Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Дружба" по цифровой подстанции НПС "Десна" Нет данных, ГРСИ 76298-19
Номер госреестра:
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"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО НПП "ЭКРА", г.Чебоксары
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «26» февраля 2021 г. №182
Лист № 1
Регистрационный № 76298-19Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть
– Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна»
Назначение средства измерений
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.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,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
коммерческогоучетаэлектрическойэнергии-устройстваизмерительные
многофункциональные (далее – Счетчики), каналообразующую аппаратуру.
1-й уровень (резервный) – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые
включают в себя электромагнитные трансформаторы тока и напряжения (trial – 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).
Лист № 2
Всего листов 12
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 (Вт·ч) и
реактивной (вар·ч) 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 поступаетна верхнийуровень, 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.
СинхронизациячасовсчетчикасединымкоординированнымвременемUTC
обеспечивается 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».
Лист № 3
Всего листов 12
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 признакиЗначение
ПК «Энергосфера»
Идентификационное наименование ПО
Библиотека pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПОСBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
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.
Лист № 4
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Номер ИК
1
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-SV
3)
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
ТОГФ-110III
Кл. Т. 0,2S
600/5
Рег. № 61432-15
НКФ-110-06
Кл. т. 0,2
110000:
3/100:
3
Рег. № 37749-08
ENMU
I УСШ
1)
– 0,2;
U УСШ
2)
– 0,2;
(W2G_3MU0101)
4)
Рег. № 73811-19
активная
реактивная
3
-
ESM-SV
3)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 66884-17
активная
реактивная
4
ТОГФ-110III
Кл. т. 0,2S
600/5
Рег. № 61432-15
НКФ-110-06
Кл. т. 0,2
110000:
3/100:
3
Рег. № 37749-08
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Порядковый
номер
Состав ИК
Наименование ИК
ТТТН
цТТ цТН
УСШ
Счетчик
Вид
Серверэлектро-
УСВэнергии
1
23
4
6
7
8
9
5
ОРУ 110 кВ
ПС 110 кВ Десна-2,
ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ
1Десна-2 - Почепская с
(осн.) отпайкой на ПС
Красный Рог
(основной)
ПС 110 кВ Десна-2,
ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ
1Десна-2 - Почепская с
(рез.) отпайкой на ПС
Красный Рог
(резервный)
ПС 110 кВ Десна-2,
2ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ
(осн.)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
ПС 110 кВ Десна-2,
2ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ
(рез.)Новобрянская - Десна-2
(резервный)
ENMU
I УСШ
1)
– 0,2;
U УСШ
2)
– 0,2;
(W3G_3MU0102)
4)
Рег. № 73811-19
Лист № 5
Всего листов 12
5
3
(осн.)
ESM-SV
3)
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
6
3
(рез.)
ПС 110 кВ Десна-2,
ОРУ 110 кВ,
ВЛ 110кВ
Десна-2 - Плюсково
(резервный)
активная
реактивная
7
4
(осн.)
ПС 110 кВ Десна-2,
ЗРУ 6 кВ,
3 СШ 6 кВ, яч 39
(основной)
ESM-SV
3)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 66884-17
активная
реактивная
8
4
(рез.)
ПС 110 кВ Десна-2,
ЗРУ 6 кВ,
3 СШ 6 кВ, яч 39
(резервный)
активная
реактивная
9
5
(осн.)
ПС 110 кВ Десна-2,
ЗРУ 6 кВ,
4 СШ 6 кВ, яч 40
(основной)
ESM-SV
3)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 66884-17
активная
реактивная
10
5
(рез.)
ПС 110 кВ Десна-2,
ЗРУ 6 кВ,
4 СШ 6 кВ, яч 40
(резервный)
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
123456789
ПС 110 кВ Десна-2,
ОРУ 110 кВ,
ВЛ 110кВ
Десна-2 - Плюсково
(основной)
I УСШ
– 0,2;
2)
– 0,2;
(W1G_3MU0107)
4)
3000/5
Рег. № 16687-02
I УСШ
1)
– 0,2;
U
УСШ
2)
– 0,2;
ТТЭО-110ДНЕЭ-110
Кл. т. 0,2S Кл. т. 0,2
600110000-
(W1G_2MU0109)
4)
(TV1_2MU0121)
4)
Рег. № 63877-16Рег. № 64134-16
ENMU
ТОГФ-110IIIНКФ-110-06
1)
Кл. Т. 0,2SКл. т. 0,2
600/5110000:
3/100:
3
U УСШ
Рег. № 61432-15Рег. № 37749-08
Рег. № 73811-19
ТТЭО-ШЭТН-6
Кл. т. 0,2SКл. т. 0,2
20006000-
(Q1T2H_2MU0134)
4)
(TV3H_2MU0130)
4)
Рег. № 63877-16Рег. № 69653-17
ТЛШ-10-5НАМИТ-10-2
ENMU
Кл. т. 0,5S Кл. т. 0,5
Рег. № 64182-16
6000:
3/100:
3
(Q1T2H_3MU05)
4)
Рег. № 73811-19
3000/5
Рег. № 3344-04
I УСШ
– 0,2;
U
УСШ
– 0,2;
ТТЭО-ШЭТН-6
Кл. т. 0,2S Кл. т. 0,2
20006000-
(Q2T2H_2MU0135)
4)
(TV4H_2MU0131)
4)
Рег. № 63877-16Рег. № 69653-17
ENMU
ТЛШ-10-5ЗНОЛ.06-6У3
1)
Кл. т. 0,5SКл. т. 0,2
2)
Рег. № 64182-16
6000:
3/100:
3
(Q2T2H_3MU06)
4)
Рег. № 73811-19
Лист № 6
Всего листов 12
11
ESM-SV
3)
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
12
ТЛШ-10-5
Кл. т. 0,5S
3000/5
Рег. № trial-16
активная
реактивная
13
ESM-SV
3)
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 66884-17
активная
реактивная
14
ТЛШ-10-5
Кл. т. 0,5S
3000/5
Рег. № 64182-16
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
123456789
ПС 110 кВ Десна-2,
6ЗРУ 6 кВ,
(осн.)1 СШ 6 кВ, яч 1
(основной)
ТТЭО-Ш
Кл. т. 0,2S
2000
(Q1T1H_2MU0132)
4)
Рег. № 63877-16
ПС 110 кВ Десна-2,
6ЗРУ 6 кВ,
(рез.)1 СШ 6 кВ, яч 1
(резервный)
Рег. № 3344-04
I УСШ
– 0,2;
U
УСШ
– 0,2;
ПС 110 кВ Десна-2,
7ЗРУ 6 кВ,
(осн.)2 СШ 6 кВ, яч 2
(основной)
ТТЭО-Ш
Кл. т. 0,2S
2000
(Q2T1H_2MU0133)
4)
Рег. № 63877-16
ПС 110 кВ Десна-2,
7ЗРУ 6 кВ,
(рез.)2 СШ 6 кВ, яч 2
(резервный)
Рег. № 3344-04
I УСШ
– 0,2;
U
УСШ
– 0,2;
ЭТН-6
Кл. т. 0,2
6000-
(TV1H_2MU0128)
4)
Рег. № 69653-17
ENMU
ЗНОЛ.06-6У3
1)
Кл. т. 0,2
2)
6000:
3/100:
3
(Q1T1H_3MU03)
4)
Рег. № 73811-19
ЭТН-6
Кл. т. 0,2
6000-
(TV2H_2MU0129)
4)
Рег. № 69653-17
ENMU
ЗНОЛ.06-6У3
1)
Кл. т. 0,2
2)
6000:
3/100:
3
(Q2T1H_3MU04)
4)
Рег. № 73811-19
Примечание
1
I УСШ
– пределы допускаемой основной относительной погрешности преобразований среднеквадратического значения силы переменного
тока, %;
2
U УСШ
– пределы допускаемой основной относительной погрешности преобразований среднеквадратического значения фазного
(линейного) напряжения переменного тока, %;
3 Счетчики имеют возможность работы как на основном (цТТ и цТН), так и на резервном (ТТ, ТН, УСШ) ИИК;
4 SV ID – идентификатор SV потока.
Лист № 7
МетрологическиехарактеристикиИКопределяютсяметрологическими
характеристиками, представленными в таблицах 3, 4
Iн
I
1,2Iн
Iн
I
1,2Iн
4 (рез.)
(ТТ 0,5S;
ТН 0,5;
УСШ(У) 0,2
Сч 0,2S)
Iн
I
1,2Iн
силы тока
ИК в рабочих условиях
cos
= 1,0
2 (осн.),
4 (осн.),
6 (осн.),
7 (осн.)
0,05Iн
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Диапазон
Основная относительная
Относительная погрешность
Номер ИКзначенийпогрешность ИК, (±
), %
эксплуатации, (±δ), %
cos
= cos
= cos
= cos
= cos
= cos
= cos
=
0,9 0,8 0,5 1,0 0,9 0,8 0,5
1 (осн.),
0,02Iн
I <
0,91,01,11,81,01,01,21,9
0,2Iн
3 (осн.),
0,05Iн
I <
0,6 0,6 0,8 1,2 0,7 0,7 1,0
1,3
5 (осн.),
0,2Iн
I < Iн 0,4 0,4 0,6 0,9 0,4 0,5 0,6
1,0
0,40,40,60,90,4
0,50,61,0
(цТТ 0,2S;
цТН 0,2;
Сч 0,2S)
1 (рез.),
2 (рез.)
3 (рез.)
(ТТ 0,2S;
ТН 0,2;
УСШ(У) 0,2
Сч 0,2S)
0,91,01,21,81,0
1,11,31,9
0,70,60,91,20,8
0,81,01,3
0,02Iн
I <
0,05Iн
0,05Iн
I <
0,2Iн
0,2Iн
I <
Iн
0,40,50,60,90,5
0,50,71,0
0,40,50,60,90,5
0,50,71,0
1,62,12,64,81,7
2,12,64,8
1,11,31,63,01,2
1,41,73,0
0,8 1,0 1,2 2,2 0,9
0,8 1,0 1,2 2,2 0,9
1,0 1,3 2,2
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)
1,52,02,54,71,6
2,02,54,7
1,01,21,52,81,1
1,31,62,8
0,02Iн
I <
0,05Iн
0,05Iн
I <
0,2Iн
0,2Iн
I < Iн
Iн
I
1,2Iн
0,02Iн
I <
0,05Iн
0,05Iн
I <
0,2Iн
0,2Iн
I <
Iн
0,70,81,01,90,7
0,91,11,9
0,70,81,01,90,7
0,91,11,9
Лист № 8
Всего листов 12
±5
значений
силы тока
ИК в рабочих условиях
cos
= 0,5
(sin
=
0,87)
1 (осн.),
4 (осн.),
6 (осн.),
7 (осн.)
0,05Iн
0,2Iн
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
О
с
новная отн
о
ситель
н
ая
Относительная погрешность
Порядковый
Диапазон
по
г
решность ИК, (±
), %
эксплуатации, (±
), %
номер
cos
=cos
=cos
=cos
=cos
=
0,9 0,8 0,9 0,8 0,5
(sin
= (sin
= (sin
= (sin
= (sin
=
0,43)
0,6) 0,43) 0,6) 0,87)
2 (осн.),
0,02Iн
I <
- 1,7 1,3 - 1,8 1,5
3 (осн.),
0,05Iн
I <
- 1,2 0,8 - 1,5 0,9
5 (осн.),
0,2Iн
I < Iн1,30,90,71,51,00,8
1,30,90,71,51,00,8
ТН 0,2;
-1,71,3-1,81,5
-1,30,8-1,51,0
(цТТ 0,2S;
Iн
I
1,2Iн цТН 0,2;
Сч 0,5)
1 (рез.),
0,02Iн
I <
2(рез.)
0
,
05
I
н
3 (рез.)
0,05Iн
I <
0,2Iн
(ТТ 0,2S;
0,2Iн
I <
Iн
1,30,90,71,61,00,9
1,30,90,71,61,00,9
-3,92,3-4,02,5
-2,51,5-2,61,6
2,7 1,8 1,2 2,8 1,9 1,3
2,7 1,8 1,2 2,8 1,9 1,3
ТН 0,2;
-3,82,3-3,92,4
-2,31,3-2,51,4
УСШ(У) 0,2
Iн
I
1,2Iн Сч 0,5)
4
(
рез.)
0,02Iн
I <
0,05Iн
(ТТ 0,5S;0,05Iн
I <
ТН 0,5;
0,2Iн
У
СШ(
У) 0,2
0,2Iн
I < Iн
Сч 0,5)
Iн
I
1,2Iн
5 (рез.),
0,02Iн
I < 6 (рез.),
0
,
05
I
н
7 (рез.)
0,05Iн
I <
0,2Iн
(ТТ 0,5S;
0,2Iн
I <
Iн
2,31,61,02,51,71,1
2,31,61,02,51,71,1
УСШ(У) 0,2
Iн
I
1,2Iн
Сч 0,5)
Пределы допускаемой
погрешности СОЕВ
АИИС КУЭ, с
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.
Лист № 9
Всего листов 12
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 характеристикиЗначение
Количество измерительных каналов 7
Нормальные условия:
- параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
99
д
о 101
- ток, % от I
ном
100
до 120
- часто
т
а, Гц
от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos
0,9
- температура окружающей среды,
℃
от +15 до +25
Условия эксплуатации:
- параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
от 90 до 110
- ток, % от I
ном
от 1 до 120
- коэффициент мощностиот 0,5
инд
. до 0,8
емк
.
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера,
℃
от +10 до +30
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее264599
- среднее время восстановления работоспособности, ч 0,5
Счетчик:
- среднее trial наработки на отказ, ч, не менее220000
УСШ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее280000
- среднее время восстановления работоспособности, ч 1
СВ-04:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее110000
ССВ-1Г:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее15000
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 менее3,5
Лист № 10
Всего листов 12
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
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;
– коммутатора и промежуточных компонентов (кросс оптический, коммутационная
панель);
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,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 средства измерений
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
НаименованиеТипКоличество, 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-110III 9
Трансформатор токаТЛШ-10-512
Лист № 11
Всего листов 12
2 3
НКФ-110-06 9
НАМИТ-10-2 1
ЗНОЛ.06-6У3 9
ESM-SV7
Окончание таблицы 5
1
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Устройство измерительное
многофункциональное
УСШ
Устройства синхронизации времени
Сервер синхронизации системного времени
Программное обеспечение
Методика поверки
Паспорт
ENMU 7
СВ-04 3
ССВ-1Г 2
ПК «Энергосфера» 1
МП 206.1-088-2019 1
ЭКРА.425510.023.ПС 1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП206.1-088-2019«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
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»;
- трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные
трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с
помощью эталонного делителя»;
- цифровыхтрансформаторовнапряженияДНЕЭ-110–подокументу
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
«Трансформаторынапряжения электронные ЭТН.Методика поверки»,утвержденному
ООО «ИЦРМ» 27.09.2017 г.;
- цифровыхтрансформаторовтокаТТЭО-Ш,ТТЭО-110–подокументу
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» 28 декабря
2016 г.;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных
трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных
трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по 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.Методикаповерки»,ЛЖАР.468150.003-08МП,утвержденному
ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
Лист № 12
Всего листов 12
-СВ-04 – по документу ЭКРА.426472.003 МП «Устройства синхронизации единого
времени серии СВ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 10.09.2018 г.;
-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 методиках (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»
ЭКРА.425510.023 ТУ Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть
– Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие
«ЭКРА»
(ООО НПП «ЭКРА»)
ИНН 21126001172
Адрес: 428020, Чувашская Республика – Чувашия, г. Чебоксары, пр. И.Я. Яковлева, д.3,
помещение 541
Телефон: +7 (8352) 22-01-10, 22-01-30
Факс: +7 (8352) 22-01-10
Web-сайт: www.ekra.ru
E-mail: ekra@ekra.ru
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон/факс: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru
Web-сайт: www.vniims.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний
измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 29.03.2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 35294-07 | Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО "Динью" | Нет данных | ЗАО "ПермСпецНефтеМаш", г.Пермь | 1 год | Перейти |
| 67506-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Промэнергосбыт" (для энергоснабжения Нижегородского филиала ПАО "Ростелеком") (4 точки измерений) | Нет данных | ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 31515-07 | Система измерений количества и показателей качества нефти Забегаловского месторождения ПСП "Гремиха" ОАО "Белкамнефть" | Нет данных | СП ЗАО "ИТОМ", г.Ижевск | 1 год | Перейти |
| 66327-16 | Система измерительно-управляющая котла-утилизатора № 13 установки сухого тушения кокса № 4 Коксохимического производства АО "ЕВРАЗ ЗСМК" | Нет данных | ООО "ЕвразТехника", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 39054-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Приволжского производственного отделения филиала ОАО "МРСК Волги" - "Саратовские распределительные сети" ПС 110/6 кВ "Филипповка" | Нет данных | ЗАО "Саратовское предприятие промышленной электроники и энергетики", г.Саратов | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений