Главная Госреестр СИ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Дружба" по цифровой подстанции НПС "Десна"

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Дружба" по цифровой подстанции НПС "Десна", 76298-19

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Документы

Описание типа

Методика поверки

Карточка СИ

Номер в госреестре	76298-19
Наименование СИ	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Дружба" по цифровой подстанции НПС "Десна"
Изготовитель	ООО НПП "ЭКРА", г.Чебоксары
Год регистрации	2019
МПИ (интервал между поверками)	4 года
Описание типа	скачать
Методика поверки	скачать

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень (основной) - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные цифровые трансформаторы тока и напряжения (далее - цТТ и цТН), устройства синхронизации времени СВ-04 (далее - УСВ), цифровые счетчики коммерческого учета электрической энергии - устройства измерительные многофункциональные (далее - Счетчики), каналообразующую аппаратуру.

1-й уровень (резервный) - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя электромагнитные трансформаторы тока и напряжения (далее - ТТ и ТН), устройства сопряжения с шиной процесса (далее - УСШ), УСВ, счетчики, каналообразующую аппаратуру.

На резервном ИИК используются те же счетчики, что и на основном того же присоединения.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПАО «Транснефть», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», серверы синхронизации времени типа ССВ-1Г (далее ССВ-1Г).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из 2-х уровней, ИИК и ИВК.

Для резервных ИИК первичные токи и напряжения преобразуются электромагнитными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы УСШ. В УСШ мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой поток (SV поток) с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

Для основных ИИК первичные токи и напряжения преобразуются цТТ и цТН в цифровой поток (SV поток).

В АИИС КУЭ в целях резервирования при пропадании сигнала с цТТ и цТН (основного канала) счетчик автоматически переключается на прием цифрового потока с УСШ (резервного канала).

Значения силы электрического тока и напряжения в цифровом виде передаются в шину процесса, откуда каждый счетчик считывает SV-поток по соответствующему присоединению. В счетчике происходит обработка входных сигналов (деление на коэффициенты трансформации ТТ и ТН), с последующим вычислением значений результатов измерений активной (Втч) и реактивной (варч) электроэнергии и хранение вычисленных значений.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Хранение значений результатов измерений в счетчике производится с учетом коэффициентов преобразования к номинальным значениям 57,7 (100) В, 5 А.

Результаты измерений электроэнергии соотнесены с единым календарным временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень, где осуществляется обработка, накопление и хранение поступающей информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, коммерческому оператору, системному оператору через каналы связи.

Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные от ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа оператора к базе данных и сервера БД.

ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».

Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet. АИИС КУЭ имеет возможность обмена данными с другими АИИС КУЭ утвержденного типа.

Данные по группам точек поставки в организации - участники ОРЭ и РРЭ, АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются из ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК Транснефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую АИИС КУЭ и АИИС КУЭ смежных субъектов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВК). Синхронизация часов сервера БД с единым координированным временем UTC обеспечивается сервером синхронизации времени ССВ-1Г, входящим в состав центра сбора и обработки данных (ЦСОД). ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети TCP/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление времени на сервере БД. В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г используется резервный.

Синхронизация часов счетчика с единым координированным временем UTC обеспечивается подключенным к шине процесса СВ-04. Сличение времени счетчиков с СВ-04 производится не реже 1 раза в сутки, а периодичность от 1 мин до 24 часов устанавливается в настройках счетчика, корректировка осуществляется независимо от величины расхождения. В случае неисправности, ремонта, пропадании синхронизации времени или поверки СВ-04 имеется возможность синхронизации часов счетчика от уровня ИВК ПАО «Транснефть».

Журналы событий счетчиков и сервера БД отражают факты коррекции времени и время до и после коррекции и/или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. Метрологически значимая часть содержится в модуле, указанном в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Порядковый номер	о, е S о Н	Наименование ИК	Состав ИК					Вид электро энергии
Порядковый номер	о, е S о Н	Наименование ИК	ТТ цТТ	ТН цТН	УСШ	Счетчик	Сервер УСВ	Вид электро энергии
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ОРУ 110 кВ
1	1 (осн.)	ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Десна-2 -Почепская с отпайкой на ПС Красный Рог (основной)	ТТЭО-110 Кл. т. 0,2S 600 (W2G 2MU0103)4) Рег. № 63877-16	ДНЕЭ-110 Кл. т. 0,2 110000 (TV2 2MU0118)4) Рег. № 64134-16	-	ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17	HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 ССВ-1Г Рег. № 39485-08 СВ-04 Рег. № 74100-19	активная реактивная
2	1 (рез)	ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Десна-2 -Почепская с отпайкой на ПС Красный Рог (резервный)	ТОГФ-1ЮШ Кл. Т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15	НКФ-110-06 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 37749-08	ENMU Si усш1) - 0,2; 5и усш2) - 0,2; (W2G_3MU0101)4) Рег. № 73811-19	ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17		активная реактивная
3	2 (осн.)	ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Новобрянская - Десна-2 (основной)	ТТЭО-110 Кл. т. 0,2S 600 (W3G 2MU0106)4) Рег. № 63877-16	ДНЕЭ-110 Кл. т. 0,2 110000 (TV1 2MU0121)4) Рег. № 64134-16	-	ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17		активная реактивная
4	2 (рез)	ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Новобрянская - Десна-2 (резервный)	ТОГФ-1ЮШ Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15	НКФ-110-06 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 37749-08	ENMU Si усш1) - 0,2; Su усш2) - 0,2; (W3G_3MU0102)4) Рег. № 73811-19	ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17		активная реактивная

(осн.)

ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ,

ВЛ 110кВ Десна-2 - Плюсково (основной)

ТТЭО-110 Кл. т. 0,2S 600

(W1G 2MU0109)4) Рег. № 63877-16

ДНЕЭ-110 Кл. т. 0,2 110000 (TV1 2MU0121)4) Рег. № 64134-16

ESM-SV Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17

HP ProLiant ВЕ460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

СВ-04 Рег. № 74100-19

активная

реактивная

(осн.)

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ,

3 СШ 6 кВ, яч 39 (основной)

ТТЭО-Ш

Кл. т. 0,2S 2000

(Q1T2H 2MU0134)4) Рег. № 63877-16

ЭТН-6 Кл. т. 0,2 6000

(TV3H 2MU0130)4) Рег. № 69653-17

ESM-SV3)

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17

активная

реактивная

(рез)

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ,

3 СШ 6 кВ, яч 39 (резервный)

ТЛШ-10-5 Кл. т. 0,5S 3000/5 Рег. № 64182-16

НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Рег. № 16687-02

ENMU Si усш1) - 0,2;

5и усш2) - 0,2; (Q1T2H 3MU05)4) Рег. № 73811-19

активная

реактивная

(осн.)

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ,

4 СШ 6 кВ, яч 40 (основной)

ТТЭО-Ш

Кл. т. 0,2S 2000

(Q2T2H 2MU0135)4) Рег. № 63877-16

ЭТН-6 Кл. т. 0,2 6000

(TV4H 2MU0131)4) Рег. № 69653-17

ESM-SV3)

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17

активная

реактивная

(рез)

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ,

4 СШ 6 кВ, яч 40 (резервный)

ТЛШ-10-5 Кл. т. 0,5S 3000/5 Рег. № 64182-16

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

ENMU Si усш1) - 0,2;

Su усш2) - 0,2; (Q2T2H_3MU06)4) Рег. № 73811-19

активная

реактивная

(осн.)

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ,

1 СШ 6 кВ, яч 1 (основной)

ТТЭО-Ш

Кл. т. 0,2S 2000

(Q1T1H 2MU0132)4) Рег. № 63877-16

ЭТН-6 Кл. т. 0,2 6000

(TV1H 2MU0128)4) Рег. № 69653-17

ESM-SV3)

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17

HP ProLiant ВЬ460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

СВ-04 Рег. № 74100-19

активная

реактивная

(рез)

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ,

1 СШ 6 кВ, яч 1 (резервный)

ТЛШ-10-5 Кл. т. 0,5S 3000/5 Рег. № 64182-16

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

ENMU Si усш1 - 0,2;

5u усш2 - 0,2; (Q1T1H_3MU03)4) Рег. № 73811-19

активная

реактивная

(осн.)

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ,

2 СШ 6 кВ, яч 2 (основной)

ТТЭО-Ш

Кл. т. 0,2S 2000

(Q2T1H 2MU0133)4) Рег. № 63877-16

ЭТН-6 Кл. т. 0,2 6000

(TV2H 2MU0129)4) Рег. № 69653-17

ESM-SV3)

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17

активная

реактивная

(рез)

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ,

2 СШ 6 кВ, яч 2 (резервный)

ТЛШ-10-5 Кл. т. 0,5S 3000/5 Рег. № 64182-16

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

ENMU Si усш1) - 0,2;

Su усш2) - 0,2; (Q2T1H_3MU04)4) Рег. № 73811-19

активная

реактивная

Примечание:

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Метрологические ха				рактеристики ИК
		Основная относительная погрешность ИК, (±5), %				Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), %
		cos j = 1,0	cos j = 0,9	cos j = 0,8	cos j = 0,5	cos j = 1,0	cos j = 0,9	cos j = 0,8	cos j = 0,5
1 (осн.), 2 (осн.), 3 (осн.), 4 (осн.), 5 (осн.), 6 (осн.), 7 (осн.) (цТТ 0,2S; цТН 0,2; Сч 0,2S)	0,021н < I < 0,051н	0,9	1,0	1,1	1,8	1,0	1,0	1,2	1,9
	0,051н < I < 0,21н	0,6	0,6	0,8	1,2	0,7	0,7	1,0	1,3
	0,21н < I < 1н	0,4	0,4	0,6	0,9	0,4	0,5	0,6	1,0
	1н < I < 1,21н	0,4	0,4	0,6	0,9	0,4	0,5	0,6	1,0
1 (резХ 2 (рез) (ТТ 0,2S; ТН 0,2; УСШ(У) 0,2 Сч 0,2S)	0,021н < I < 0,051н	0,9	1,0	1,2	1,8	1,0	1,1	1,3	1,9
	0,051н < I < 0,21н	0,7	0,6	0,9	1,2	0,8	0,8	1,0	1,3
	0,21н < I < 1н	0,4	0,5	0,6	0,9	0,5	0,5	0,7	1,0
	1н < I < 1,21н	0,4	0,5	0,6	0,9	0,5	0,5	0,7	1,0
4 (рез.) (ТТ 0,5S; ТН 0,5; УСШ(У) 0,2 Сч 0,2S)	0,021н < I < 0,051н	1,6	2,1	2,6	4,8	1,7	2,1	2,6	4,8
	0,051н < I < 0,21н	1,1	1,3	1,6	3,0	1,2	1,4	1,7	3,0
	0,21н < I < 1н	0,8	1,0	1,2	2,2	0,9	1,0	1,3	2,2
	1н < I < 1,21н	0,8	1,0	1,2	2,2	0,9	1,0	1,3	2,2
5 (рез.), 6 (рез.), 7 (рез) (ТТ 0,5S; ТН 0,2; УСШ(У) 0,2 Сч 0,2S)	0,021н < I < 0,051н	1,5	2,0	2,5	4,7	1,6	2,0	2,5	4,7
	0,051н < I < 0,21н	1,0	1,2	1,5	2,8	1,1	1,3	1,6	2,8
	0,21н < I < 1н	0,7	0,8	1,0	1,9	0,7	0,9	1,1	1,9
	1н < I < 1,21н	0,7	0,8	1,0	1,9	0,7	0,9	1,1	1,9

Порядковый номер	Диапазон значений силы тока	Метрологические характеристики ИК
		Основная относительная погрешность ИК, (±5), %			Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), %
		cos j = 0,9 (sin j = 0,43)	cos j = 0,8 (sin j = 0,6)	cos j = 0,5 (sin j = 0,87)	cos j = 0,9 (sin j = 0,43)	cos j = 0,8 (sin j = 0,6)	cos j = 0,5 (sin j = 0,87)
1 (осн.), 2 (осн.), 3 (осн.), 4 (осн.), 5 (осн.), 6 (осн.), 7 (осн.) (цТТ 0,2S; цТН 0,2; Сч 0,5)	0,021н < I < 0,051н	-	1,7	1,3	-	1,8	1,5
	0,051н < I < 0,21н	-	1,2	0,8	-	1,5	0,9
	0,21н < I < 1н	1,3	0,9	0,7	1,5	1,0	0,8
	1н < I < 1,21н	1,3	0,9	0,7	1,5	1,0	0,8
1 (резХ 2(рез) (ТТ 0,2S; ТН 0,2; УСШ(У) 0,2 Сч 0,5)	0,021н < I < 0,051н	-	1,7	1,3	-	1,8	1,5
	0,051н < I < 0,21н	-	1,3	0,8	-	1,5	1,0
	0,21н < I < 1н	1,3	0,9	0,7	1,6	1,0	0,9
	1н < I < 1,21н	1,3	0,9	0,7	1,6	1,0	0,9
4 (рез.) (ТТ 0,5S; ТН 0,5; УСШ(У) 0,2 Сч 0,5)	0,021н < I < 0,051н		3,9	2,3		4,0	2,5
	0,051н < I < 0,21н		2,5	1,5		2,6	1,6
	0,21н < I < 1н	2,7	1,8	1,2	2,8	1,9	1,3
	1н < I < 1,21н	2,7	1,8	1,2	2,8	1,9	1,3
5 (рез.), 6 (рез.), 7 (рез) (ТТ 0,5S; ТН 0,2; УСШ(У) 0,2 Сч 0,5)	0,021н < I < 0,051н		3,8	2,3		3,9	2,4
	0,051н < I < 0,21н		2,3	1,3		2,5	1,4
	0,21н < I < 1н	2,3	1,6	1,0	2,5	1,7	1,1
	1н < I < 1,21н	2,3	1,6	1,0	2,5	1,7	1,1
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с		±5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков и УСШ электроэнергии для всех ИК от 0 до плюс 40 °C.

4 Допускается замена ТТ, цТТ, ТН, цТН, УСШ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что ПАО «Транснефть» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

5 Допускается замена и ССВ-1Г и СВ-04 на аналогичные утвержденных типов.

6 Замена оформляется техническим актом в установленном на ПАО «Транснефть» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5. Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК_

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	7
Нормальные условия:
- параметры сети:
- напряжение, % от ином	99 до 101
- ток, % от 1ном	100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cosj	0,9
- температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации:
- параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера, °С	от +10 до +30
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	264599
- среднее время восстановления работоспособности, ч	0,5
Счетчик:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
УСШ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	280000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
СВ-04:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	110000
ССВ-1Г:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	15000
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее	45
- при отключении питания, лет, не менее	20
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации
состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

- резервирование ИК: информация о результатах измерений может передаваться в счетчик с основного и резервного канала.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- сервера времени;

- УСШ;

- цТТ и цТН;

- коммутатора и промежуточных компонентов (кросс оптический, коммутационная

панель);

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист Паспорта на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Тип	Количество, шт.
1	2	3
Цифровой трансформатор тока	ТТЭО-110	3
Цифровой трансформатор тока	ТТЭО-Ш	4
Цифровой трансформатор напряжения	ДНЕЭ-110	2
Цифровой трансформатор напряжения	ЭТН-6	4
Трансформатор тока	ТОГФ-1ЮШ	6

1	2	3
Трансформатор тока	ТЛШ-10-5	12
Трансформатор напряжения	НКФ-110-06	6
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10-2	1
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06-6У3	9
Устройство измерительное многофункциональное	ESM-SV	7
УСШ	ENMU	6
Устройства синхронизации времени	СВ-04	3
Сервер синхронизации системного времени	ССВ-1Г	2
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	1
Методика поверки	МП 206.1-088-2019	1
Паспорт	ЭКРА.425510.023.ПС	1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-088-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»

08.07.2019 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- цифровых трансформаторов напряжения ДНЕЭ-110 - по документу МП 2203-0292-2015 «Делители напряжения емкостные электронные ДНЕЭ с цифровым выходом. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» в ноябре 2015 г.;

- цифровых трансформаторов напряжения ЭТН-6 - по документу МП 69653-17 «Трансформаторы напряжения электронные ЭТН. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 27.09.2017 г.;

- цифровых трансформаторов тока ТТЭО-Ш, ТТЭО-110 - по документу МП 2203-0293-2015 «Трансформаторы тока электронные оптические ТТЭО с цифровым выходом. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в ноябре 2015 г.;

- УСШ ENMU - по документу ENMU/422100/001 МП «Устройства сопряжения с шиной процесса ENMU. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 10.08.2018 г.;

- счетчиков ESM-SV - по документу ESM.422160.001 МП «Многофункциональные измерительные устройства ESM. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 8 декабря 2016 г.;

- МИ 3195-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

- МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

- МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;

- СВ-04 - по документу ЭКРА.426472.003 МП «Устройства синхронизации единого времени серии СВ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «:ВНИИФТРИ» 10.09.2018 г.;

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

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

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

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна»

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

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