Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ННК-Няганьнефтегаз»
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ННК-Няганьнефтегаз» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и баз данных (сервер) с установленным программным обеспечением (ПО) программный комплекс «Энергосфера», радиосервер точного времени РСТВ-01-01, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку, хранение и разграничение прав доступа к информации.
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются 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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на входы сервера, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
АИИС КУЭ ООО «ННК-Няганьнефтегаз» позволяет осуществлять импорт результатов измерений со сторонних (внешних) АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, при этом результаты измерений представлены в виде макетов xml (регламентированы Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности).
Передача информации от сервера в заинтересованные организации осуществляется в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), в филиал АО «СО ЕЭС» осуществляется с АРМ энергосбытовых организаций (субъекты ОРЭМ).
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее УСВ), синхронизирующий собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС. Шкала времени сервера ИВК синхронизирована со шкалой времени УСВ, сличение ежесекундное, корректировка осуществляется при расхождении шкалы времени УСВ и сервера более чем на ±1 с (параметр программируемый).
Сервер осуществляет синхронизацию шкалы времени часов счетчиков. Сличение шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени сервера происходит не реже одного раза в сутки, корректировка шкалы времени часов счетчиков происходит при расхождении со шкалой времени сервера на величину ±3 с и более (параметр программируемый).
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
АИИС КУЭ присвоен заводской номер 2026АС004. Заводской номер наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера ИВК типографским способом, а также указывается в формуляре АИИС КУЭ типографским способом.
Измерительные компоненты, входящие в состав измерительных каналов АИИС КУЭ, имеют заводские и (или) серийные номера, однозначно идентифицирующие каждый экземпляр средства измерений. Заводские номера измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов, приведены в формуляре.
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
аблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso_metr.dll |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | 6c38ccdd09ca8f92d6f96ac33d157 a0e |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСВ | Сервер | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110 кВ Скважина, ОРУ-35 кВ, 2С-35 кВ, ВЛ35 кВ Красноленинская-2 | ТФЗМ35А-ХЛ1 КТ 0,5 200/5 Рег. №8555-81 | 3HOM-35-65 КТ 0,5 35000^3/100^3 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | РСТВ-01-01 рег. № 67958-17 | HP Proliant DL360 Gen9 |
| 2 | ПС 110 кВ Скважина, ОРУ-35 кВ, 2С-35 кВ, ВЛ35 кВ ДНС-12-2 | ТФЗМ35А-ХЛ1 КТ 0,5 200/5 Рег. №8555-81 | 3HOM-35-65 КТ 0,5 35000^3/100^3 Рег. № 91270 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 3 | ПС 110 кВ Скважина, ОРУ-35 кВ, 1С-35 кВ, ВЛ35 кВ Красноленинская-1 | ТФЗМ35А-ХЛ1 КТ 0,5 200/5 Рег. №8555-81 | 3HOM-35-65 КТ 0,5 35000^3/100^3 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 4 | ПС 110 кВ Скважина, ОРУ-35 кВ, 1С-35 кВ, ВЛ35 кВ ДНС-12-1 | ТФЗМ35А-ХЛ1 КТ 0,5 200/5 Рег. №8555-81 | 3HOM-35-65 КТ 0,5 35000^3/100^3 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | ПС 110 кВ Хугор, ОРУ-35 кВ, 1С-35 кВ, ВЛ-35 кВ Куст-1 | ТФЗМ35А-ХЛ1 КТ 0,5 200/5 Рег. №8555-81 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 35000/100 Рег. №19813-09 | ТЕ3000.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 7703619 | РСТВ-01-01 рег. № 67958-17 | HP Proliant DL360 Gen9 |
| 6 | ПС 110 кВ Хугор, ОРУ-35 кВ, 1С-35 кВ, ВЛ-35 кВ КНС-1 | ТФЗМ35А-ХЛ1 КТ 0,5 200/5 Рег. №8555-81 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 35000/100 Рег. №19813-09 | ТЕ3000.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 7703619 | ||
| 7 | ПС 110 кВ Хугор, ОРУ-35 кВ, 2С-35 кВ, ВЛ-35 кВ Куст-2 | ТФЗМ35А-ХЛ1 КТ 0,5 200/5 Рег. №8555-81 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 35000/100 Рег. №19813-09 | ТЕ3000.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 7703619 | ||
| 8 | ПС 110 кВ Хугор, ОРУ-35 кВ, 2С-35 кВ, ВЛ-35 кВ КНС-2 | ТФЗМ35А-ХЛ1 КТ 0,5 200/5 Рег. №8555-81 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 35000/100 Рег. №19813-09 | ТЕ3000.00 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 7703619 | ||
| 9 | ПС 110 кВ Хугор, ЗРУ-6 кВ КСП, 1С-6 кВ, Ввод 6 кВ 1Т | ТОЛ 10 КТ 0,5 600/5 Рег. №7069-02 | НАМИ-10 КТ 0,2 6000/100 Рег. №11094-87 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. №27524-04 | ||
| 10 | ПС 110 кВ Хугор, ЗРУ-6 кВ КСП, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТОП-0,66 КТ 0,2S 150/5 Рег. № 15174-06 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 2752404 | ||
| 11 | ПС 110 кВ Хугор, ЗРУ-6 кВ КСП, 2С-6 кВ, Ввод 6 кВ 2Т | ТОЛ 10 КТ 0,5 600/5 Рег. №7069-02 | НАМИ-10 КТ 0,2 6000/100 Рег. №11094-87 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. №27524-04 | ||
| 12 | ПС 110 кВ Хугор, ЗРУ-6 кВ КСП, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТОП-0,66 КТ 0,2S 150/5 Рег. № 15174-06 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 2752404 | ||
| 13 | ПС 110 кВ КНС-5, ОРУ-35 кВ, 2С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ДНС-17-2 | ТОЛ-СЭЩ-35 КТ 0,2S 400/5 Рег. №51623-12 | НАМИ-35 КТ 0,5 35000/100 Рег. №60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 14 | ПС 110 кВ КНС-5, ОРУ-35 кВ, 2С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ДНС-23-2 | ТОЛ-СЭЩ-35 КТ 0,2S 400/5 Рег. №51623-12 | НАМИ-35 КТ 0,5 35000/100 Рег. №60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 15 | ПС 110 кВ КНС-5, ОРУ-35 кВ, 1С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ДНС-17-1 | ТОЛ-СЭЩ-35 КТ 0,2S 400/5 Рег. №51623-12 | НАМИ-35 КТ 0,5 35000/100 Рег. №60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | РСТВ-01-01 рег. № 67958-17 | HP Proliant DL360 Gen9 |
| 16 | ПС 110 кВ КНС-5, ОРУ-35 кВ, 1С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ДНС-23-1 | ТОЛ-СЭЩ-35 КТ 0,2S 400/5 Рег. №51623-12 | НАМИ-35 КТ 0,5 35000/100 Рег. №60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 17 | ПС 110 кВ ЦПС-Южный, ОРУ-35 кВ, 1С-35 кВ, ВЛ-35 кВ КНС-24-1 | ТВГ-УЭТМ®-35 КТ 0,2S 600/5 Рег. №52619-13 | НАМИ-35 КТ 0,2 35000/100 Рег. №60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 18 | ПС 110 кВ ЦПС-Южный, ОРУ-35 кВ, 2С-35 кВ, ВЛ-35 кВ КНС-24-2 | ТВГ-УЭТМ®-35 КТ 0,2S 600/5 Рег. №52619-13 | НАМИ-35 КТ 0,2 35000/100 Рег. №60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 19 | ПС 110 кВ ЦПС-Южный, ЗРУ-6 кВ ЦПС-Южный, 1С-6 кВ, Ввод 6 кВ 1Т | ТОЛ 10 КТ 0,5 1500/5 Рег. №7069-02 | НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег. №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. №27524-04 | ||
| 20 | ПС 110 кВ ЦПС-Южный, ЗРУ-6 кВ ЦПС-Южный, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТШП-0,66 КТ 0,2S 300/5 Рег. №15173-06 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697-08 | ||
| 21 | ПС 110 кВ ЦПС-Южный, ЗРУ-6 кВ ЦПС-Южный, 2С-6 кВ, Ввод 6 кВ 2Т | ТОЛ 10 КТ 0,5 1500/5 Рег. №7069-02 | НТМИ-6-66 КТ 0,5 6000/100 Рег. №2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. №27524-04 | ||
| 22 | ПС 110 кВ ЦПС-Южный, ЗРУ-6 кВ ЦПС-Южный, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТШП-0,66 КТ 0,2S 300/5 Рег. №15173-06 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697-08 | ||
| 23 | ПС 110 кВ КНС-27, ОРУ-35 кВ, 2С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ДНС-28-2 | ТФЗМ35А-ХЛ1 КТ 0,5 600/5 Рег. №8555-81 | ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 35000/V3/100/V 3 Рег. №912-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 24 | ПС 110 кВ КНС-27, ОРУ-35 кВ, 1С-35 кВ, ВЛ-35 кВ ДНС-28-1 | ТФЗМ35А-ХЛ1 КТ 0,5 400/5 Рег. №8555-81 | ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 35000/V3/100/V 3 Рег. №912-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | РСТВ-01-01 рег. № 67958-17 | HP Proliant DL360 Gen9 |
| 25 | ПС 110 кВ ДНС-32, КРУН-6 кВ, 2С-6 кВ, яч.8 | ТОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,5S 600/5 Рег. №32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 КТ 0,5 6000/100 Рег. № 2018605 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ||
| 26 | ПС 35 кВ ДНС-13, ОРУ-35 кВ, 1С-35 кВ, ПКУ-35 кВ №1 | TECV-C3-35-100/600-05S-05-А61-УХЛ1 КТ 0,5S 100 А / 1 В Рег.№ 82812-21 | TECV-C3-35-100/600-05S-05-А61-УХЛ1 КТ 0,5 35000/^3/1 Рег.№ 82812-21 | ESM-ET55-12-A2E2-05S-M12-K82 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 66884-17 | ||
| 27 | ПС 35 кВ ДНС-13, ОРУ-35 кВ, 2С-35 кВ, ПКУ-35 кВ №2 | TECV-C3-35-100/600-05S-05-А61-УХЛ1 КТ 0,5S 100 А/1 В Рег.№ 82812-21 | TECV-C3-35-100/600-05S-05-А61-УХЛ1 КТ 0,5 35000/^3/1 Рег.№ 82812-21 | ESM-ET55-12-A2E2-05S-M12-K82 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 66884-17 | ||
| 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 собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик; 2. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов; 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО); 4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. | ||||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности ±6, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| 17 - 18 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч. 0,2S/0,5) | Активная Реактивная | 0,6 1,0 | 2,1 2,0 | |
| 13 - 16 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч. 0,2S/0,5) | Активная Реактивная | 0,9 1,3 | 2,4 2,1 | |
| 10; 12; 20; 22 (ТТ 0,2S; Сч. 0,2S/0,5) | Активная Реактивная | 1,0 1,6 | 5,3 2,9 | |
| 9; 11 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч. 0,2S/0,5) | Активная Реактивная | 1,0 1,6 | 5,3 2,8 | |
| 1 - 8; 19; 21; 23; 24 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 0,2S/0,5) | Активная Реактивная | 1,2 1,9 | 5,5 2,8 | |
| 25 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч. 0,2S/0,5) | Активная Реактивная | 1,2 1,9 | 5,5 3,0 | |
| 26; 27 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч. 0,5S/1,0) | Активная Реактивная | 1,3 2,1 | 5,7 4,2 | |
| Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), с | ± 5 | |||
| Примечания: 1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95; 2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности (получасовой); 3. Границы погрешности результатов измерений в нормальных условиях указаны для тока 100% 1ном, cosф = 0,8 при температуре от плюс 21 до плюс 25 °С в месте установки счетчиков. Границы погрешности результатов измерений для рабочих условий указаны для тока 1 (5) % 1ном при подключении счетчиков через трансформаторы тока, cosф = 0,5инд при температуре от плюс 10 до плюс 35 °С в месте установки счетчиков. | ||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 27 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uhom | от 95 до 105 |
| ток, % от Ihom | от 1 (5) до 120 |
| коэффициент мощности cosф | 0,87 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Uhom | от 90 до 110 |
| ток, % от Ihom | от 1 (5) до 120 |
| коэффициент мощности cosф | От 0,5инд. до 1 емк |
| частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| температура окружающей среды для счетчиков, °С: | от +10 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +35 |
| атмосферное давление, кПа | от 70,0 до 106,7 |
| относительная влажность, %, не более | 90 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков и измерительных устройств: среднее время наработки на отказ, ч., не менее СЭТ-4ТМ.03 (рег. № 27524-04) | 90000 |
| СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) | 140000 |
| СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) | 165000 |
| СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17) | 220000 |
| ТЕ3000.00 (рег. № 77036-19) | 220000 |
| ESM (рег. № 66884-17) | 170000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч. | 2 |
| для РСТВ-01-01: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч. | 2 |
| для сервера: реднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220670 |
| реднее время восстановления работоспособности, ч. | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- в журнале событий сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в сервере и счетчике;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера ИВК;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТВГ-УЭТМ®-35 | 6 |
| ТОЛ 10 | 8 | |
| ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 | |
| ТОЛ-СЭЩ-35 | 12 | |
| ТОП-0,66 | 6 | |
| ТФЗМ35А-ХЛ1 | 20 | |
| ТШП-0,66 | 6 | |
| Трансформаторы напряжения | 3HOM-35-65 | 12 |
| НАМИ-10 | 2 | |
| НАМИ-10-95УХЛ2 | 1 | |
| НАМИ-35 | 6 | |
| НТМИ-6-66 | 2 | |
| Трансформаторы тока и напряжения комбинированные | TECV | 6 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии, устройства измерительные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 15 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 6 | |
| ТЕ3000.00 | 4 | |
| ESM-ET | 2 | |
| Устройство синхронизации времени | РСТВ-01-01 | 1 |
| Сервер сбора и баз данных | HP Proliant DL360 Gen9 | 1 |
| Формуляр | ФО 04/26 | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ННК-Няганьнефтегаз», МВИ 04/26, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311290.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»