Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-Новойл"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-Новойл", 71964-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Новойл» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Новойл», сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	71964-18
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-Новойл"
Изготовитель	ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа
Год регистрации	2018
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу на верхний уровень.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя серверы сбора, обработки и хранения баз данных (основной и резервный), расположенные в центре обработки данных (ЦОД) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим» (далее по тексту - серверы АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов ЦОД и филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Новойл», технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (КО) и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:

активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;

средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.

На выходе счетчиков ИК №№ 1-9, 12-14 измерительная информация присутствует с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, на выходе счетчиков ИК №№ 10, 11, 15, 16 -без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

УСПД автоматически с заданной периодичностью или по запросу по линиям связи интерфейса RS-485 опрашивает счетчики опрашивает счетчики ИК №№ 10, 11 и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.

Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера» автоматически с заданной периодичностью или по запросу выполняет считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков ИК №№ 10, 11, опрашивает счетчики ИК №№ 1-9, 12-16 и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН (только для счетчиков ИК №№ 15, 16), перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.

Считывание сервером АИИС КУЭ данных из УСПД осуществляется посредством сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800 и глобальной сети Internet; из счетчиков - при помощи проводных линий интерфейса RS-485 и Ethernet или пакетной передачи данных GPRS и оптических линий связи локальной вычислительной ПАО АНК «Башнефть». При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт.

Сервер АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьего лица - АИИС КУЭ ООО «БГК», регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 65847-16 (далее -Рег.№). Измерительная информация поступает в формате XML-макетов в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Сервер АИИС КУЭ объединяет измерительную информацию от ИК, перечисленных в таблице 2, и полученную от АИИС КУЭ ООО «БГК», выполняет хранение поступившей информации, производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передачу КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с московским временем. Единое время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят NTP-сервер времени «Метроном-200» (далее - NTP-сервер), часы сервера АИИС КУЭ, УСПД, счетчиков. Шкала московского времени в СОЕВ формируется NTP-сервером, укомплектованным антенной, принимающей информацию от спутниковых систем GPS и ГЛОНАСС о календарной дате и времени на основе шкал UTC и UTC (SU) соответственно, при этом время шкалы UTC приводится NTP-сервером к московскому времени.

Сличение часов сервера АИИС КУЭ с часами NTP-сервера осуществляется каждые 10 мин, корректировка часов сервера происходит независимо от величины расхождения с часами NTP-сервера. Сличение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов

УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с. Сличение показаний часов счетчиков ИК №№ 10, 11 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 с.

Сличение показаний часов счетчиков ИК №№ 1-9, 12-16 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», установленное на серверах АИИС КУЭ. Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ПК «Энергосфера» представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Наименование ПО	ПК «Энергосфера»
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	Не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения	MD5

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5

Таблица 2 - Состав ИК

Номер и наименование ИК		ТТ	ТН	Счетчик	ИВКЭ	ИВК
№ ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	ИВКЭ	ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	ГИ11-4 110 кВ, РУ-35 кВ, ввод 35 кВ 2Т	ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 5717-76	ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Рег. № 912-70	EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08	1	Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.)
2	ГИП-4 110 кВ, РУ-6 кВ, 4 секция, ввод 6 кВ 2Т	ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 1423-60	НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70	EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08
3	ГИП-4 110 кВ, РУ-6 кВ, 3 секция, ввод 6 кВ 2Т	ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 1423-60	НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70	EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08

о	VO	00		On	'Vl		-
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, яч. 4, ВЛ-110 кВ НПЗ -11111-4 НУНПЗ	ПС-121 6 кВ, 1 секция 6 кВ, яч. 12, КЛ-6 кВ ф. МУЭСП «Уфагорсвет»	ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч. 2, КЛ-6 кВ ф. 2	ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч. 1, КЛ-6 кВ ф. 1	ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч. 3, КЛ-6 кВ ф. 3	ЦРП-2 35 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч. 29, КЛ-6 кВ ф. 29		ю
		ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч. 2, КЛ-6 кВ ф. 2	ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч. 1, КЛ-6 кВ ф. 1	ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч. 3, КЛ-6 кВ ф. 3	ЦРП-2 35 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч. 29, КЛ-6 кВ ф. 29	ГПП-4 110 кВ, ввод 6 кВ ТСН-2	ю
SB 0,8 Кл. т. 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. №20951-08	ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5 Ктт = 50/5 Рег. № 1261-02	тпл (мод. ТПЛ-10-М) Кл. т. 0,5S Ктт = Ю0/5 Рег. №47958-11	ТПЛ (мод. ТПЛ-10-М) Кл. т. 0,5S Ктт = Ю0/5 Рег. №47958-11	ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 1276-59	ТЛО-Ю Кл. т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. №25433-11	тплм-ю Кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 2363-68	LtJ
Осн.: VCU (мод. VCU-123) Кл. т. 0,2 Ктн = (110000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 53610-13 Рез.: VCU (мод. VCU-123) Кл. т. 0,2 Ктн = (110000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. № 53610-13	НОМ-6 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 159-49	НТМК-6-48 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 323-49	НТМК-6-48 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 323-49	НТМК-6-48 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 323-49	знол (мод. ЗНОЛПМИ-6) Кл. т. 0,5 Ктн = (6000/л/З )/(100/л/3 ) Рег. №46738-11	НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. №2611-70
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12	ЕМ 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Per. № 39235-08	ЕМ 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Per. № 39235-08	ЕМ 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Per. № 39235-08	ЕМ 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Per. № 39235-08	ЕМ 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Per. № 39235-08	ЕМ 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Per. № 39235-08
СИКОН С70 Per. № 28822-05	-						On
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.)							^1

Продолжение таблицы 2

l—I О

ся

Продолжение таблицы 2

ПС ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция,яч.10, KJI-6 кВ ф.10

ПС ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч.9, KJI-6 кВ ф. 9

ПС ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч.4, KJI-6 кВ ф. 4

ПС-124 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч.13

ПС-124 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч.10

ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ОВ 1-3

н td "1

S's

° ° S ^

г—^ ^ ^ •

» I ч

ни

Ч нн

Н 7S

^ II и ю

ft1 нн

*1 74

• I

* «

II н

о Я

О Ltl Di СЛ

й н

и н

'Л о

ю1

Ю ^ ■_

<i о Я с* D? ^

Т' <1л

сл г

1Г

TI	II
<т>
.►i	On
	О
	О	и
ю*	О
OJ	>	н
OJ	LtJ	JO

Ю	О о

о ч

i? g

ON ^~о ^

н- bj-r; о ы С

со	о я h-j 1-Ц
я О	^ " io* On
	й §
о	й §
On	4^ о Ю о

<т>

а> О

i? g . й я -н

2 w-Я о ^

со

-р*.

Ltl ON

LtJ

.■I

io*

LtJ

■

.■I

io*

LtJ

■

2 ^

^ н W

ю' “

ы о ^

40 Ukj "—3

ю ^ ю LtJ о

>_г

о "о 00

« п

Ь W

Я Н

К) сл

2 W

^ н W

ю* “

ы о ^

40 Ukj "—3

ю ^ ю LtJ о

>_г

о "о 00

2 W

^ н W

ю' “

ы о ^

40 Ukj "—3

ю ю oj о

,—Г

о "о 00

<т>

OJ On On

''Я > °

>| о w

- V, 2

ю ^

п>

со

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.)

Примечания:

1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик ИК АИИС КУЭ.

2. Допускается изменение наименований ИК без изменения технологического объекта, на котором проводятся измерения, а также уменьшение числа ИК.

3. Изменения по п.п. 1 и 2 примечаний оформляются техническим актом (ТА) в произвольной форме, утвержденным руководителем предприятия-владельца АИИС КУЭ и составленным с участием метрологической службы предприятия-владельца АИИС КУЭ, внесением изменений в эксплуатационную документацию на АИИС КУЭ.

4. ТА хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ. Срок действия ТА не может превышать срока действия свидетельства о поверке на АИИС КУЭ.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности_

Номер ИК	Коэф. мощности cos j	Г раницы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электроэнергии и мощности (5), %
		8ц I1(2)%<	2)%, изм<15%	85%, 15%<1изм<120%		820%, 120%<1изм<1ю0%		8100%, 1100%<1изм<1120%
		5ор	5р	5оР	5р	5оР	5р	5оР	5р
10, 11	1,0	±1,0	±1,2	±0,6	±0,8	±0,5	±0,8	±0,5	±0,8
	0,9	±1,0	±1,2	±0,7	±0,9	±0,5	±0,8	±0,5	±0,8
	0,8	±1,2	±1,3	±0,8	±1,0	±0,6	±0,9	±0,6	±0,9
	0,7	±1,3	±1,5	±0,9	±1,1	±0,7	±0,9	±0,7	±0,9
	0,5	±1,8	±2,0	±1,3	±1,4	±0,9	±1,2	±0,9	±1,2
7, 8, 14	1,0	±1,8	±1,9	±1,1	±1,2	±0,9	±1,0	±0,9	±1,0
	0,9	±2,1	±2,2	±1,3	±1,4	±1,0	±1,2	±1,0	±1,2
	0,8	±2,5	±2,6	±1,6	±1,7	±1,2	±1,4	±1,2	±1,4
	0,7	±3,1	±3,2	±2,0	±2,1	±1,5	±1,6	±1,5	±1,6
	0,5	±4,8	±4,8	±3,0	±3,0	±2,2	±2,3	±2,2	±2,3
1-6, 9, 12, 13	1,0	не норм.	не норм.	±1,8	±1,9	±1,1	±1,2	±0,9	±1,0
	0,9	не норм.	не норм.	±2,3	±2,4	±1,3	±1,4	±1,0	±1,2
	0,8	не норм.	не норм.	±2,8	±2,9	±1,6	±1,7	±1,2	±1,4
	0,7	не норм.	не норм.	±3,5	±3,6	±1,9	±2,0	±1,5	±1,6
	0,5	не норм.	не норм.	±5,4	±5,5	±2,9	±3,0	±2,2	±2,3
15, 16	1,0	не норм.	не норм.	±1,8	±1,9	±1,1	±1,3	±0,9	±1,1
	0,9	не норм.	не норм.	±2,3	±2,4	±1,3	±1,5	±1,0	±1,3
	0,8	не норм.	не норм.	±2,8	±3,0	±1,6	±1,8	±1,2	±1,4
	0,7	не норм.	не норм.	±3,5	±3,6	±1,9	±2,1	±1,5	±1,7
	0,5	не норм.	не норм.	±5,4	±5,5	±2,9	±3,1	±2,2	±2,4
Примечание: 5оР - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и мощности; 5Р - границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер ИК	Коэф. мощности cos j	Г раницы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности (5), %
		12%<1изм<15%		85%, 15%<1изм<120%		520%, 120%<1изм<1100%		5100%, 1100%<1изм<1120%
		5oQ	5q	8oQ	8q	8oQ	8q	8oQ	8q
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
10, 11	0,9	±2,3	±2,6	±1,5	±1,9	±1,2	±1,7	±1,2	±1,7
	0,8	±1,8	±2,2	±1,2	±1,8	±0,9	±1,6	±0,9	±1,6
	0,7	±1,6	±2,1	±1,2	±1,8	±0,9	±1,6	±0,9	±1,6
	0,5	±1,5	±2,1	±1,3	±1,9	±0,8	±1,7	±0,8	±1,7
15, 16	0,9	не норм.	не норм.	±6,4	±6,6	±3,5	±3,8	±2,6	±3,1
	0,8	не норм.	не норм.	±4,4	±4,7	±2,4	±3,0	±1,8	±2,7
	0,7	не норм.	не норм.	±3,5	±4,0	±2,0	±2,7	±1,5	±2,5
	0,5	не норм.	не норм.	±2,7	±3,5	±1,5	±2,7	±1,3	±2,5
7, 8, 14	0,9	не норм.	не норм.	±3,8	±4,7	±2,8	±3,9	±2,8	±3,9
	0,8	не норм.	не норм.	±2,8	±3,9	±2,1	±3,4	±2,1	±3,4
	0,7	не норм.	не норм.	±2,3	±3,5	±1,8	±3,2	±1,8	±3,2
	0,5	не норм.	не норм.	±1,9	±3,2	±1,5	±3,0	±1,5	±3,0
1-6, 9, 12, 13	0,9	не норм.	не норм.	±6,5	±7,1	±3,6	±4,6	±2,8	±3,9
	0,8	не норм.	не норм.	±4,6	±5,3	±2,6	±3,7	±2,1	±3,4
	0,7	не норм.	не норм.	±3,7	±4,5	±2,2	±3,4	±1,8	±3,2
	0,5	не норм.	не норм.	±2,8	±3,8	±1,8	±3,1	±1,5	±3,0

Примечание:

5oq - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и мощности;

5q - границы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной

электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ_

Примечание к таблицам 3, 4:

1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для интервала интегрирования 30 мин.

2. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	16
Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий (функция автоматизирована), сут, не реже	1
Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности cos ф - частота, Гц - температура окружающей среды, °С: - для счетчиков - для других компонентов	от 98 до 102 от 100 до 120 от 0,8 до 1 50 от +20 до +25 от +20 до +25

1	2
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение, % от ином	от 90 до 110
сила тока, % от 1ном:
- для ИК №№ 7, 8, 10, 11, 14	от 1 до 120
- для ИК №№ 1-6, 9, 12, 13, 15, 16	от 5 до 120
коэффициент мощности cos ф	от 0,5 до 1
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С:
- для ТТ и ТН	от -40 до +70
- для счетчиков ИК №№ 15, 16
- для счетчиков ИК №№ 1-14	от +8 до +38
- для УСПД и серверов	от +10 до +35
Надежность применяемых в системе компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. номер 36697-08)	140000
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. номер 36697-12)	165000
счетчики EM 720	92000
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70	70000
- время восстановления работоспособности, сут, не более	3
серверы:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165974
- время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее:
счетчики СЭТ-4ТМ.03М	113
счетчики EM 720	365
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70	45
- при отключении питания, лет, не менее
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. номер 36697-08)	3
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. номер 36697-12)	40
счетчики EM 720	20
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70	3
сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее	3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ не превышает, с	±5

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа обеспечена следующими мерами:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК и ИВКЭ посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

- защита результатов измерений при передаче.

В журнале событий счетчика фиксируются следующие события:

- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

- перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

В журнале событий ИВКЭ и ИВК фиксируются следующие события:

- изменение значений результатов измерений;

- изменение коэффициентов ТТ и ТН;

- факты и величина коррекции времени;

- пропадание питания;

- замена счетчика;

- полученные из счетчиков журналы событий.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом цифровой печати.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформатор тока	SB 0,8	3 шт.
Трансформатор тока	ТВГ-УЭТМ® (мод. ТВГ-УЭТМ®-110)	3 шт.
Трансформатор тока	ТЛО-10	3 шт.
Трансформатор тока	ТПЛ-10	6 шт.
Трансформатор тока	ТПЛ-10-М (мод. ТПЛ-10-М-1)	6 шт.
Трансформатор тока	ТПЛМ-10	2 шт.
Трансформатор тока	ТПОЛ 10	6 шт.
Трансформатор тока	ТПОЛ-35	3 шт.
Трансформатор тока	ТПШЛ-10	6 шт.
Трансформатор напряжения	VCU (мод. VCU-123)	6 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ	3 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ-06	6 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65	3 шт.
Трансформатор напряжения	НОМ-6	2 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	2 шт.
Трансформатор напряжения	НТМК-6-48	2 шт.

1	2	3
Счетчик многофункциональный и анализатор качества электрической энергии	ExpertMeter 720 (EM 720)	12 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	4 шт.
УСПД (контроллер сетевой универсальный)	СИКОН С70	1 шт.
Сервер АИИС КУЭ (осн. и рез.)	Сервер совместимый с платформой х86	2 шт.
NTP-сервер	Метроном-200	1 шт.
Прикладное ПО на серверах	ПК «Энергосфера»	2 компл.
Паспорт-формуляр	ГДАР.411711.137-04/2 ПФ	1 экз.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2018 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки», утвержденного 28.02.2018 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики ExpertMeter 720 (EM 720) - по методике поверки МП 39235-08, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;

- контроллер сетевой универсальный СИКОН С70 - по методике поверки ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (рег. № 27008-04).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Новойл». Методика измерений. ГДАР.411711.137-04/2 МВИ».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Новойл»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем Основные положения