МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

08 ноября 2021 г.

Москва

О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденного приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346 «Об утверждении Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений», приказываю:

• 1. Внести изменения в сведения об утвержденных типах средств измерений в части конструктивных изменений, не влияющих на их метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Утвердить измененные описания типов средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.

• 3. ФГУП «ВНИИМС» внести сведения об утвержденных типах средств измерений согласно приложению к настоящему приказу в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 28 августа 2020 г. № 2906.

• 4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

(

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

СВЕДЕНИЕ О СЕРТИФИКАТЕ ?,<! i

Сертификат: 028BB28700AOAC3E9843FA50B54H06F4C Кому выдан: Шалаев Антон Павлович Действителен; с 29.12.2020 до 29.12.2021

<__________—__________/

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «8» ноября 2021 г. № 2476

Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, не влияющих на метрологические характеристики средств измерений

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «8» ноября 2021 г. № 2476

Лист № 1 Регистрационный № 78382-20 Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 618

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 618 (далее по тексту -СИКН) предназначена для автоматического измерения массы нефти при проведении учетных операций при сдаче нефти ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» ООО «РИТЭК» в магистральный нефтепровод АО «Транснефть-Приволга».

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, реализованного с применением счетчиков-расходомеров массовых.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), щелевого пробозаборного устройства, системы сбора и обработки информации и управления (далее по тексту - СОИ), трубопоршневой поверочной установки (ТПУ).

Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из одной рабочей и одной резервно-контрольной измерительных линий (ИЛ).

На входном коллекторе БИЛ установлены следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

• - преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационные № 14061-04, № 14061-10, № 14061-15);

• - пробозаборное устройство щелевого типа;

• - манометр для точных измерений типа МТИ модели 1246 (регистрационный № 1844-63).

В состав каждой ИЛ входят следующие СИ и технические средства:

• - преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационные № 14061-04, № 14061-10, № 14061-15);

• - счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF400 (регистрационный № 81622-21);

• - преобразователи измерительные 644,  3144Р (регистрационные № 14683-04,

№  14683-09) или преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р

(регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационные    № 22257-05,    №    22257-11)

или с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);

• - датчики разности давления «Метран-100» (регистрационный № 22235-01) или датчики разности давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

• - фильтр фирмы «Plenty» с дренажным краном;

• - манометр для точных измерений типа МТИ модели 1246 (регистрационный № 1844-63);

• - термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91).

На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

• - преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационные № 14061-04, № 14061-10, № 14061-15);

• - преобразователи измерительные 644,  3144Р (регистрационные № 14683-04,

№ 14683-09) или преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационные № 22257-05,    №    22257-11)

или с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);

• - манометр для точных измерений типа МТИ модели 1246 (регистрационный № 1844-63).

БИК выполняет функции контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.

В БИК установлены следующие СИ и технические средства:

• - преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационные № 14061-04, № 14061-10, № 14061-15);

• - преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (регистрационные № 15644-06, № 52638-13);

• - преобразователи измерительные 644,  3144Р (регистрационные № 14683-04,

№ 14683-09) или преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационные № 22257-05,    №    22257-11)

или с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);

• - преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829 (регистрационный № 15642-06) или преобразователи плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);

• - счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш (регистрационный № 26776-04);

• - два влагомера нефти поточные УДВН-1пм (регистрационные № 38648-08, № 1455715);

• - анализатор серы рентгеноабсорбционный «SPECTRO 682T-HP» в потоке жидких углеводородов, находящихся под давлением (регистрационный № 32215-06);

• - два пробоотборника для автоматического отбора проб;

• - пробоотборник для ручного отбора проб;

• - манометры для точных измерений типа МТИ модели 1246 (регистрационный № 1844-63);

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (регистрационный № 303-91).

В узле ТПУ установлены следующие СИ и технические средства:

• - установка трубопоршневая «Сапфир М» (регистрационный № 23520-02);

• - преобразователи измерительные 644,  3144Р (регистрационные № 14683-04,

№ 14683-09) или преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии 65 (регистрационные № 22257-05,    №    22257-11)

или с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);

• - преобразователи давления измерительные 3051 (регистрационные № 14061-04, № 14061-10, № 14061-15);

• - манометры для точных измерений типа МТИ модели 1246 (регистрационный № 1844-63);

• - термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (регистрационный № 303-91).

В состав СОИ СИКН входят следующие СИ и технические средства:

• - комплекс измерительно-вычислительный «ИМЦ-03» (регистрационный № 19240-05);

• - автоматизированное рабочее место оператора (далее по тексту - АРМ), с реализованном на нем программным обеспечением верхнего уровня «Форвард», оборудованное персональным компьютером со специализированным программным обеспечением и средствами отображения и печати.

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - измерение массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;

• - вычисление массы нетто нефти как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного;

• - измерение в БИК объемной доли воды в нефти, плотности и вязкости нефти;

• - измерение давления и температуры нефти;

• - проведение контроля метрологических характеристик и поверки СРМ с применением стационарной ТПУ и ПП;

• - отбор проб (автоматический и ручной) согласно ГОСТ 2517-2012;

• - контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

• - защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Программное обеспечение

СИКН имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в комплексе измерительновычислительном ИМЦ-03 и в АРМ оператора.

Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблицах 1, 2.

Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03

Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Т а б л и ц а 3 -Метрологические характеристики

Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Т а б л и ц а 5 - Комплектность средства измерений

приведены в документе МН 887-2019 «ГСИ. Масса нефти. Методика системой измерений количества и показателей качества нефти №618», ФР.1.29.2019.34641.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 618

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»;

Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».

Общество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз»

(ООО «ИМС Индастриз»)

ИНН 7736545870

Адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А

Телефон (факс): +7 (495) 221-10-50, +7 (495) 221-10-51

Web-сайт: http://www.imsholding.ru

Испытательный центр

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а

Телефон: +7 (843) 567-20-10, 8-800-700-78-68

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «8» ноября 2021 г. № 2476

Лист № 1 Регистрационный № 74242-19 Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Расходомеры многофазные Pietro Fiorentini

Расходомеры многофазные Pietro Fiorentini (далее - расходомеры) предназначены для непрерывных автоматизированных измерений массового расхода и массы скважинной жидкости, нефти и воды, а также объемного расхода и объема попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной или газоконденсатной смеси без предварительной сепарации многофазного потока.

Расходомеры имеют модульную конструкцию. В общем случае применяются следующие модули: модуль перепада давления, модуль гамма-плотномера, модуль импеданса, модуль скорости потока, модуль NIR.

Модуль перепада давления состоит из трубки Вентури, изготовленной в соответствии с ISO 5167-4:2003 и многопараметрического преобразователя давления, перепада давления и температуры потока. Модуль перепада давления служит для определения общего объемного или массового расхода многофазного потока нефтегазоводяной или газоконденсатной смеси. Данный модуль присутствует во всех исполнениях расходомеров. Стандартные значения коэффициента /3 трубок Вентури находится в диапазоне от 0,5 до 0,8.

Для измерения давления, перепада давления на трубке Вентури и температуры в расходомерах используются измерительные преобразователи давления, температуры и перепада давления.

Модуль гамма-плотномера включает в себя высокоскоростной гамма-плотномер, служащий для прямых динамических измерений плотности измеряемой среды и для косвенных измерений объемной доли газовой фазы в потоке измеряемой среды с использованием закона де Пира. Частота измерений плотности составляет 125 Гц, что позволяет отслеживать изменения плотности измеряемой среды, вызванные изменением содержания свободной газовой фазы в потоке в реальном времени.

Модуль импеданса представляет собой серию пар электродов, установленных последовательно по потоку, служащих для измерения электрической емкости и электрической проводимости. В случае, если жидкая фаза измеряемого многофазного потока является водонефтяной эмульсией, модуль импеданса выполняет измерения электрической проводимости среды. В случае, если жидкая фаза измеряемого многофазного потока является нефтеводяной эмульсией, модуль импеданса выполняет измерения электрической емкости измеряемой среды. На основе из меренных значений проводимости или емкости рассчитывается объемная доля воды и газа в потоке измеряемой среды. Переключение между режимами измерений емкости и проводимости происходит автоматически. Частота сбора данных с модуля импеданса составляет 125 Гц.

Так же, на основе сдвига по времени сигнала между парами датчиков, установленных последовательно, методом кросс-корреляции измеряется скорость потока измеряемой среды.

Модуль скорости потока состоит из серии пьезоэлементов, установленных в трубе расходомера, при помощи которых по изменению давления определяется скорость потока. Изменение давления вызвано движением гидродинамических возмущений в потоке -различных вихрей и турбулентностей. По задержке сигнала от двух последовательно установленных пьезоэлементов методом кросс-корреляции определяется скорость потока.

Модуль NIR является оптическим преобразователем содержания воды в измеряемой среде. Технология работы модуля NIR основана на принципе дифференциальной оптической абсорбционной спектроскопии.

Расходомеры выпускаются в исполнениях: Flowatch 3i, Flowatch HS, Xtreme S, Xtreme HS, Xtreme SHS, Totem и Totem HS. Исполнения отличаются составом модулей, входящих в состав расходомера. Информация о модулях, входящих в состав исполнений расходомеров, приведена в таблице 1.

Расходомеры могут поставляться в подогреваемом теплоизолированном блок-боксе или в комплекте с солнцезащитным навесом. Фотографии общего вида расходомеров приведены на рисунке 1, места пломбирования показаны на рисунке 2.

Рис. 1 Общий вид расходомера, и расходомера, смонтированного вместе с компьютером потока на единой раме.

Рис. 2. Место пломбирования расходомеров.

Программное обеспечение расходомеров реализовано в компьютере потока, являющемся программируемым вычислительным устройством, и выполняет функции опроса первичных преобразователей давления, перепада давления, температуры и остальных модулей расходомера и преобразовании полученных от них сигналов.

На основании полученных от модулей расходомера данных рассчитываются выходные параметры - масса и массовый расход скважинной жидкости, масса и массовый расход нефти, объем и объемный расход попутного нефтяного газа.

Приведение измеренных величин к стандартным условиям осуществляется с применением PVT зависимостей, реализованных в программном обеспечении расходомера.

Связь между компьютером потока и первичными преобразователями расходомера осуществляется по протоколам HART и RS422. Связь между компьютером потока и SCADA-системой верхнего уровня может быть осуществлена по протоколам RS485/422 или RS232. Связь между компьютером потока и персональным компьютером может быть осуществлена по протоколам Ethernet и TCP/IP.

Компьютер потока может быть смонтирован как вместе с расходомером на одной раме, так и отдельно от него.

Сведения об идентификационных данных программного обеспечения расходомеров приведена в таблице 2.

Таблица 2. Идентификационные данные программного обеспечения.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Метрологические и технические характеристики

Основные метрологические характеристики расходомеров приведены в таблицах 3 - 9.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики расходомеров всех исполнений

Т а б л и ц а 5 - Основные метрологические характеристики расходомеров исполнения Totem

Т а б л и ц а 7 - Основные метрологические характеристики расходомеров исполнения Xtreme SHS

Т а б л и ц а 9 - Основные метрологические характеристики расходомеров исполнения Xtreme HS

Основные технические характеристики расходомеров и параметры измеряемой среды приведены в таблице 10.

Т а б л и ц а 10 - Основные технические характеристики расходомеров и параметры измеряемой среды.

Знак утверждения типа наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.

Комплектность средства измерений приведена в таблице 11.

Комплект поставки расходомеров может дополняться по условиям контракта на поставку.

Сведения о методиках (методах) измерений отсутствуют

ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества, извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

Техническая документация фирмы изготовителя

Pietro Fiorentini S.p.A, Италия

Адрес: 36057 Arcugnano (VI), Via E. Fermi, 8/10

Тел.: +39 02 696 14 21

Факс: +39 02 688 04 57

E-mail: sales@fiorentini.com

Web-сайт: www.fiorentini.com

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научноисследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» (ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

Юридический адрес: 190005, г. Санкт-петербург, Московский пр., 19

Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»

Телефон: +7(843) 272-70-62

Факс: +7(843)272-00-32

E-mail: office@vniir.org

Регистрационный номер в реестре аккредитованных лиц ВНИИР - филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA.RU 310592.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «8» ноября 2021 г. № 2476

Лист № 1 Регистрационный № 63698-16 Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2).

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с.

По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных через интерфейс RS-232 на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

В ИВК «ИКМ-Пирамида», располагающемся в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2), производится сбор, 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, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-1, корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения. Часы УСПД синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов УСПД производится независимо от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1,5 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения +3 с, но не чаще 1 раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.

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

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Примечания:

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

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

• 3 Нормальные условия эксплуатации:

• -    параметры сети: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Uh; диапазон силы тока (0,02 - 1,2) Ih, частота (50+0,15) Гц; коэффициент мощности cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

• -    температура окружающей среды:

• -   ТТ и ТН от минус 5 до плюс 40 °С;

• -   счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;

• -   УСПД от плюс 15 до плюс 25 °С;

• -   ИВК от плюс 15 до плюс 25 °С;

• -   магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

• 4   Рабочие условия эксплуатации:

• -    для ТТ и ТН:

• -   параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока (0,01 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (sm9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;

• -   температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 55 °C.

• -    для счетчиков электроэнергии:

• -   параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9 (sm9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 + 0,4) Гц;

• -   температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °C;

• -   магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

• 5    Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 30 °С.

• 6   Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, ИВК «ИКМ-Пирамида», УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    УСПД СИКОН С50 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -  ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 коммутируемого канала.

В журналах событий фиксируются факты:

• -    журнал счётчика:

• -   параметрирования;

• -   пропадания напряжения;

• -   коррекции времени в счетчике;

• -   журнал УСПД:

• -   параметрирования;

• -   пропадания напряжения;

• -   коррекции времени в счетчике и УСПД;

• -   пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

• -    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -   электросчётчика;

• -   промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -   испытательной коробки;

• -  УСПД;

- ИВК;

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

• -   электросчетчика;

• -  УСПД;

- ИВК.

Возможность коррекции времени в:

• -   электросчетчиках (функция автоматизирована);

• -   УСПД (функция автоматизирована);

• -   ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• -   о результатах измерений (функция автоматизирована);

• -   о состоянии средств измерений.

Цикличность:

• -   измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• -   сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -   электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -   УСПД - тридцатиминутный суточный график средних мощностей по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;

• -   ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2) типографским способом.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2) для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2))», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2)

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.

ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИРМА «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»

(ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»)

ИНН 3327304235

Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8, а/я 14

Тел.: (4922) 33-67-66, 33-79-60, 33-93-68, 34-78-23, 34-78-24

Факс: (4922) 42-45-02

E-mail: st@sicon.ru http://www.sicon.ru/

Модернизация системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс» (объект Йошкар-Олинская ТЭЦ-2) проведена

Филиалом «Марий Эл и Чувашии» Публичного акционерного общества «Т Плюс» (Филиал «Марий Эл и Чувашии» ПАО «Т Плюс»)

ИНН: 6315376946

Адрес: 428022, Чувашская Республика, г. Чебоксары, Марпосадское шоссе., д. 4, Юридический адрес: 143421, Московская обл., Красногорский район, автодорога «Балтия», территория 26 км., бизнес-центр «Рига-Ленд», строение 3

Телефон: 8(8352)22-52-05

Факс: 8(8352)22-64-04

Web-сайт: www.tplusgroup.ru,

Е-mail: chv-info@tplusgroup.ru»

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы»

(ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46 Тел/факс: (495)437-55-77 / 437 56 66 E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.

В части вносимых изменений

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в республике Марий Эл» Адрес: 424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, д. 3

Тел (факс): 8 (8362) 41-20-18 (41-16-94)

Web-сайт: www.maricsm.ru

E-mail: gost@maricsm.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Марийский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30118-11 от 16.02.2017 г.»

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «8» ноября 2021 г. № 2476

Лист № 1 Регистрационный № 59891-15 Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Расходомеры-счетчики газа и пара моделей XGF868i, XGM868i, XGS868i

Расходомеры-счетчики газа и пара моделей XGF868i, XGM868i, XGS868i (далее -расходомеры-счетчики) предназначены для измерения скорости, объемного расхода (объема) природного, попутного и свободного нефтяного, факельного и других газов, массового расхода (массы) водяного пара, а также вычисления объемного расхода и объема попутного и свободного нефтяного, факельного газов, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63.

Расходомеры-счетчики состоят из ультразвуковых преобразователей и электронно -вычислительного блока (далее - ЭВБ).

Принцип действия расходомеров-счетчиков основан на ультразвуковом времяимпульсном методе измерений. Ультразвуковые преобразователи, установленные выше и ниже по течению потока, посылают и принимают кодированные ультразвуковые сигналы, проходящие через поток газа или пара. ЭВБ по разности времен перемещения импульсов по направлению потока и против него, используя методы цифровой обработки в сочетании с современными способами кодирования и корреляционного детектирования сигнала, рассчитывает скорость потока. На основе измеренной скорости потока и диаметра измерительного трубопровода ЭВБ проводит расчет объемного расхода и объема газа или пара.

Для обеспечения максимальной точности могут использоваться двухканальные модели, которые могут быть установлены для двухлучевого измерения скорости, объемного расхода (объема) в одном месте трубопровода, а также может применяться для измерения скорости, объемного расхода (объема) в двух различных трубопроводах или в двух различных точках одного трубопровода. Расходомеры-счетчики с врезными ультразвуковыми преобразователями могут комплектоваться измерительным участком. Для обеспечения доступа к ультразвуковым преобразователям расходомеры-счетчики могут комплектоваться запорной арматурой, позволяющей извлекать ультразвуковые преобразователи без остановки технологического процесса при рабочем давлении. Расходомеры-счетчики могут использоваться во взрывоопасных зонах.

Расходомеры-счетчики имеют аналоговые токовые входы для подключения преобразователей давления и температуры.

Расходомеры-счетчики модели XGF868i (далее - XGF868i) предназначены для измерения скорости, объемного расхода (объема) попутного и свободного нефтяного, факельного газов при рабочих условиях, а также при использовании преобразователей давления и температуры, вычисления объемного расхода (объема) попутного и свободного нефтяного, факельного газов, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63. XGF868i позволяет измерять массовый расход и массу факельного газа. Ультразвуковые преобразователи могут быть установлены в измерительный участок или непосредственно в технологическую линию, используя процедуру «горячей или холодной врезки».

Расходомеры-счетчики модели XGM868i (далее - XGM868i) общепромышленного назначения предназначены для измерения скорости, объемного расхода (объема) природного, попутного и свободного нефтяного, факельного газов и иных газов с известными физическими свойствами при рабочих условиях, а также при использовании преобразователей давления и температуры вычисления объемного расхода (объема) природного, попутного и свободного нефтяного, факельного газов, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63. Расчет физических свойств газа в XGM868i осуществляется по методике ГСССД МР113-03 или ГОСТ 30319.0   -

ГОСТ 30319.3. XGM868i позволяет измерять массовый расход и массу природного, попутного и свободного нефтяного, факельного газов. Ультразвуковые преобразователи могут быть установлены в измерительный участок или непосредственно в технологическую линию, используя процедуру «горячей или холодной врезки».

Расходомеры-счетчики моделей XGS868i (далее - XGS868i) предназначены для измерения скорости, объемного расхода (объема) насыщенного и перегретого пара, а также при использовании преобразователей давления и температуры расчета массового расхода (массы) насыщенного и перегретого пара.

XGF868i, XGM868i, XGS868i изготавливаются во взрывобезопасном исполнении.

ЭВБ расходомеров-счетчиков обеспечивают выполнение следующих функций:

• - цифровая обработка сигналов, поступающих с ультразвуковых преобразователей;

• - измерение и преобразование входных аналоговых сигналов постоянного тока от преобразователей давления и температуры;

• - обработка, отображение и хранение измерительной информации и настроечных параметров расходомеров-счетчиков;

• - передача измерительной информации по аналоговым и различным цифровым интерфейсам;

• - защита от преднамеренных и непреднамеренных изменений и несанкционированного доступа.

  

В комплект поставки расходомеров-счетчиков может входить программный пакет PanaView, для установки на операторские и инженерные станции с установленной операционной системой Windows. Программный пакет PanaView позволяет производить следующие операции:

• - загружать в расходомеры-счетчики и сохранять из расходомеров-счетчиков конфигурационные данные;

• - формировать протоколы и графики, основываясь на измерительной информации, хранящейся в расходомерах-счетчиках;

• - отображать и строить графики по текущим значениям измеряемых параметров.

Программный пакет PanaView реализует протоколы связи IDM и PanaLink и поддерживает коммуникационные интерфейсы связи RS232, RS485, Ethernet и инфракрасный интерфейс связи.

Расходомеры-счетчики имеют встроенное программное обеспечение (далее - ПО). Защита ПО расходомеров-счетчиков от несанкционированного доступа с целью изменения параметров, влияющих на метрологические характеристики, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора), ведения доступного только для чтения журнала событий и ошибок. Возможность внесения преднамеренных и непреднамеренных изменений в ПО расходомеров-счетчиков исключается наличием в расходомерах-счетчиках функции определения целостности ПО при включении и ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи.

Идентификация ПО расходомеров-счетчиков осуществляется путем отображения на дисплее расходомера-счетчика или подключенного к нему инженерного персонального компьютера структуры идентификационных данных, содержащей номер версии ПО расходомера-счетчика. Идентификационные данные ПО расходомеров-счетчиков приведены в таблице 1.

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

Таблица 1- Идентификационные данные ПО

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики XGF868i и XGM868i

* Диапазон измерения скорости определяется конструктивным исполнением. ** Комплектуется по спецзаказу.

Таблица 5 - Технические характеристики XGS868i

наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации типографским способом и на корпус ЭВБ расходомеров-счетчиков в виде голографической наклейки.

Комплексность поставки расходомеров-счетчиков приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность

приведены в руководствах по эксплуатации расходомеров-счетчиков.

Нормативные документы, устанавливающие требования к расходомерам-счетчикам Приказ Росстандарта от 29 декабря 2018 года № 2825 «Об утверждении

Государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа»

ГОСТ 14254-96 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP)

Фирма «Baker Hughes EMEA Unlimited Company», Ирландия

Адрес: Shannon Free Zone East, Shannon, Co Clare, V14 V992

Телефон: +353 61 470200,

Факс: +353 61 471359,

http://www.bakerhughesds.com

ООО «Метрологический центр СТП»

Адрес: Республика Татарстан, 420107, г. Казань, ул. Петербургская 50, корп. 5 Телефон: (843)214-20-98, факс: (843)227-40-10,

Е-mail: office@ooostp.ru, http://www.ooostp.ru

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30151-11 от 01.10.2011 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «8» ноября 2021 г. № 2476

Лист № 1 Регистрационный № 38825-08                                           Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Кировградский завод твердых сплавов»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Кировградский завод твердых сплавов» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами АО «Кировградский завод твердых сплавов», сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• - передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (13 измерительных каналов).

• 2- й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе ЭКОМ-3000.

• 3- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные 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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и алгоритмов расчёта потерь в элементах сети при установке приборов учёта не на границе сетей, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через основной или резервные каналы связи сетей провайдеров Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя приемник сигналов точного времени, который входит в состав УСПД ЭКОМ-3000. Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени сервера БД со временем УСПД ЭКОМ-3000 и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±3 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД каждые 30 мин, при расхождении времени счетчиков с временем УСПД ±2 с выполняется корректировка, для счетчиков - не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера», в состав которого входит специализированное ПО, указанное в таблице 1.

ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК)

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Надежность системных решений:

• - защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• - выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера;

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

• - электросчетчика.

• - УСПД,

• - сервера.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и электрической мощности системой автоматизированной информционно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Кировградский завод твердых сплавов» АИИС КУЭ ОАО «КЗТС», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.34.2014.17043.

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.

Общество с ограниченной ответственностью «Прософт-Системы»

(ООО «Прософт-Системы»)

ИНН 6660149600

Адрес: 620062 г. Екатеринбург, пр. Ленина, д.95, кв.16

Телефон: (343) 376-28-20

Факс: (343) 376-28-30

ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»

Адрес: 119361, Москва, ул. Озерная, 46

Телефон: 8 (495) 437 55 77

Факс: 8 (495) 437 56 66

E-mail: office@vniims.ru

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-08 от 27.06.2008 г.