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

Развернуть полное описание