b08 8a8502d2560 |
md5 |
|
Энфорс БП |
Collector_energy.exe |
1.0 |
96a0aa74ba84f35fb8bb0a 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.
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Энфорс 442»
|
Наименование ПО |
Идентиф икационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Admin.exe |
Nforce.Energy.Admin |
4.1 |
dd0eac39372a3ce2d d25d974883283a1 |
MD5 |
|
Collector.exe |
Collector.exe |
4.1 |
89cd10584c052a73e 0aeb55db04887f8 |
MD5 |
|
Configurator.exe |
Nforce.Energy.ConfigM aster |
4.1 |
26f6858d87c2ead39 cbbc30848257736 |
MD5 |
|
Reports.exe |
Nforce.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»
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
ac_metrology.dll |
12.01 |
3E736B7F380836F44C C8E69F7BD211C54 |
MD5 |
Экспертиза ПО «АльфаЦЕНТР» на соответствие требованиям нормативной документации проведена ФГУП «ВНИИМС» 31.05.12. Уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Метрологические характеристики приведены в таблицах 5 - 16.
Таблица 5 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество информационно-измерительных каналов (ИИК) |
от 1 до 1600 (в зависимости от конкретного исполнения) |
|
Номинальное напряжение на присоединениях, кВ |
0,23;0,4;6;10 |
|
Допускаемое отклонение напряжения от номинального, % |
±10 |
|
Номинальная частота, Гц |
50 |
|
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 3000 (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 Г лубина хранения измерительной информации в базе данных сервера центра сбора и обработки информации, лет, не менее |
12 35 35 3,5 |
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
|
Наименование присоединения |
Значение cosф/ simp |
0,011ном < |
< 0,051ном |
0,051ном < I < 0,21ном |
0,21ном < I < Ином |
Ином < I < 1,21ном | |||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоед. (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 присоед. (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 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
|
Наименование присоединения |
Значение cosф/ simp |
0,011ном < |
- < 0,051ном |
0,051ном < I < 0,21ном |
0,21ном < 1 < 11ном |
11ном < 1 < 1,21ном | |||
|
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 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
|
Наименование присоединения |
Значение cosф/ simp |
0,011ном < |
- < 0,051ном |
0,051ном < I < 0,21ном |
0,21ном < 1 < 11ном |
11ном < 1 < 1,21ном | |||
|
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 9 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 1,0/2,0) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение cosф/ simp |
0,051б < I < 0,11б |
0,11б < |
< 0,21б |
0,21б < I < 11б |
11б < I < 1 макс | |||
|
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 10 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 2,0/2,0) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение cosф/ simp |
0,051б < I < 0,11б |
0,Иб < |
< 0,2I6 |
0,2Ig < I < Иб |
Иб < I < 1 макс | |||
|
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 11 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,2S/0,5, трансформаторы тока КТ 0,5S (диапазон измерений от 1%1ном до 120%]ном), трансформаторы напряжения КТ 0,5) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение cosф/ simp |
0,01!ном < |
< 0,051ном |
0,051ном < I < 0,21ном |
0,21ном < I < Ином |
Ином < I < 1,21ном | |||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТН 0,5; ТТ 0^;счетчи к 0,2S/0,5) |
1,0 |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
±0,9 |
- |
|
0,8/0,5 |
±2,9 |
±6 |
±1,7 |
±3,8 |
±1,3 |
±3,2 |
±1,3 |
±3,2 | |
|
0,5/1,0 |
±5,4 |
±3,1 |
±3 |
±2,4 |
±2,2 |
±2,3 |
±2,2 |
±2,3 | |
Продолжение таблицы 11
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТН 0,5; ТТ 0,5S; счетчик 0,2S/0,5) |
1,0 |
±1,9 |
- |
±1,3 |
- |
±1,1 |
- |
±1,1 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,2 |
±7,6 |
±2,2 |
±5,9 |
±1,9 |
±5,6 |
±1,9 |
±5,6 | |
|
0,5/1,0 |
±5,8 |
±4,5 |
±3,6 |
±4,1 |
±3 |
±4 |
±3 |
±4 | |
Таблица 12 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,2S/0,5, трансформаторы тока КТ 0,5 (диапазон измерений от 5%1ном до 120%1ном) и трансформаторы напряжения КТ 0,5) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение cosф/ simp |
0,051ном — I < 0,21ном |
0,21ном — I < Ином |
11ном — I — 1,21ном | |||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||
|
Трехфазные присоединения (ТН 0,5; ТТ 0,5; счетчик 0,2S/0,5) |
1,0 |
±1,7 |
- |
±0,9 |
- |
±0,7 |
- |
|
0,8/0,5 |
±2,8 |
±4,9 |
±1,5 |
±3,3 |
±1,2 |
±2,9 | |
|
0,5/1,0 |
±5,4 |
±3,3 |
±2,9 |
±2,6 |
±2,2 |
±2,5 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||
|
Трехфазные присоединения (ТН 0,5; ТТ 0,5; счетчик 0,2S/0,5) |
1,0 |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,2 |
±6,5 |
±2,1 |
±5,4 |
±1,8 |
±5,2 | |
|
0,5/1,0 |
±5,7 |
±4,9 |
±3,5 |
±4,4 |
±2,9 |
±4,3 | |
Таблица 13 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,5S/1,0, трансформаторы тока КТ 0,5S (диапазон измерений от 1%1ном до 120%1ном) или трансформаторы тока КТ 0,5 (диапазон измерений от 5%1ном до 120%1ном) и трансформаторы напряжения КТ 0,5) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности__________________
|
Наименование присоединения |
Значение cosф/ simp |
0,01!ном — |
< 0,05U |
0,О51ном — I < 0,21ном |
0,2I ном — I < Ином |
Ином — I — 1,21ном | |||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТН 0,5; ТТ 0,5S; счетчик 0,5S/1,0) |
1,0 |
±2,1 |
- |
±1,3 |
- |
±1,1 |
- |
±1,1 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,1 |
±6 |
±2 |
±3,8 |
±1,5 |
±3,2 |
±1,5 |
±3,2 | |
|
0,5/1,0 |
±5,6 |
±3,1 |
±3,2 |
±2,4 |
±2,4 |
±2,3 |
±2,4 |
±2,3 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||||
|
Трехфазные присоединения (ТН 0,5; ТТ 0,5S; счетчик 0,5S/1,0) |
1,0 |
±2,9 |
- |
±2,3 |
- |
±2,2 |
- |
±2,2 |
- |
|
0,8/0,5 |
±4 |
±7,6 |
±3,2 |
±5,9 |
±2,9 |
±5,6 |
±2,9 |
±5,6 | |
|
0,5/1,0 |
±6,4 |
±4,5 |
±4,6 |
±4,1 |
±4 |
±4 |
±4 |
±4 | |
Таблица 14 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (счетчики КТ 0,5S/1,0, трансформаторы тока КТ 0,5 (диапазон измерений от 5%1ном до 120%1ном) и трансформаторы напряжения КТ 0,5) при измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности
|
Наименование присоединения |
Значение cosф/ simp |
0,051ном — I < 0,21ном |
0,21ном — I < 11ном |
11ном — I — 1,21ном | |||
|
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная |
Активная |
Реактивная | ||
|
Отапливаемые помещения | |||||||
|
Трехфазные присоединения (ТН 0,5; ТТ 0,5; счетчик 0,5S/1,0) |
1,0 |
±1,8 |
- |
±1,1 |
- |
±0,9 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3 |
±4,9 |
±1,4 |
±3,3 |
±1,4 |
±2,9 | |
|
0,5/1,0 |
±5,5 |
±2,6 |
±3 |
±2,6 |
±2,3 |
±2,5 | |
|
Неотапливамые помещения и вне помещений в защитных корпусах | |||||||
|
Трехфазные присоединения (ТН 0,5; ТТ 0,5; счетчик 0,5S/1,0) |
1,0 |
±2,7 |
- |
±2,3 |
- |
±2,2 |
- |
|
0,8/0,5 |
±3,9 |
±6,5 |
±2,8 |
±5,4 |
±2,8 |
±5,2 | |
|
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_______________________
|
Наименование присоединения |
Значение COSф |
0,05I6 — I < 0,1I6 |
0,Нб — I < 0,2I6 |
0,2Ie — I < 1I6 |
Нб — I — 1 макс |
|
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 | |||||
|
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 16 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (однофазные счетчики
КТ 2,0) при измерении активной электрической энергии и мощности_______________________
|
Наименование присоединения |
Значение COSф |
0,05^ — I < 0,Иб |
0,Нб — I < 0,2I6 |
0,2Is — I < 1I6 |
Нб — I — 1 макс |
|
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 | |||||
|
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 17 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: - трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков, УСПД ComMod A - УСВ |
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 |
|
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 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.
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
Состав АИИС КУЭ «TPP Smart Metering SE» приведен в таблице 18.
Таблица 18
|
Наименование и тип компонентов |
Номер Г осреестра СИ РФ |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
m 1 * Трансформаторы тока | ||
|
ТШП; ТШЛ; ТЛШ; ТНШЛ; ТШЛГ |
47957-11 | |
|
ТОП; ТОЛК; ТЛК, ТОЛ |
47959-11 | |
|
Т-0,66 |
22656-07 | |
|
ТШ-0,66 |
22657-12 | |
|
TCH |
26100-03 | |
|
Т-0,66 МУ 3 |
50733-12 | |
|
ТТИ |
28139-12 | |
|
ТЛ, ТПОЛ, ТПЛ, ТПЛК |
47958-11 | |
|
Трансформаторы напряжения* | ||
|
3хЗНОЛ-СЭЩ-6(10) |
55024-13 | |
|
НАМИТ-10 |
16687-13 | |
|
3хЗНОЛ 6(10) |
46738-11 | |
|
* * * Счетчики электрической энергии | ||
|
Однофазные | ||
|
СЕ 102 |
33820-07 | |
|
Меркурий 206 |
46746-11 | |
|
Меркурий 203 |
31826-10 | |
|
CX 1000-5** |
46959-11 | |
|
СЭБ-1ТМ.02 |
47041-11 | |
|
СЭБ-2А.07 |
25613-12 | |
|
ЭЦР-2400** |
30557-11 | |
|
ЦЭ2726А** |
43737-10 | |
|
EC2726** |
48578-11 | |
|
НЕВА МТ 1** |
56832-14 | |
|
ЭУ20М** |
52956-13 | |
|
ЛЕ** |
33818-12 | |
|
КАСКАД-1-МТ |
53821-13 | |
|
Трехфазные | ||
|
СЕ303 |
33446-08 | |
|
СЕ301 |
34048-08 | |
|
Меркурий 230 |
23345-07 | |
|
Меркурий 233 |
34196-10 | |
|
Меркурий 234 |
48266-11 | |
|
ПСЧ-3АР.06Т |
47121-11 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК |
46634-11 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05МД |
51593-12 | |
|
Альфа А1140 |
33786-07 | |
|
Альфа A1800 |
31857-11 | |
|
КАСКАД-3-МТ |
53978-13 | |
Продолжение таблицы 18
|
1 |
2 |
3 |
|
тл * * Каналообразующая аппаратура | ||
|
Коммуникационный шлюз |
- | |
|
Ретранслятор цифровой беспроводной |
- | |
|
GSM устройства связи (GSM модемы) |
- | |
|
Устройства сбора и передачи данных* | ||
|
Устройство сбора и передачи данных ComMod A |
55095-13 | |
|
тг , * * Информационно-вычислительный комплекс | ||
|
Сервер сбора и передачи данных Г арантирующего 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» |
21906-11 | |
|
Программное обеспечение «Энфорс АСКУЭ БП» |
- | |
|
Программное обеспечение «Энфорс 442» |
- | |
|
Программное обеспечение «Альфа Центр» |
44595-10 | |
|
хг - * У стройство 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 энергии изготовляемые по ГОСТ Р 52322-2005, по ГОСТ Р 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 информационноизмерительные 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.
- 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
Измерения приводятся в соответствии с документом ТПГК.411711.002 МИ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета 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 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
ТПГК.411711.002ТУ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности «TPP Smart Metering SE». Технические условия
Смотрите также
