Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности TPP Smart Metering
- ООО "ТелеПозиционный Проект" (ТПП), г.С.-Петербург
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:55979-13
- 22.12.24
- Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности TPP Smart Metering
| Основные | |
| Тип | TPP Smart Metering |
| Год регистрации | 2013 |
| Дата протокола | Приказ 1482 п. 59 от 18.12.2013 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Срок действия сертификата | 18.12.2018 |
| Страна-производитель | Россия |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | C |
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