Наименование раздела Стр

Требования к видам обеспечения

• 
  информационную совместимость ИИК, ИВКЭ и ИВК на базе терминологического единства семантики одних и тех же понятий в различных массивах информации, классификаторах, входных и выходных документах.
  

• 
  использовано языковое средство – русский язык;
  
• 
  стандартизовано описание однотипных элементов информации и записи синтаксических конструкций;
  
• 
  обеспечено удобство, однозначность и устойчивость общения пользователей со средствами автоматизации АИИС КУЭ;
  
• 
  предусмотрено средство исправления ошибок, возникающих при общении пользователей с техническими средствами АИИС КУЭ.
  

• 
  программное обеспечение счетчиков электроэнергии;
  
• 
  программное обеспечение УСПД.
  

• 
  прикладное (технологическое) программное обеспечение (ППО), реализующее задачи и функции АИИС КУЭ, в соответствии с требованиями данного Технического задания.
  

• 
  данные должны быть защищены от потери;
  
• 
  данные должны быть надежно защищены от несанкционированного доступа;
  
• 
  объем обмена данными между уровнями определяется потребностями вышестоящего уровня, но не должна быть закрыта возможность запроса любых требуемых и согласованных данных.
  

• 
  класс точности ТТ не хуже 0,2S для присоединений 220кВ и выше;
  
• 
  класс точности ТТ не хуже 0,5S для остальных присоединений;
  
• 
  класс точности ТН не хуже 0,2 для присоединений 220кВ и выше;
  
• 
  класс точности ТН не хуже 0,5 для остальных присоединений;
  
• 
  соответствовать ПУЭ [41] по классу напряжения, электродинамической и термической стойкости, климатическому исполнению;
  
• 
  соответствовать требованиям ПУЭ 1.5.17;
  
• 
  в электрических сетях с глухозаземленной нейтралью ТТ должны быть установлены в трех фазах, к которым должны быть подключены трехфазные трехэлементные счетчики;
  
• 
  не допускается применение промежуточных ТТ;
  
• 
  не допускается перегрузка измерительных трансформаторов во всех эксплуатационных режимах трансформаторов;
  
• 
  должен быть обеспечен контроль целостности вторичных цепей ТН при отсутствии функции контроля наличия напряжения в журнале событий счетчика электроэнергии;
  
• 
  ТТ и ТН должны быть внесены в реестр федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (далее ФИФ ОЕИ);
  
• 
  ТТ и ТН должны иметь защиту от несанкционированного доступа на физическом уровне (установка пломб, марок и т.п.).
  

• 
  потери напряжения в цепи «ТН – счетчик электрической энергии» не должны превышать 0,25 % от номинального вторичного напряжения ТН;
  
• 
  в цепях ИИК точек измерений должна быть предусмотрена возможность замены счётчика и подключения образцового счетчика без отключения присоединения (установка испытательных коробок, блоков и т.п.);
  
• 
  Cчетчик электрической энергии должен быть подключен к ТН отдельным кабелем, защищенным от короткого замыкания, при этом подсоединение кабеля к счетчику должно быть проведено через испытательную коробку (специализированный клеммник), расположенную около счетчика. Допускается применение единой электрической цепи для подключения счетчиков к одному ТН, при условии обеспечения защиты всей цепи от несанкционированного доступа;
  
• 
  вторичные цепи должны быть защищены от несанкционированного доступа.
  

• 
  обеспечивать измерение:
  

• 
  обеспечивать измерение активной и реактивной электрической энергии:
  

• 
  соответствовать ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии, ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии (при отсутствии счетчиков ЭЭ, соответствующих требованиям ГОСТ 31819.22-12 и ГОСТ 31819.23-2012, разрешенных в сфере госрегулирования обеспечения единства измерений (внесенных в ФИФ ОЕИ), применять счетчики, соответствующие ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52425-2005 утвержденных типов, изготовленные в течение срока действия свидетельства об утверждении типа);
  
• 
  иметь класс точности не хуже 0,2S и 0,5 при измерении активной и реактивной электрической энергии соответственно;
  
• 
  обеспечивать реверсивный учёт для присоединений, где возможны перетоки электроэнергии в двух направлениях;
  
• 
  иметь энергонезависимые часы, обеспечивающие ведение даты и времени (точность хода не ниже 0,5 с/сут с внешней автоматической коррекцией (синхронизацией), работающей в составе СОЕВ);
  
• 
  синхронизацию времени от внешнего источника не реже одного раза в сутки;
  
• 
  иметь энергонезависимую память для хранения профилей нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 45 сут, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, среднеинтервальную мощность, а также запрограммированные параметры;
  
• 
  обеспечивать сохранность информации и ведение времени и календаря при отключении электропитания на время не менее одного года;
  
• 
  обеспечивать подключение резервного источника питания и автоматического переключения на источник резервного питания при исчезновении основного (резервного) питания;
  
• 
  иметь не менее двух независимых цифровых интерфейса RS-485;
  
• 
  иметь интерфейс для автономного параметрирования и считывания результатов измерений и параметров счетчика электроэнергии;
  
• 
  обеспечивать удалённый доступ и параметрирование из ИВКЭ и ИВК АИИС КУЭ;
  
• 
  предоставлять интерфейс доступа к собранной информации со стороны ИВК АИИС КУЭ ПАО «Транснефть»;
  
• 
  обеспечивать совместимость на программном уровне с ПО ИВК АИИС КУЭ;
  
• 
  обеспечивать автоматическое ведение «Журнала событий», фиксирующего время и даты наступления событий;
  
• 
  иметь средства визуального контроля информации в соответствии с
  ГОСТ 31818.11-2012 (ЖКИ-дисплей);
  
• 
  обеспечивать вывод результатов измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, текущую дату и время на средства визуального контроля информации;
  
• 
  обеспечивать защиту от несанкционированного изменения параметров, а также от записи на программном (логическом) уровне (установка паролей) и аппаратном (физическом) уровне (установка пломб, марок и т.п.);
  
• 
  проводить самодиагностику с фиксацией результатов в «Журнале событий»;
  
• 
  обеспечивать работоспособность в диапазоне температур от минус 40 °С до плюс 60 С;
  
• 
  быть внесены в реестр ФИФ ОЕИ.
  
• 
  иметь межповерочный интервал не менее 10 лет.
  

• • 
    попытки несанкционированного доступа;
    
  • 
    факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных (параметрированию);
    
  • 
    факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
    
  • 
    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
    
  • 
    отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;
    
  • 
    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
    
  • 
    перерывы питания;
    
  • 
    обеспечивать автоматическую самодиагностику с формированием обобщенного сигнала в «Журнале событий»:
    
• 
  измерительного блока;
  
• 
  вычислительного блока;
  
• 
  таймера;
  
• 
  блока питания;
  
• 
  дисплея;
  
• 
  блока памяти (подсчет контрольной суммы).
  

• 
  автоматический регламентный сбор результатов измерений от счётчиков по цифровым интерфейсам;
  
• 
  сбор и хранение данных о состоянии средств измерений (журналов событий) со всех ИИК, обслуживаемых данным ИВКЭ;
  
• 
  обработку результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
  
• 
  параметрирование (установку настраиваемых параметров) при первоначальной установке, после вывода из ремонта, в процессе эксплуатации самого УСПД и при замене счетчиков, изменении схемы учета, коммуникационных параметров и т.п.;
  
• 
  предоставление интерфейса доступа к собранной информации;
  
• 
  наличие встроенных энергонезависимых часов (точность хода часов не хуже ±5,0 с/сут.);
  
• 
  автоматическую коррекцию/синхронизацию таймера часов как в самом УСПД, так и в счетчиках электроэнергии, передающих информацию в УСПД;
  
• 
  самодиагностику с фиксацией результатов в «Журнале событий» или на цифровом табло;
  
• 
  защиту от несанкционированного доступа на логическом и физическом уровнях как в аппаратной части (разъемы, функциональные модули и т.п.), так и в программно-информационном обеспечении (установка паролей);
  
• 
  хранение результатов измерений суточных данных тридцатиминутных приращений активной и реактивной электроэнергии не менее 45 сут;
  
• 
  хранение результатов измерений электропотребления (выработку) за месяц электроэнергии по каждому ИК или группе ИК не менее 45 сут;
  
• 
  ведение «Журнала событий» с фиксацией даты и времени наступления события;
  
• 
  электропитание должно осуществляться от сети переменного или постоянного тока напряжением 220 В ± 20 %;
  
• 
  электропотребление УСПД с полным набором электронных модулей не должно превышать 100 Вт;
  
• 
  наличие резервного источника питания;
  
• 
  автоматический переход на резервный источник питания при пропадании основного питания и обратно;
  
• 
  предоставление интерфейса доступа к собранной информации со стороны ИВК АИИС КУЭ ПАО «Транснефть»;
  
• 
  сохранность информации и ведение времени и календаря при отключении электропитания;
  
• 
  совместимость на программном уровне с ПО ИВК АИИС КУЭ 
  ПАО «Транснефть». Для обеспечения совместимости существующего ИВК АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» УСПД должно иметь возможность работать в «сквозном» режиме в качестве шлюза-концентратора (опрос счетчиков происходит с уровня ИВК). Должна быть предусмотрена возможность перехода с нормального режима на «сквозной» и обратно;
  
• 
  дистанционный перезапуск с уровня ИВК;
  
• 
  охлаждение за счет естественной конвекции;
  
• 
  конструктивно выполнен в едином корпусе, обеспечивающим возможность одностороннего обслуживания и степень защиты не ниже IP 51 по ГОСТ 14254, либо IP 50 по ГОСТ 14254 в сухих помещениях (температура окружающего воздуха (20±5) ºС при относительной влажности воздуха (65±15) %) или в специализированных шкафах, имеющих степень защиты не менее IP 51 по ГОСТ 14254;
  
• 
  конструкция должна позволять его размещение как на стандартных панелях, так и в специализированных шкафах (при использовании внешних модемов);
  
• 
  время восстановления работоспособности УСПД на месте установки (заменой модулей) не более 24 ч;
  
• 
  межповерочный интервал не менее 4 лет;
  
• 
  срок службы – не менее 12 лет.
  

• 
  ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
  
• 
  попытки несанкционированного доступа;
  
• 
  связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;
  
• 
  перезапуски УСПД (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п.);
  
• 
  факты корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
  
• 
  установка, изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
  
• 
  отключение питания.
  

• 
  счетчиков электрической энергии с цифровым выходом;
  
• 
  спутниковых модемов;
  
• 
  GSM-модемов;
  
• 
  маршрутизаторов;
  
• 
  УССВ;
  
• 
  других УСПД в каскадном режиме;
  
• 
  локальных и переносных рабочих станций.
  

• 
  двух последовательных интерфейсов RS-485;
  
• 
  одного порта RS-232;
  
• 
  двух портов Ethernet.
  

• 
  функционировать автоматически (без вмешательства человека);
  
• 
  погрешность хода часов должна обеспечивать погрешность СОЕВ не более ±5 с/сут;
  
• 
  среднее время восстановления должно быть не более 24 ч;
  
• 
  коэффициент готовности УССВ должен быть не менее 0,95;
  
• 
  конкретный тип и количество УССВ определяются на стадии разработки проектной документации.
  

• 
  обеспечивать возможность работы оборудования АИИС КУЭ в течение 60 мин в случае потери основного питания;
  
• 
  иметь запас по нагрузке не менее 30 %;
  
• 
  иметь возможность удаленного диагностирования работоспособности.
  

• 
  Частота процессора не менее 2 ГГц, либо двухядерный с частотой процессора не менее 1,7 ГГц;
  
• 
  Объем оперативной памяти не менее 1 Гб;
  
• 
  Размер жесткого диска не менее 400 Гб;
  
• 
  Встроенный интерфейс FastEthernet RJ 45;
  
• 
  COM порт (RS 232 интерфейс);
  
• 
  USB порты (количество USB портов не менее 2) для подключения принтера;
  
• 
  Высококонтрастный дисплей диагональю не менее 21 дюйма.
  

• 
  нормирование, расчет метрологических характеристик измерительных каналов АИИС КУЭ;
  
• 
  метрологическая экспертиза технической документации на АИИС КУЭ;
  
• 
  испытания АИИС КУЭ с целью утверждения типа, утверждение типа АИИС КУЭ;
  
• 
  поверку АИИС КУЭ;
  
• 
  метрологический надзор за выпуском, монтажом, наладкой, состоянием и применением АИИС КУЭ;
  
• 
  разработка и аттестация методик измерений электроэнергии (мощности), других физических величин, связанных с измерениями при коммерческом учета, в соответствии с ГОСТ Р 8.463.
  

• 
  внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений;
  
• 
  иметь действующие свидетельства о поверке, выданные юридическими лицами или индивидуальными предпринимателями, аккредитованным в установленном порядке в области ОЕИ;
  
• 
  нагрузка вторичных цепей ТТ должна соответствовать ГОСТ 7746;
  
• 
  нагрузка вторичных цепей ТН должна соответствовать ГОСТ 1983.
  
• 
  погрешность хода часов счетчиков электрической энергии, УСПД (при условии внешней коррекции) не более ±0,5 с/сут.
  

• 
  погрешность из-за потерь (падения) напряжения в линии присоединения счетчика ЭЭ к ТН;
  
• 
  погрешность измерения времени.
  

• 
  токовую погрешность ТТ (по ГОСТ 7746);
  
• 
  погрешность напряжения ТН (по ГОСТ 1983);
  
• 
  основная погрешность счетчика ЭЭ;
  
• 
  дополнительные погрешности измерений счетчика ЭЭ от влияния внешних величин;
  
• 
  погрешность трансформаторной схемы включения счетчика (угловые погрешности ТТ и ТН);
  
• 
  погрешность из-за потерь (падения) напряжения в линии присоединения счетчика к ТН;
  
• 
  погрешность измерений времени.
  

• 
  для области нагрузок до 2 % (относительная величина нагрузки ТТ) – не регламентируется;
  
• 
  для области малых нагрузок от 2 % до 20 % включительно – не хуже 2,9 %;
  
• 
  для диапазона нагрузок от 20 % до 120 % – не хуже 1,7 %.
  

• 
  для области нагрузок до 2 % (относительная величина нагрузки ТТ) – не регламентируется;
  
• 
  для области малых нагрузок от 2 % до 20 % включительно – не хуже 5,5 %;
  
• 
  для диапазона нагрузок от 20 % до 120 % – не хуже 3,0 %.
  

4. 1. 
      В качестве основы для методического обеспечения должно использоваться
      ОР-91.140.50-КТН-121-15.