УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «30» марта 2021 г. №430
Лист № 1
Регистрационный № 81382-21Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии(АИИСКУЭ)ПАО«Транснефть»вчасти
АО «Транснефть – Диаскан»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть – Диаскан» (далее -
АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, измерения и
синхронизации времени, формирования отчетных документов и передачи информации в АО
«АТС», АО СО «ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного
регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), который включает в
себя трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН) и счетчик
активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства
приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных
компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-5.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе ЭКОМ-3000,
техническиесредстваприема-передачиданных,каналысвязи,дляобеспечения
информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер БД АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений,
сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), сервер
точноговремениССВ-1Гипрограммноеобеспечение(далее–ПО)
ПК «Энергосфера».
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 сигнал. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с
мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Лист № 2
Всего листов 7
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах и соотнесены с
единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №3-8 поступает на
входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и
передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации
по подключенным к УСПД устройствам. Измерительные каналы №1, 2 функционируют с
использованием прямого опроса сервером баз данных (БД) счетчиков электроэнергии
посредством GPRS- модема и не используют уровень ИВКЭ. Вычисление электроэнергии и
мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН происходит на уровне ИВК.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется обработка измерительной
информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,
оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача
данных в организации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности 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 АРМ 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 в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации – участники ОРЭ и РРЭ, в том числе
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 виде xml-файлов 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 рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ
предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК,
ИВКЭ, ИВК). Синхронизация часов сервера БД с национальной шкалой времени UTC(SU)
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(SU) 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 национальной шкалы времени, полученную по сигналам спутниковой
навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного
отклика.Серверсинхронизациивремениобеспечиваетпостояннуюинепрерывную
синхронизацию времени сервера БД. В случае выхода из строя основного сервера
синхронизации времени ССВ-1Г используется резервный.
Синхронизация шкалы времени УСПД осуществляется по сигналам единого времени,
принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного
на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Шкала времени УСПД переодически
сравнивается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация шкалы
времени УСПД проводится независимо от величины расхождения шкал времени.
Лист № 3
Всего листов 7
Сличение шкалы времени счетчиков измерительных каналов №1, 2 со шкалой времени
сервера БД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки.
Синхронизация шкалы времени счетчиков проводится при расхождении шкал времени
счетчика и сервера более чем на ±1 с. Сличение шкалы времени счетчиков измерительных
каналов №3-8 со шкалой времени УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не
реже одного раза в сутки. Синхронизация шкалы времени счетчиков проводится при
расхождении шкал времени счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Синхронизация шкалы времени УСПД осуществляется по сигналу точного времени
ГЛОНАСС/GPS-модуля, встроенного в УСПД. В случае неисправности, ГЛОНАСС/GPS-
модуляимеетсявозможностьсинхронизациишкалывремениУСПДотИВК
ПАО «Транснефть».
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции
времени до и после коррекции и 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» обеспечиваетзащиту программного обеспечения иизмерительной
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.
ПО
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера»
Библиотека pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер)
1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПОСBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритмвычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ и
СОЕВ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий»
в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические
характеристики приведены в таблицах 2-5.
Лист № 4
Всего листов 7
Номер ИК
измерений
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Состав измерительного канала
УСПД/Сервер
Наименование точки
ТТТНСчётчик
синхронизаци
и времени/
ТЛО -10
Кл. т. 0,2s
400/5
Рег № 25433-11
ССВ-1Г Рег № 58301-
14,
HP Pro-Liant ВL460
Gen8, HP Pro-Liant
ВL460 Gen6
КРУН-10кВ, 2 сек.400/5
г № 16678-
УХЛ2СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03М
3Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
УСПД: ЭКОМ-3000 Рег. № trial-14
ССВ-1Г Рег № 58301-14,
HP Pro-Liant ВL460 Gen8, HP Pro-Liant ВL460 Gen6
СЭТ-4ТМ.03М
4Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
СЭТ-4ТМ.03М
5Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
СЭТ-4ТМ.03М
6Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
10 кВ
10кВ, 1 сек. 10кВ,100/5
НАМИТ-10-2
г № 16687-
УХЛ2СЭТ-4ТМ.03М
Сервер БД
123456
ПС №588 "Ива"НАМИТ-10-2
110/10кВ,УХЛ2СЭТ-4ТМ.03М
1КРУН-10кВ, 1 сек. Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,2S/0,5
10кВ, яч.310000/100Рег. № 36697-17
Фидер №14 Рег № 16687-07
ПС №588 "Ива"ТЛО -10
Н
АМИ
Т-
10-2
2
110
/
10
к
В,
К
л. т. 0,2s
Кл. т. 0,5Кл. т. 0,2S/0,5
10кВ, яч.31, Фидер №25 Рег № 25433-11
Ре10000/
100
07 Р
ег. № 3669
7
-17
Научно-
производственная базаТЛО-10ЗНОЛП-ЭК
АО «Транснефть- Кл. т. 0,2s Кл. т. 0,2
Диаскан»,400/510000:√3/100:√3
ЗРУ-10кВ, 1 сек. 10 кВ, Рег №25433-11 Рег № 68841-17
яч. 17, Ввод №1 10 кВ
Научно-
производственная базаТЛО-10ЗНОЛП-ЭК
АО «Транснефть- Кл. т. 0,2s Кл. т. 0,2
Диаскан»,400/510000:√3/100:√3
ЗРУ-10кВ, 2 сек. 10 кВ, Рег №25433-11 Рег № 68841-17
яч. 18, Ввод №2 10 кВ
Научно-
производственная базаТЛО-10ЗНОЛП-ЭК
АО «Транснефть- Кл. т. 0,2s Кл. т. 0,2
Диаскан»,600/510000:√3/100:√3
ЗРУ-10кВ, 1 сек. 10 кВ, Рег №25433-11 Рег № 68841-17
яч. 23
Научно-
производственная базаТЛО-10ЗНОЛП-ЭК
АО «Транснефть- Кл. т. 0,2s Кл. т. 0,2
Диаскан»,600/510000:√3/100:√3
ЗРУ-10кВ, 2 сек. 10 кВ, Рег №25433-11 Рег № 68841-17
яч. 24
АО «Транснефть-
Диаскан»,ТЛК-СТ-10
7
ТП-78 10/0,4 кВ, РУ-Кл. т. 0,2s
Кл. т. 0
,
5Кл. т. 0,2S/
0
,5
яч.4, Основной ввод №1 Рег № 58720-14
Ре10000/
100
02 Р
ег. № 3669
7
-17
10 кВ
10кВ, сек. 10кВ,100/5
НАМИТ-10-2
г № 16687-
УХЛ2СЭТ-4ТМ.03М
АО «Транснефть-
Диаскан»,ТЛК-СТ-10
8
ТП-78 10/0,4 кВ, РУ-Кл. т. 0,2s
Кл. т. 0
,
5Кл. т. 0,2S/
0
,5
яч.7, Основной ввод №2 Рег № 58720-14
Ре10000/
100
02 Р
ег. № 3669
7
-17
Примечания:
1.Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, ССВ на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2,
при условии, что предприятие-владелец не претендует на улучшение метрологических
характеристик.
2.Замена оформляется в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с
настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 5
Всего листов 7
Таблица 3
Номер ИК
- Основные метрологические характеристика ИК
Вид электрическойГраницы основной
энергии (мощности)погрешности, %
Границы погрешности в
рабочих условиях, %
1, 2, 7, 8
Активная±1,3±1,9
3, 4, 5, 6
Реактивная ±2,1 ±3,6
Активная ±0,6 ±1,1
Реактивная ±1,0 ±2,1
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Границы погрешности в рабочих условиях указаны для cos
= 0,8, 0,2Iн≤I<Iн и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии для ИК
№ 1-8 от плюс 5 до плюс 35 °C.
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5
инд
. до 0,8
емк
.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от +5 до +35
220000
3
100000
24
264599
2
15000
Значение
8
от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
от +15 до +35
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
- температура окружающей среды,
о
С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков,
о
С:
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера, УСПД и ССВ-1Г,
о
С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не
более
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не
более
Сервер БД АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не
более
ССВ-1Г:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не
более
2
Лист № 6
Всего листов 7
113
10
45
10
Значение
Наименование характеристики
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
–резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
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;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
–измеренийприращенийэлектроэнергиинаинтервалах30минут(функция
автоматизирована);
–сборарезультатовизмерений–не режеодногоразавсутки(функция
автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплутационной документации АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Лист № 7
Всего листов 7
Наименование
Тип
СЭТ-4ТМ.03М
8
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
ТЛО-10
ТЛК-СТ-10
НАМИТ-10-2 УХЛ2
ЗНОЛП-ЭК
Количество,
шт./экз
14
6
4
12
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
Сервер синхронизации времени
Программное обеспечение
Сервер БД
Методика поверки
Формуляр
ЭКОМ-3000
ССВ-1Г
ПК «Энергосфера»
Proliant HP BL460
МП ТНЭ-018-2020
ТНЭ.ФО.018.М
1
2
1
2
1
1
Сведения о методиках (методах)измерений количества электрической энергии,
измерения и синхронизации времени
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 – Диаскан»,
аттестованном ООО «Транснефтьэнерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311308 от
29.10.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть – Диаскан»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
