Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности TPP Smart Metering SE
- ООО "ТелеПозиционный Проект" (ТПП), г.С.-Петербург
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:59447-14
- 22.12.24
- Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности TPP Smart Metering SE
| Основные | |
| Тип | TPP Smart Metering SE |
| Год регистрации | 2014 |
| Дата протокола | Приказ 2071 п. 81 от 19.12.2014 |
| Срок действия сертификата | 19.12.2019 |
| Страна-производитель | Россия |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | C |
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