МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

] 9 октября ?0? 1 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, 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.

г                               л

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

с ведения о шяиФикА! t. э i

Сертификат: 028BB28700AOAC3E9843FA50B54F406F4C

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 «19» октября 2021 г. № 2311

Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средств измерений

№ п/п	Наименование типа	Обозначение типа	Заводской номер	Регистрационный номер в ФИФ	Правообладатель	Отменяемая методика поверки	Действие методики поверки сохраняется	Устанавливаемая методика поверки	Добавляемый изготовитель	Заявитель	Юридическое лицо, проводившее испытания
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1.	Весы неавтоматического действия	СТАВ		68511-17	Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «АСИ» (ООО «ИЦ «АСИ»), г. Кемерово		ГОСТ OIML R 76-1-2011 (Приложение ДА)			Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «АСИ» (ООО «ИЦ «АСИ»), г. Кемерово	ФБУ «Кемеровский ЦСМ», г. Кемерово
2.	Весы автомобильные неавтоматического действия	ЭАВ		57119-14	Общество с ограниченной ответственностью производственнокоммерческая фирма «Разработка и изготовление тензометрических весов» (ООО ПКФ «РИТЕНВЕС»), г. Омск		ГОСТ OIML R 76-1-2011			Общество с ограниченной ответственностью производственнокоммерческая фирма «Разработка и изготовление тензометрических весов» (ООО ПКФ «РИТЕНВЕС»), г. Омск	ЗападноСибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ», г. Новосибирск

3.	Трансформаторы напряжения	TJP		51401-12	Фирма «ABB s.r.o.», Чехия		ГОСТ 8.2162011			Общество с ограниченной ответственностью «АББ» (ООО «АББ»), г. Москва	ФГУП «ВНИИМС», г. Москва
4.	Трансформаторы напряжения	TJC		51637-12	Фирма «ABB s.r.o.», Чехия		ГОСТ 8.2162011			Общество с ограниченной ответственностью «АББ» (ООО «АББ»), г. Москва	ФГУП «ВНИИМС», г. Москва
5.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПП «Тамбовская ТЭЦ»		01	79440-20	Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии» (АО ГК «Системы и Технологии»), г. Владимир	МП-312235 101-2020		МП-312235101-2020 с Изменением №1		ПАО «Квадра -Генерирующая компания» филиал ПАО «Квадра» -«Тамбовская генерация», г. Тамбов	ООО «Энергокомплекс», г. Москва
6.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО АПК «АГРОЭКОВОСТОК» (СК «Петровский», СК «Краснянский», СК «Новокриушанский»)		003	65303-16	ЗАО «РеконЭнерго», г. Воронеж	МП 206.1041-2016		МП 206.1-0412016 с изменением № 1		ЗАО «РеконЭнерго», г. Воронеж	ООО «Спецэнерго проект», г. Москва

7.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Каркатеевы»		023	68888-17	Общество с ограниченной ответственностью «Велес» (ООО «Велес») Свердловская обл., г. Екатеринбург	МП 206.1224-2017		РТ-МП-881- 500-2021		Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТ КОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»), г. Москва	ФБУ "Ростест-Москва", г. Москва
8.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии станции катодной защиты Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс»		1	70103-17	Филиал «Нижегородский» ПАО «Т Плюс», Московская обл., Красногорский р-н, автодорога «Балтия», бизнес-центр «Рига-Ленд»		МП 201-0632017			ООО "АСЭ", г. Владимир	ООО "АСЭ", г. Владимир
9.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ячейки 54Ш Дзержинской ТЭЦ		1	75326-19	Публичное акционерное общество «Т Плюс» (ПАО «Т Плюс»), г.о. Красногорск, автодорога «Балтия», Московская обл.		МИ 3000-2018			ООО "АСЭ", г. Владимир	ООО "АСЭ", г. Владимир
10.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия»		001	80487-20	Общество c ограниченной ответственностью «Энергосбытовая компания «Евразия» (ООО «ЭК «Евразия»), г. Екатеринбург		МП 012-2020			Общество c ограниченной ответственностью «Энергосбытовая компания «Евразия» (ООО «ЭК «Евразия»), г. Екатеринбург	ООО «Метро Сервис», г. Красноярск

11.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Зеленая		АУВП.41 1711.ФСК .РИК.028. 05	69857-17	Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»), г. Москва	РТ-МП- 4882-5002017		РТ-МП-882- 500-2021		Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТ КОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»), г. Москва	ФБУ "Ростест-Москва", г. Москва
12.	Счетчики электрической энергии	ЭМИС- ЭЛЕКТРА 971		77205-20	Закрытое акционерное общество "Электронные и механические измерительные системы" (ЗАО «ЭМИС»), г. Челябинск		ЭЭ- 971.000.000.00 МП	ЭЭ- 971.000.000.00 МП с изменением №1		Закрытое акционерное общество "Электронные и механические измерительные системы " (ЗАО «ЭМИС»), г. Челябинск	ЗАО КИП «МЦЭ», г. Москва
13.	Счетчики электрической энергии	ЭМИС- ЭЛЕКТРА 976		77204-20	Закрытое акционерное общество "Электронные и механические измерительные системы " (ЗАО «ЭМИС»), г. Челябинск		ЭЭ- 976.000.000.00 МП	ЭЭ- 976.000.000.00 МП с изменением №1		Закрытое акционерное общество "Электронные и механические измерительные системы" (ЗАО «ЭМИС»), г. Челябинск	ЗАО КИП «МЦЭ», г. Москва

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «19» октября 2021 г. № 2311

Лист № 1 Регистрационный № 51401-12 Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Трансформаторы напряжения TJP

Назначение средства измерений

Трансформаторы напряжения TJP (далее - трансформаторы) предназначены для передачи сигнала измерительной информации средствам измерений, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических установках переменного тока промышленной частоты.

Описание средства измерений

Трансформаторы напряжения относятся к классу масштабных измерительных преобразователей электрических величин.

Принцип действия трансформаторов напряжения основан на преобразовании посредством электромагнитной индукции переменного тока одного напряжения в переменный ток другого напряжения при неизменной частоте и без существенных потерь мощности.

Трансформаторы - однофазные, заземляемые, электромагнитные, с литой изоляцией и встроенным защитным предохранительным устройством.

Трансформаторы представляют собой блок, состоящий из магнитопровода, одной первичной и до трех вторичных обмоток, который залит компаундом на основе эпоксидной смолы.

Высоковольтный вывод «А» первичной обмотки снабжен защитным предохранительным устройством с плавкой вставкой. Корпус защитного предохранительного устройства литой, из эпоксидного компаунда, который одновременно является главной изоляцией и обеспечивает защиту плавкой вставки от механических и климатических воздействий.

Выводы вторичных обмоток помещены в контактной коробке, закрепленной на основании и закрываемой съемной изоляционной пломбируемой крышкой. Трансформаторы имеют клемму заземления с винтом М8. Для крепления в месте установки на опорной поверхности трансформаторов имеются отверстия под болты М12.

На передней стенке корпуса трансформаторы имеют табличку с напечатанными на ней техническими данными и серийными номерами в виде буквенно-цифровых обозначений, однозначно идентифицирующих каждый экземпляр трансформаторов.

Рабочее положение трансформаторов в пространстве - любое.

Трансформаторы напряжения TJP выпускаются в следующих модификациях: TJP 4.0, TJP 4.1, TJP 4.2, TJP 4.3, TJP 4.4, TJP 5.0, TJP 5.1, TJP 5.2, TJP 5.3, TJP 5.4, TJP 6.0, TJP 6.1, TJP 6.2, TJP 6.3, TJP 7.1, TJP 7.2, TJP 7.3, которые в зависимости от номинального напряжения и других параметров корпуса трансформаторов отличаются габаритами и имеют некоторые внешние различия.

Нанесение знака поверки на трансформатор не предусмотрено.

Общий вид средства измерений приведен на рисунке 1.

1 - Общий вид средства

Программное обеспечение отсутствует.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Класс напряжения по ГОСТ 1516.3-96, кВ - для модификаций TJP 4.0, TJP 4.1, TJP 4.2, TJP 4.3, TJP 4.4 - для модификаций TJP 5.0, TJP 5.1, TJP 5.2, TJP 5.3, TJP 5.4 - для модификаций TJP 6.0, TJP 6.1, TJP 6.2, TJP 6.3 - для модификаций TJP 7.1, TJP 7.2, TJP 7.3	3; 6; 10 10; 15 3; 6; 10; 15; 20 3; 6; 10; 15; 20; 24; 27; 35
Номинальное напряжения первичной обмотки, кВ - для модификаций TJP 4.0, TJP 4.1, TJP 4.2, TJP 4.3, TJP 4.4	3/Д 3,3/^3; 6/^3; 6,3/Д 6,6/Д 6,9/Д 10/^3; 10,5/^3; 11/V3
- для модификаций TJP 5.0, TJP 5.1, TJP 5.2, TJP 5.3, TJP 5.4	10/^3; 10,5/^3; 11/^3; 13,8/^3; 15/^3; 15,75/^3
- для модификаций TJP 6.0, TJP 6.1, TJP 6.2, TJP 6.3	3/Д 3,3/V3; 6/^3; 6,3/Д 6,6/Д 6,9/Д 10/^3; 10,5/^3; 11/V3; 13,8/V3; 15/V3; 15,75/^3; 18/Д 20/V3;22/V3
- для модификаций TJP 7.1, TJP 7.2, TJP 7.3	3/Д 3,3/V3; 6/^3; 6,3/Д 6,6/Д 6,9/Д 10/Д 10,5/V3; 11/V3; 13,8/Д 15/V3; 15,75/^3; 18/Д 20/\3; 22/\3; 24/\3; 27/\3; 27,5; 35/^3
Номинальное напряжение основных вторичных обмоток, В	100/\3; 110/^3; 100
Номинальное напряжение дополнительных вторичных обмоток, В	100/3; 110/3; 100
Класс точности вторичных обмоток - основной - дополнительной	0,2; 0,5; 1,0; 3Р; 6P 3P; 6P

Наименование характеристики	Значение
Номинальные мощности основных и дополнительной вторичных	2,5; 5; 7,5; 10; 15; 20; 25;
обмоток, ВА	30; 35; 40; 45; 50; 60; 75; 100; 150; 200; 300
Номинальная частота переменного тока, Гц	50; 60

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации по ГОСТ 15150-69 У3 в диапазоне	от -25 до +50
температур окружающей среды, оС	или от -25 до +40
Средний срок службы, лет, не менее	30
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	262800

Знак утверждения типа

Нанесение знака утверждения типа на трансформатор не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор напряжения TJP	-	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе «Введение» Инструкции по установке, эксплуатации и техническому обслуживанию.

Нормативные документы, устанавливающие требования к трансформаторам напряжения TJP

ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки

Государственная поверочная схема, утвержденная приказом Росстандарта от 30.12.2019 № 3453. Государственная поверочная схема для средств измерений коэффициента масштабного преобразования и угла фазового сдвига напряжения переменного тока промышленной частоты в диапазоне от 0,1 А/з до 750А/3 кВ и средств измерений электрической емкости и тангенса угла потерь на напряжении переменного тока промышленной частоты в диапазоне от 1 до 500 кВ

Изготовитель

Фирма «ABB s.r.o.», Чехия

Адрес: Videnska 117, 619 00 Brno, Czech Republic

Телефон: +420 547 152 602

Web-сайт: new.abb.com

E-mail: kontakt@cz.abb.com

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) «РОСИСПЫТАНИЯ» Юридический адрес: г. Москва, Гранатный пер., д.4

Телефон: +7 (495) 781 48 98

Аттестат аккредитации по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30123-10 от 12.02.2010 г.

В части вносимых изменений:

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 29.03.2018 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «19» октября 2021 г. № 2311

Регистрационный № 51637-12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Трансформаторы напряжения TJC

Назначение средства измерений

Трансформаторы напряжения TJC (далее - трансформаторы) предназначены для передачи сигнала измерительной информации средствам измерений, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических установках переменного тока промышленной частоты.

Описание средства измерений

Трансформаторы - заземляемые однофазные с литой изоляцией имеют одну первичную и до трех вторичных обмоток. Первичные и вторичные обмотки залиты эпоксидной смолой. Эпоксидное литье выполняет одновременно функции изолятора и несущей конструкции.

Принцип действия трансформаторов заключается в преобразовании напряжения промышленной частоты в напряжения для измерения, а также для обеспечения гальванического разделения измерительных приборов от цепи высокого напряжения.

Выводы первичных обмоток трансформаторов расположены на верхней части корпуса.

Зажимы вторичных обмоток расположены на литом выступе корпуса и закрываются прозрачной пластмассовой пломбируемой крышкой.

Основание трансформаторов снабжено металлической опорной плитой, вмонтированной в диэлектрический корпус. Для крепления трансформатора на месте эксплуатации в опорной плите изготовлены 4 отверстия.

Трансформаторы выпускаются в следующих модификациях: TJC 4, TJC 4.C, TJC 5, TJC 6, TJC 7 и TJC 7.1, которые отличаются номинальными напряжениями и внешним видом.

На передней стенке корпуса трансформаторы имеют табличку с напечатанными на ней техническими данными и серийными номерами в виде буквенно-цифровых обозначений, однозначно идентифицирующих каждый экземпляр трансформаторов.

Нанесение знака поверки на трансформатор не предусмотрено.

Общий вид средства измерений приведен на рисунках с 1 по 5.

Программное обеспечение отсутствует.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Класс напряжения по ГОСТ 1516.3-96, кВ - для модификаций TJC 4 и TJC 4.C - для модификации TJC 5 - для модификации TJC 6 - для модификаций TJC 7 и TJC 7.1	3; 6; 10 10; 15 3; 6; 10; 15; 20 3; 6; 10; 15; 20; 24; 27; 35
Номинальное напряжения первичной обмотки, кВ - для модификаций TJC 4 и TJC 4.C	3/\3; 3,3/\3; 6/\3; 6,3/\3; 6,6/\3; 6,9/\3; 10/\3; 10,5/\3; 11/V310,5/V3; 11/\3
- для модификации TJC 5	10/\3; 10,5/\3; 11/\3; 13,8/\3; 15/\3; 15,75/\3
- для модификации TJC 6	3/\3; 3,3/\3; 6/\3; 6,3/\3; 6,6/\3; 6,9/\3; 10/\3; 10,5/\3; 11/\3; 13,8/\3; 15/\3; 15,75/\3; 18/\3; 20/\3; 22/\3
- для модификаций TJC 7 и TJC 7.1	3/\3; 3,3/\3; 6/\3; 6,3/\3; 6,6/\3; 6,9/\3; 10/\3; 10,5/\3; 11/\3; 13,8/\3; 15/\3; 15,75/\3; 18/\3; 20/\3; 22/\3; 24/\3; 27/\3; 27,5; 35/\3
Номинальные напряжения основных вторичных обмоток, В	100/V3; 110/^3; 100
Номинальные напряжения дополнительных вторичных обмоток, В	100/3; 110/3; 100
Класс точности вторичных обмоток - основной - дополнительной	0,2; 0,5; 1,0; 3Р; 6P 3P; 6P
Номинальные мощности основных и дополнительной вторичных обмоток, В • А	2,5; 5; 7,5; 10; 15; 20; 25; 30; 35; 40; 45; 50; 60; 75; 100; 150; 200; 300
Номинальная частота переменного тока, Гц	50; 60

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации по ГОСТ 15150-69 У3 в диапазоне	от -25 до +50
температур окружающей среды, оС	или от -25 до +40
Средний срок службы, лет, не менее	30
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	262800

Знак утверждения типа

Нанесение знака утверждения типа на трансформатор не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор напряжения TJC	-	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе «Введение» Инструкции по установке, эксплуатации и техническому обслуживанию.

Нормативные документы, устанавливающие требования к трансформаторам напряжения TJC

ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки

Государственная поверочная схема, утвержденная приказом Росстандарта от 30.12.2019 № 3453. Государственная поверочная схема для средств измерений коэффициента масштабного преобразования и угла фазового сдвига напряжения переменного тока промышленной частоты в диапазоне от 0,1Л/3 до 750А/3 кВ и средств измерений электрической емкости и тангенса угла потерь на напряжении переменного тока промышленной частоты в диапазоне от 1 до 500 кВ

Изготовитель

Фирма «ABB s.r.o.», Чехия

Адрес: Videnska 117, 619 00 Brno, Czech Republic

Телефон: +420 547 152 602

Web-сайт: new.abb.com

E-mail: kontakt@cz.abb.com

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) «РОСИСПЫТАНИЯ»

Юридический адрес: г. Москва, Гранатный пер., д.4

Телефон: +7 (495) 781 48 98

Аттестат аккредитации по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30123-10 от 12.02.2010 г.

В части вносимых изменений:

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 29.03.2018 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «19» октября 2021 г. № 2311

Лист № 1 Регистрационный № 57119-14 Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Весы автомобильные неавтоматического действия ЭАВ

Назначение средства измерений

Весы автомобильные неавтоматического действия ЭАВ (далее - весы) предназначены для измерения массы автотранспортных средств при статическом взвешивании.

Описание средства измерений

Принцип действия весов основан на преобразовании деформации упругих элементов весоизмерительных тензорезисторных датчиков (далее - датчиков), возникающей под действием силы тяжести взвешиваемого груза, в электрический сигнал, изменяющийся пропорционально массе груза. Сигналы от датчиков обрабатываются, преобразуются в цифровые при помощи индикатора и отображаются в единицах массы на цифровом табло последнего.

Конструктивно весы состоят из грузоприемного устройства (далее - ГПУ) со встроенными датчиками весоизмерительными тензорезисторными М модификации М70 производства ЗАО «Весоизмерительная компания «Тензо-М» (регистрационный № 53673-13) или ZS модификации ZSFY (регистрационный №75819-19), QS модификации QS (регистрационный №78206-20) или SQ модификации SQB (регистрационный №77382-20) производства «KELI SENSING TECHNOLODY (NINGBO) CO., LTD», Китай и индикатора Р4-АС производства ООО «ИК ТЕХНОПАРК 21», г. Омск.

ГПУ может состоять из одной, двух, трёх или четырех весовых платформ.

ГПУ весов может иметь два варианта установки: на поверхность дорожного полотна или в приямок.

Форма маркировки весов:

Весы автомобильные ЭАВ-Х, где:

ЭАВ - обозначение типа весов;

Х - значения максимальной нагрузки весов, т

Max для одноинтервальных весов;

Max1/Max2 для двухинтервальных весов.

Общий вид весов ЭАВ представлен на рисунке 1.

ПО не может быть модифицировано или загружено без разборки блока индикатора. В качестве защитной меры применяется пломбирование одного из четырех крепежных винтов со стороны днища индикатора. Знак поверки наносится на защитную пломбу и в паспорт, на свидетельство о поверке (в случае его оформления).

Общий вид и схема пломбирования индикатора Р4-АС представлены на рисунке 2

Общий вид маркировочной таблички приведен на рисунке 3.

Весы автомобильные ЭАВ - №_______

Max _________ т

Min __________т     е = d __________кг

Класс точности по ГОСТ OIML R 76-1-2011: III (средний)

Диапазон температур: от минус ____до + 40 °С

Год выпуска _______________

ООО ПКФ «РИТЕНВЕС»

Адрес: 644065, г. Омск, ул. 1я Заводская 23, литера АА1

Рисунок 3 - Общий вид маркировочной таблички

Надписи, знак утверждения типа и изображения на табличке выполнены фотохимическим способом, заводской номер весов наносится ударным способом, что обеспечивает сохранность в процессе эксплуатации и идентификацию весов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) индикатора является встроенным и метрологически значимым.

Процедура юстировки защищена паролем, который устанавливается при поверке, хранится во встроенной памяти микросхемы центрального процессора и не может быть считан никакими средствами. Дополнительно контроль над несанкционированным выполнением калибровки осуществляется с помощью счетчика калибровок, который отображается после слова «Калибровка» в главном окне, видимом сразу после включения индикатора.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО индикатора Р4-АС

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	--
Номер версии (идентификационный номер) ПО	5.17, 5.18, 5.19, 5.20, 5.21, 5.22
Цифровой идентификатор ПО	отсутствует, исполняемый код недоступен

Уровень защищённости встроенного ПО индикаторов соответствует высокому уровню по Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Класс точности по ГОСТ OIML R 76-1-2011..................................................III (средний)

Значения максимальной нагрузки весов (Max), минимальной нагрузки (Min), поверочного интервала весов (е), действительной цены деления (d), число поверочных интервалов (n), интервалы взвешивания и пределы абсолютной погрешности (mpe) при первичной поверке приведены в таблице 2, для двухинтервальных весов - в таблице 3.

Таблица 2 - Метрологические характеристики весов

Модели весов	Мах, т	Min, т	е = d, кг	n	Интервалы взвешивания, т	mpe, кг
ЭАВ-15	15	0,1	5	3000	от 0,1 до 2,5 включ. св. 2,5 до 10 включ. св. 10 до 15 включ.	±2,5 ±5,0 ±7,5
ЭАВ-30	30	0,2	10	3000	от 0,2 до 5 включ. св. 5 до 20 включ. св. 20 до 30 включ.	±5 ±10 ±15
ЭАВ-40	40	0,4	20	2000	от 0,4 до 10 включ. св. 10 до 40 включ.	±10 ±20
ЭАВ-60	60	0,4	20	3000	от 0,4 до 10 включ. св. 10 до 40 включ. св. 40 до 60 включ.	±10 ±20 ±30
ЭАВ-70	70	1,0	50	1400	от 1 до 25 включ. св. 25 до 70 включ.	н- нО Ui
ЭАВ-80	80	1,0	50	1600	от 1 до 25 включ. св. 25 до 80 включ.	н- нО Ui
ЭАВ-100	100	1,0	50	2000	от 1 до 25 включ. св. 25 до 100 включ.	н- нО Ui

Таблица 3 - Метрологические характеристики двухинтервальных весов

Модели весов	Maxi ,т	Mini, т	ei= di, кг	ni	Интервалы взвешивания, т	mpe, кг
ЭАВ-30/40	30	0,2	10	3000	от 0,2 до 5 включ. св. 5 до 20 включ. св. 20 до 30 включ.	±5 ±10 ±15
	40	30	20	2000	св. 30 до 40 включ.	±20
ЭАВ-30/60	30	0,2	10	3000	от 0,2 до 5 включ. св. 5 до 20 включ. св. 20 до 30 включ.	±5 ±10 ±15
	60	30	20	3000	св. 30 до 40 включ. св. 40 до 60 включ.	±20 ±30
ЭАВ-60/80	60	0,4	20	3000	от 0,4 до 10 включ. св. 10 до 40 включ. св. 40 до 60 включ.	±10 ±20 ±30
	80	60	50	1600	св. 60 до 80 включ.	±50
ЭАВ-60/100	60	0,4	20	3000	от 0,4 до 10 включ. св. 10 до 40 включ. св. 40 до 60 включ.	±10 ±20 ±30
	100	60	50	2000	св. 60 до 100 включ.	±50

Пределы допускаемой абсолютной погрешности в эксплуатации равны удвоенному значению пределов допускаемых погрешностей при первичной поверке.

Таблица 4 - Технические характеристики весов

Наименование характеристики	Значение
Предельные значения температур, °С: - для ГПУ весов с датчиками М70 c датчиками ZSFY, QS и SQB - для индикатора Р4-АС	от -30 до +40 от -40 до +40 от +10 до +35
Диапазон устройства выборки массы тары	от 0 до 50% Max
Габаритные размеры весовой платформы, м - длина - ширина	от 5 до 18 от 2,6 до 4
Количество платформ, шт.	от 1 до 4
Масса весовой платформы, т, не более	10
Потребляемая мощность, В^А, не более	20
Параметры электропитания весов: - напряжение переменного тока, В - частота, Гц	от 187 до 242 от 49 до 51
Вероятность безотказной работы за 2000 ч, не менее	0,92
Срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится способом фотохимпечати на маркировочную табличку, расположенную на боковой поверхности ГПУ, и типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации.

Лист № 5 Всего листов 5 Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

№	Наименование	Кол-во
1	Весы ЭАВ в сборе	1 комплект
2	Комплект эксплуатационной документации: - паспорт 42 7423-03-11870276-13 ПС	1
	- руководство по эксплуатации весов 42 7423-03-11870276-13 РЭ	1
	- руководство по эксплуатации индикатора Р4-АС	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе «Весы автомобильные неавтоматического действия ЭАВ. Руководство по эксплуатации. 42 7423-03-11870276-13 РЭ.», раздел 2 «Использование по назначению».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к весам автомобильным неавтоматического действия ЭАВ

ГОСТ OIML R 76-1-2011 Весы неавтоматического действия. Метрологические и технические требования. Испытания;

Государственная поверочная схема для средств измерения массы (Приказ Росстандарта №2818 от 29.12.2018 г.).

ТУ 28.29.31-001-85352775-2021 (с изменением №1) Весы автомобильные неавтоматического действия ЭАВ. Технические условия

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью производственно-коммерческая фирма «Разработка и изготовление тензометрических весов» (ООО ПКФ «РИТЕНВЕС»)

ИНН 5501210470

Адрес: 644065, г. Омск, ул. 1я Заводская 23, литера АА1

Тел. (3812) 60-51-06; факс (3812) 60-51-07

E-mail: ritenves@Gmail.com

Испытательный центр

Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)

Адрес: 630004, г. Новосибирск, пр. Димитрова, 4

Юридический адрес: 141570, Московская область, г. Солнечногорск, рабочий поселок

Менделеево, промзона ФГУП «ВНИИФТРИ», корпус 11

Телефон: +7 (383) 210-08-14, факс: +7 (383) 210-13-60

Е-mail: director@sniim.ru

Аттестат аккредитации по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа №RA.RU.310556 от 01.03.2016 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «19» октября 2021 г. № 2311

Лист № 1 Регистрационный № 65303-16 Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО АПК «АГРОЭКО-ВОСТОК» (СК «Петровский», СК «Краснянский», СК «Новокриушанский»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО АПК «АГРОЭКО-ВОСТОК» (СК «Петровский», СК «Краснянский», СК «Новокриушанский») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени (далее - УСВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

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

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК 1-18 цифровой сигнал с выходов счётчиков по GSM-связи, используя GSM-коммуникаторы, поступает на сервер ИВК. В сервере ИВК происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и обработка измерительной информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll
Номер   версии   (идентификационный номер) ПО	15.04
Цифровой идентификатор ПО	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм    вычисления    цифрового идентификатора ПО	MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, 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 ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК	Наименование ИК	Измерительные компоненты				Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	ТН	Счётчик	УСВ		Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Ввод №1 КТП №903 по ВЛ-10-9 ПС 110кВ Новохоперск (СК «Краснянский», Воспроизводство)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
2	Ввод №2 КТП №903 по ВЛ-10-9 ПС 110кВ Новохоперск (СК «Краснянский», Воспроизводство)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
3	Ввод №1 КТП №902 по ВЛ-109 ПС 110кВ Новохоперск (СК «Краснянский», Откорм-1)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
4	Ввод №2 КТП №902 по ВЛ-109 ПС 110кВ Новохоперск (СК «Краснянский», Откорм-1)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
5	Ввод №1 КТП №901 по ВЛ-109 ПС 110кВ Новохоперск (СК «Краснянский», Откорм-2)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
6	Ввод №2 КТП №901 по ВЛ-109 ПС 110кВ Новохоперск (СК «Краснянский», Откорм-2)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
7	Ввод №1 КТП №803 по ВЛ-10 8 ПС 35кВ Воронцовка (СК «Петровский», Воспроизводств о)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
8	Ввод №2 КТП №803 по ВЛ-10 8 ПС 35кВ Воронцовка (СК «Петровский», Воспроизводств о)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
9	Ввод №1 КТП №802 по ВЛ-10 8 ПС 35кВ Воронцовка (СК «Петровский», Откорм-1)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
10	Ввод №2 КТП №802 по ВЛ-10 8 ПС 35кВ Воронцовка (СК «Петровский», Откорм-1)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
11	Ввод №1 КТП №801 по ВЛ-10 8 ПС 35кВ Воронцовка (СК «Петровский», Откорм-2)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
12	Ввод №2 КТП №801 по ВЛ-10 8 ПС 35кВ Воронцовка (СК «Петровский», Откорм-2)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
13	Ввод №1 КТП №701 по ВЛ-107 ПС 110кВ Калачеевская (СК «Новокриушанс кий», Откорм-2)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
14	Ввод №2 КТП №701 по ВЛ-107 ПС 110кВ Калачеевская (СК «Новокриушанс кий», Откорм-2)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
15	Ввод №1 КТП №702 по ВЛ-10 7 ПС 110кВ Калачеевская (СК «Новокриушанс кий», Воспроизводств о)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
16	Ввод №2 КТП №702 по ВЛ-107 ПС 110кВ Калачеевская (СК «Новокриушанс кий», Воспроизводств о)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 2000/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
17	Ввод №1 КТП №703 по ВЛ-10 7 ПС 110кВ Калачеевская (СК «Новокриушанс кий», Откорм-1)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
18	Ввод №2 КТП №703 по ВЛ-107 ПС 110кВ Калачеевская (СК «Новокриушанс кий», Откорм-1)	Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 50733-12	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная	±1,0 ±2,4	±3,9 ±6,6
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с							±5
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 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 18 от минус 30 до плюс 40 °C. 4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов. 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	18
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,9
- температура окружающей среды, оС	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2 до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС	от -40 до +70
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС	от -40 до +65
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.04	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее	114
- при отключении питания, лет, не менее	45
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

• -   защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера;

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

• - счетчика;

• - сервера.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Т ип/Обозначение	Количество, шт./Экз.
Трансформатор тока	Т-0,66 М У3	54
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МК.04	18
Устройство синхронизации времени	УССВ-2	1
Программное обеспечение	«АльфаЦЕНТР»	1
Методика поверки	МП 206.1-041-2016 с Изменением № 1	1
Паспорт-Формуляр	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО АПК «АГРОЭКО-ВОСТОК» (СК «Петровский», СК «Краснянский», СК «Новокриушанский»), аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

Изготовитель

Закрытое акционерное общество «РеконЭнерго»

(ЗАО «РеконЭнерго»)

ИНН 3328489050

Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, 12А

Почтовый адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, 12А

Тел./факс: +7 (473) 222-73-78, 222-73-79, 254-52-61, 254-50-99

E-mail: office@rekonenergo.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Тел./факс: 8 (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

Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»

(ООО «Спецэнергопроект»)

Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: +7 (495) 410-28-81

E-mail: gd.spetcenergo@gmail.com

Аттестат аккредитации ООО «Спецэнергопроект» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312429 от 30.01.2018 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «19» октября 2021 г. № 2311

Регистрационный № 68511-17

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Весы неавтоматического действия СТАВ

Назначение средства измерений

Весы неавтоматического действия СТАВ предназначены для измерений массы различных грузов и транспортных средств.

Описание средства измерений

Весы неавтоматического действия СТАВ имеют модульную конструкцию и состоят из:

• - Грузоприемного устройства (далее - ГПУ) (Т.2.1.1 ГОСТ OIML R 76-1-2011);

• - Весоизмерительного(ых) датчика(ов) (далее - датчик);

• - Устройства обработки аналоговых данных (далее - УОАД) с программно-техническим комплексом на базе персонального компьютера или программируемого контроллера (далее -ПТК), или весового(ых) индикатора(ов) (далее - индикатор) с ПТК или без него. УОАД, используемое в составе весов, представляет собой прибор (приборы) весоизмерительный(ые) ПВ-15, ПВ-15М, изготавливаемый(ые) ООО «ИЦ «АСИ», либо модули многофункциональные SIWAREX, изготавливаемые «Siemens AG», Германия.

ГПУ состоит из одной или нескольких секций, представляющих собой раму, установленную или подвешенную на весоизмерительный(ые) датчик(и). Для монтажа датчика используются узел встройки или комплект креплений, позволяющий закрепить датчик непосредственно на секцию. В зависимости от исполнения ГПУ, соседние секции могут быть разделены или соединены между собой и иметь как общие, так и раздельные точки опоры. Секция может быть различной формы -прямоугольная, квадратная, круглая, шестиугольная.

На ГПУ весов могут, в зависимости от области применения весов, устанавливаться следующие приспособления:

• - настил;

• - защитное ограждение;

• - демпфирующие устройства;

• - ложементы или опоры для размещения и закрепления взвешиваемых грузов;

• - конвейеры или направляющие для перемещения по ним взвешиваемых грузов;

• - электромеханические, гидравлические, пневматические механизмы подъема и опускания взвешиваемого груза;

• - другие различные приспособления для удобства установки и закрепления груза;

• - ёмкости различных конфигураций для штучного, насыпного и наливного груза.

В зависимости от технологии использования, ёмкости могут размещаться как на ГПУ так и под ним.

Принцип действия весов неавтоматического действия СТАВ основан на преобразовании деформации упругих элементов тензорезисторных весоизмерительных датчиков, возникающей под действием силы тяжести взвешиваемого груза, находящегося на ГПУ, в электрический сигнал, пропорциональный его массе. Далее этот сигнал преобразуется в цифровой код и обрабатывается. Измеренное значение массы выводится на дисплей индикатора или программно-технический комплекс.

Датчики, используемые в составе весов:

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные С, модификации C16A, C16i изготавливаемые «Hottinger Baldwin Messtechnik GmbH», Германия (Регистрационный номер 60480-15);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные BS, BSA, BSS, BSH, HBS, BCA, ВСМ, изготавливаемые «CAS Corporation Ltd», Корея (Регистрационный номер 51261-12);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные SBA, изготавливаемые «CAS Corporation Ltd», Корея (Регистрационный номер 56798-14);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные WBK, изготавливаемые «CAS Corporation Ltd», Корея (Регистрационный номер 56685-14);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные RTN, изготавливаемые «Hottinger Baldwin Messtechnik GmbH», Германия (Регистрационный номер 21175-13);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные Z6, изготавливаемые «Hottinger Baldwin Messtechnik GmbH», Германия (Регистрационный номер 15400-13);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные HLC, изготавливаемые «Hottinger Baldwin Messtechnik GmbH», Германия (Регистрационный номер 21177-13);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные RSC, изготавливаемые «Hottinger Baldwin Messtechnik GmbH», Германия (Регистрационный номер 56974-14);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные DSB2, изготавливаемые «CAS Corporation Ltd», Корея (Регистрационный номер 56675-14);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные Column, модификации BM14G, BM14K, изготавливаемые «Zhonghang Electronic Measuring Instruments Co., LTD (ZEMIC)», КНР (Регистрационный номер 55371-19);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные S, D, изготавливаемые «Keli Sensing Technology, Co., Ltd», Ningbo (Регистрационный номер 57673-14);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные NHS, изготавливаемые «Keli Sensing Technology, Co., Ltd», Ningbo (Регистрационный номер 57674-14);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные Dual shear beam, модификации B9H, B9F, изготавливаемые «Zhonghang Electronic Measuring Instruments Co., LTD (ZEMIC)», КНР (Регистрационный номер 55371-19);

• - датчики    весоизмерительные    тензорезисторные    ТЕМ-251,    изготавливаемые

ООО «ИЦ «АСИ» (Регистрационный номер 66556-17);

• - датчики    весоизмерительные    тензорезисторные    ТЕМ-252,    изготавливаемые

ООО «ИЦ «АСИ» (Регистрационный номер 66555-17);

• - датчики весоизмерительные тензорезисторные QS, модификации QSMC, изготавливаемые «KELI SENSING TECHNOLOGY (NINGBO) CO., LTD» (Регистрационный номер 78206-20).

Сигнальные кабели датчиков в зависимости от исполнения весов подключены либо к УОАД, либо к индикатору, либо к ПТК (напрямую или через соединительные коробки).

ПТК включает в себя программное обеспечение «АРМ «Весы статические», осуществляющее окончательную обработку измерительной информации и отображение результатов взвешивания.

УОАД осуществляет аналого-цифровое преобразование выходного сигнала весоизмерительных датчиков и через цифровой интерфейс передает измерительную информацию в цифровой форме в ПТК.

УОАД, используемые в составе весов:

• - приборы весоизмерительные ПВ, модификации ПВ-15, ПВ-15М, изготавливаемые ООО «ИЦ «АСИ» (Регистрационный номер 81224-21);

• - модули многофункциональные SIWAREX, модификации SIWAREX CS, SIWAREX M, SIWAREX FTA, SIWAREX FTC, SIWAREX U, SIWAREX CF (Регистрационный номер 50385-12) и SIWAREX WP321 (Регистрационный номер 76083-19).

Индикатор осуществляет аналого-цифровое преобразование выходного сигнала весоизмерительных датчиков, его окончательную обработку и отображение результатов взвешивания.

Индикаторы, используемые в составе весов:

- приборы весоизмерительные ПВ-22, ПВ-24 (Регистрационный номер 81224-21) и прибор весоизмерительный ПВ-34, изготавливаемые ООО «ИЦ «АСИ»;

- приборы весоизмерительные CI, BI, модификации CI-6000A, CI-8000V, BI-100R, BI-100RB, изготавливаемые «CAS Corporation Ltd», Республика Корея (Регистрационный номер 50968-12);

- приборы весоизмерительные WE, модификации WE2111, изготавливаемые «Hottinger Baldwin Messtechnik GmbH», Германия (Регистрационный номер 61808-15);

- приборы весоизмерительные Микросим, модификации М0600-К, М0600-Д, М0601, изготавливаемые ООО НПП «Метра», Россия (Регистрационный номер 75654-19).

Общий вид УОАД представлен на рисунке 1. Общий вид индикаторов представлен на рисунке 2.

Весы неавтоматического действия СТАВ выпускаются в следующих модификациях СТАВ-[1]/[2] ([3]/[4]), которые отличаются максимальной нагрузкой (Мах), количеством поверочных интервалов, типом применяемых УОАД, индикаторов и датчиков. Расшифровка обозначений приведена в таблице 1.

Таблица 1

Позиция	Обозначение	Расшифровка
[1]	(см. Таблицу 3)	Максимальная нагрузка, (т)
[2]	1; 2; 3	Исполнение весов (см. Таблицу 3)
[3]	00; 01; 02; 03; 04; 05; 06; 07; 08; 09; 10; 11; 12; 13; 14; 15; 16; 17; 18; 19	Тип УАОД или индикатора: 00 - отсутствует (при использовании датчиков C16i); 01 - ПВ-22;         07 - BI-100RB;      13 - SIWAREX FTA; 02 - ПВ-24;         08 - WE2111;       14 - SIWAREX FTC; 03 - ПВ-15, ПВ-15М; 09 - SIWAREX U;   15 - М0600-К; 04 - CI-6000A;       10 - SIWAREX CF;  16 - М0600-Д; 05 - CI-8000V;       11 - SIWAREX CS;  17 - М0601; 06 - BI-100R;       12 - SIWAREX M;   18 - SIWAREX WP321; 19 - ПВ-34
[4]	01; 02; 03; 04; 05; 06; 07; 08; 09; 10; 11; 12; 13; 14; 15; 16; 17; 18; 19; 20; 21; 22; 23; 24; 25, 26	Тип датчиков: 01 - Z6;       08 - WBK;        15 - D;     22 - BCA; 02 - HLC;     09 - BM14G;      16 - SBA;   23 - BCM; 03 - RSC;      10 - BM14K;      17 - BS;    24 - ТЕМ-251; 04 - RTN;      11 - B9H;         18 - BSA;   25 - ТЕМ-252; 05 - С16А;     12 - B9F;          19 - BSS;   26 - QSMC 06 - C16i;      13 - NHS;         20 - BSH; 07 - DSB2;     14 - S;            21 - HBS;

Общий вид ГПУ (секции) весов представлен на рисунках 3, 4.

ГПУ (секция) весов прямоугольной формы с настилом

ГПУ (секция) весов квадратной формы с ограждением

Рисунок 3 - Общий вид ГПУ (секции) весов

ГПУ (секция) весов шестиугольной формы с настилом

ГПУ (секция) весов круглой формы с настилом

ГПУ (секция) на подвесных узлах встройки датчиков

Рисунок 4 - Общий вид ГПУ (секции) весов

Весы снабжены следующими устройствами и функциями (в скобках указаны соответствующие пункты ГОСТ OIML R 76-1-2011):

• - устройство первоначальной установки на нуль (Т.2.7.2.4);

• - устройство слежения за нулем (Т.2.7.3);

• - полуавтоматическое устройство установки на нуль (Т.2.7.2.2);

• - устройство выборки массы тары (Т.2.7.4);

• - устройство индикации отклонения от нуля (4.5.5);

• - показывающее устройство с расширением (Т.2.6).

При работе в жестких условиях эксплуатации (повышенной влажности, сильных вибрационных нагрузках, широком диапазоне рабочих температур), для защиты индикаторов допускается их установка в защитный ящик.

В целях предотвращения доступа к узлам настройки (регулировки) на весы наносится знак поверки на пломбы или пломбы в виде разрушаемой наклейки, доступ к параметрам регулировки и настройки возможен только при нарушении пломбы.

Схемы пломбировки весов от несанкционированного доступа приведены на рисунках 5, 6.

Место пломбировки пломбой или пломбой в виде разрушаемой наклейки

ПВ-22           ПВ-24                   WE2111

Рисунок 5 - Схемы пломбировки весов от несанкционированного доступа

Схема пломбировки весов, в случае установки индикаторов в защитный ящик

Рисунок 6 - Схемы пломбировки весов от несанкционированного доступа

Заводской номер весов наносится методом лазерной гравировки или фотохимическим способом на маркировочную табличку, расположенную на ГПУ. Маркировочная табличка представлена на рисунке 7.

Рисунок 7 - Маркировочная табличка весов

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) индикаторов и УОАД является встроенным, используется в стационарной (закрепленной) аппаратной части с определенными программными средствами.

В индикаторах ПВ-22, ПВ-24, ПВ-34, М0600-Д, М0600-К, М0601, CI-6000A, CI-8000V, BI-100R,BI-100RB, WE2111 и УОАД ПВ-15, ПВ-15М защита от несанкционированного доступа к настройкам и данным измерений обеспечивается невозможностью изменения ПО без применения специализированного оборудования производителя.

Изменение ПО весов через интерфейс пользователя невозможно. Кроме того, доступ к параметрам юстировки и настройки возможен только при нарушении пломбы и, в зависимости от исполнения весов, изменения положения переключателя настройки или перемычки на печатной плате.

В УОАД SIWAREX ПО не может быть модифицировано или загружено через какой-либо интерфейс или с помощью других средств после принятия защитных мер (пломбировки от несанкционированного доступа разъема для подключения программно-аппаратных средств настройки и диагностики).

Программное обеспечение «АРМ «Весы статические» (далее - АРМ) является автономным и состоит из метрологически значимой и метрологически незначимой части.

Метрологически значимая часть защищена от случайных или намеренных изменений с использованием следующих средств:

а) после запуска программы проводится автоматическое вычисление контрольной суммы по машинному коду (контрольная сумма по CRC-32 со скрытым полиномом) и сравнение результата с хранящимся в исполняемом файле StaAll32.exe фиксированным значением.

б) для защиты от незаконного распространения АРМ используется электронный ключ. При запуске программы проверяется соответствие версии АРМ «Весы статические» с информацией, хранящейся в электронном ключе. В случае несовпадения версий, АРМ запускается в демонстрационном режиме без возможности проведения измерений.

в) используется разграничение прав доступа к режимам работы весов (взвешивание, настройка, юстировка) с помощью пароля;

г) изменение ПО весов через интерфейс пользователя невозможно;

д) при изменении метрологически значимых параметров юстировки и настройки формируется соответствующая запись в журнале событий, хранящемся в энергонезависимой памяти;

е) хранение данных осуществляется на жестком диске ПТК в качестве запоминающего средства и осуществляется в зашифрованном виде (с использованием контрольной суммы по CRC-32 со скрытым полиномом).

Идентификационные данные ПО индикаторов ПВ-22, ПВ-24, М0600-Д, М0600-К, М0601, CI-6000A, CI-8000V, BI-100R, BI-100RB отображаются на дисплее индикаторов при включении и представлены в таблице 2. Номер версии (идентификационный номер) ПО индикатора WE2111, указанный в таблице 2, доступен для просмотра во время работы весов при нажатии специальной комбинации клавиш для выхода в режим памяти данных (Alibi). Номер версии ПО прибора ПВ-34, указанный в таблице 2, доступен для просмотра во время работы весов в меню прибора «Сведения о приборе».

Идентификационные данные АРМ «Весы статические» доступны для просмотра в меню «Справка - О программе» программы.

Уровень защиты программного обеспечения высокий в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.

Идентификационные данные представлены в таблице 2.

Таблица 2 — И	дентификационные данные программного обеспечения
Индикаторы ПО	Наименование ПО	Идентификационное наименование программного обеспечения	Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)	Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
ПВ-22	—	—	Vt 220XXXXXX 1)	—	—
ПВ-24	—	—	Vt 400XXXXXX 1)	—	—
М0600-К, М0600-Д,	—	Ed 4.xx	4	—	—
М0601	—	Ed 5.xx	5	0x3C40	CRC-16 с полиномом 0хА001
CI-6000A	CI-6000 series firmware	—	1.01, 1.02, 1.03	—	—
CI-8000V	CI-8000 series firmware	—	t1000 02, t1000 03, t1000 04	—	—
BI-1200R BI-100RB	BI series firmware	—	1.00, 1.01, 1.02	—	—
WE2111	—	—	V1.0X^	—	—
ПВ-34	—	—	не ниже 1.0.0.10	—	—
АРМ «Весы статические»	АРМ «Весы статические» (StaAll32.exe). Метрологически значимая часть StaticWeightLi-brary.dll	—	1.0.0.12)	C4BF89F0	CRC32
Примечание: 1) Х, XXXXXX — обозначение номера версии метрологически незначимой части ПО. 2) Номер версии метрологически значимой части StaticWeightLibrary.dll

Метрологические и технические характеристики

Класс точности по ГОСТ OIML R 76-1-2011.................................................................III (средний).

Значения максимальной нагрузки (Мах), минимальной нагрузки (Min), действительной цены деления (d), поверочного интервала (е), интервалов нагрузки (m), пределов допускаемой погрешности при первичной поверке (mpe) и число поверочных интервалов (n) приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Модификация	Мах, т	Min, т	d=e, кг	m, т	mpe, кг	n
СТАВ-04/1 ([3]/[4])	0,4	0,004	0,2	От 0,004 до 0,1 включ.	±0,1	2000
				Св. 0,1 до 0,4 включ.	±0,2
СТАВ-05/1 ([3]/[4])	0,5	0,004	0,2	От 0,004 до 0,1 включ.	±0,1	2500
				Св. 0,1 до 0,4 включ.	±0,2
				Св. 0,4 до 0,5 включ.	±0,3

Продолжение таблицы 3

Модификация	Мах, т	Min, т	d=e, кг	m, т	mpe, кг	n
СТАВ-06/1 ([3]/[4])	0,6	0,004	0,2	От 0,004 до 0,1 включ.	±0,1	3000
				Св. 0,1 до 0,4 включ.	±0,2
				Св. 0,4 до 0,6 включ.	±0,3
СТАВ-08/1 ([3]/[4])	0,8	0,004	0,2	От 0,004 до 0,1 включ.	±0,1	4000
				Св. 0,1 до 0,4 включ.	±0,2
				Св. 0,4 до 0,8 включ.	±0,3
СТАВ-08/2 ([3]/[4])	0,8	0,01	0,5	От 0,01 до 0,25 включ.	±0,25	1600
				Св.0,25 до 0,8 включ.	±0,5
СТАВ-1/1 ([3]/[4])	1	0,004	0,2	От 0,004 до 0,1 включ.	±0,1	5000
				Св. 0,1 до 0,4 включ.	±0,2
				Св. 0,4 до 1 т включ.	±0,3
СТАВ-1/2 ([3]/[4])	1	0,01	0,5	От 0,01 до 0,25 включ.	±0,25	2000
				Св. 0,25 до 1 включ.	±0,5
СТАВ-1,5/1 ([3]/[4])	1,5	0,01	0,5	От 0,01 до 0,25 включ.	±0,25	3000
				Св. 0,25 до 1 включ.	±0,5
				Св. 1 до 1,5 включ.	±0,75
СТАВ-2/1 ([3]/[4])	2	0,02	1	От 0,02 до 0,5 включ.	±0,5	2000
				Св. 0,5 до 2 включ.	±1
СТАВ-3/1 ([3]/[4])	3	0,02	1	От 0,02 до 0,5 включ.	±0,5	3000
				Св. 0,5 до 2 включ.	±1
				Св. 2 до 3 включ.	±1,5
СТАВ-4/1 ([3]/[4])	4	0,02	1	От 0,02 до 0,5 включ.	±0,5	4000
				Св. 0,5 до 2 включ.	±1
				Св. 2 до 4 включ.	±1,5
СТАВ-4/2 ([3]/[4])	4	0,04	2	От 0,04 до 1 включ.	±1	2000
				Св. 1 до 4 включ.	±2
СТАВ-5/1 ([3]/[4])	5	0,02	1	От 0,02 до 0,5 включ.	±0,5	5000
				Св. 0,5 до 2 включ.	±1
				Св. 2 до 5 включ.	±1,5
СТАВ-5/2 ([3]/[4])	5	0,04	2	От 0,04 до 1 включ.	±1	2500
				Св. 1 до 4 включ.	±2
				Св. 4 до 5 включ.	±3
СТАВ-5/3 ([3]/[4])	5	0,1	5	От 0,1 до 2,5 включ.	±2,5	1000
				Св. 2,5 до 5 включ.	±5
СТАВ-6/1 ([3]/[4])	6	0,04	2	От 0,04 до 1 включ.	±1	3000
				Св. 1 до 4 включ.	±2
				Св. 4 до 6 включ.	±3
СТАВ-8/1 ([3]/[4])	8	0,04	2	От 0,04 до 1 включ.	±1	4000
				Св. 1 до 4 включ.	±2
				Св. 4 до 8 включ.	±3
СТАВ-8/2 ([3]/[4])	8	0,1	5	От 0,1 до 2,5 включ.	±2,5	1600
				Св. 2,5 до 8 включ.	±5
СТАВ-10/1 ([3]/[4])	10	0,04	2	От 0,04 до 1 включ.	±1	5000
				Св. 1 до 4 включ.	±2
				Св. 4 до 10 включ.	±3
СТАВ-10/2 ([3]/[4])	10	0,1	5	От 0,1 до 2,5 включ.	±2,5	2000
				Св. 2,5 до 10 включ.	±5

Продолжение таблицы 3

Модификация	Мах, т	Min, т	d=e, кг	m, т	mpe, кг	n
СТАВ-10/3([3]/[4])	10	0,2	10	От 0,2 до 5 включ.	±2,5	1000
				Св. 5 до 10 включ.	±5
СТАВ-15/1 ([3]/[4])	15	0,1	5	От 0,1 до 2,5 включ.	±2,5	3000
				Св. 2,5 до 10 включ.	±5
				Св. 10 до 15 включ.	±7,5
СТАВ-20/1 ([3]/[4])	20	0,1	5	От 0,1 до 2,5 включ.	±2,5	4000
				Св. 2,5 до 10 включ.	±5
				Св. 10 до 20 включ.	±7,5
СТАВ-20/2 ([3]/[4])	20	0,2	10	От 0,2 до 5 включ.	±5	2000
				Св. 5 до 20 включ.	±10
СТАВ-25/1 ([3]/[4])	25	0,1	5	От 0,1 до 2,5 включ.	±2,5	5000
				Св. 2,5 до 10 включ.	±5
				Св. 10 до 25 включ.	±7,5
СТАВ-25/2 ([3]/[4])	25	0,2	10	От 0,2 до 5 включ.	±5	2500
				Св. 5 до 20 включ.	±10
				Св. 20 до 25 включ.	±15
СТАВ-30/1 ([3]/[4])	30	0,2	10	От 0,2 до 5 включ.	±5	3000
				Св. 5 до 20 включ.	±10
				Св. 20 до 30 включ.	±15
СТАВ-40/1 ([3]/[4])	40	0,2	10	От 0,2 до 5 включ.	±5	4000
				Св. 5 до 20 включ.	±10
				Св. 20 до 40 включ.	±15
СТАВ-40/2 ([3]/[4])	40	0,4	20	От 0,4 до 10 включ.	±10	2000
				Св. 10 до 40 включ.	±20
СТАВ-50/1([3]/[4])	50	0,2	10	От 0,2 до 5 включ.	±5	5000
				Св. 5 до 20 включ.	±10
				Св. 20 до 50 включ.	±15
СТАВ-50/2 ([3]/[4])	50	0,4	20	От 0,4 до 10 включ.	±10	2500
				Св. 10 до 40 включ.	±20
				Св. 40 до 50 включ.	±30
СТАВ-50/3 ([3]/[4])	50	1	50	От 1 до 25 включ.	±25	1000
				Св. 25 до 50 включ.	±50
СТАВ-60/1 ([3]/[4])	60	0,4	20	От 0,4 до 10 включ.	±10	3000
				Св. 10 до 40 включ.	±20
				Св. 40 до 60 включ.	±30
СТАВ-60/2 ([3]/[4])	60	1	50	От 1 до 25 включ.	±25	1200
				Св. 25 до 60 включ.	±50
СТАВ-80/1 ([3]/[4])	80	0,4	20	От 0,4 до 10 включ.	±10	4000
				Св. 10 до 40 включ.	±20
				Св. 40 до 80 включ.	±30
СТАВ-80/2 ([3]/[4])	80	1	50	От 1 до 25 включ.	±25	1600
				Св. 25 до 80 включ.	±50
СТАВ-100/1 ([3]/[4])	100	1	50	От 1 до 25 включ.	±25	2000
				Св. 25 до 100 включ.	±50
СТАВ-100/2 ([3]/[4])	100	2	100	От 2 до 50 включ.	±50	1200
				Св. 50 до 100 включ.	±100

Продолжение таблицы 4

Наименование характеристики	Значение
Диапазон температур для УАОД или индикаторов, °С:
- ПВ-15, ПВ-15М	от -50 до +50;
- М0601	от -35 до +40;
- SIWAREX WP321	от -25 до +50;
- SIWAREX M, SIWAREX FTC	от -10 до +60;
- SIWAREX FTA, SIWAREX CS	от -10 до +60;
- ПВ-22, ПВ-24, ПВ-34, WE2111, М0600-К, М0600-Д	от -10 до +40;
- CI-6000A, CI-8000V, BI-100R, BI-100RB	от -10 до +40;
- SIWAREX U, SIWAREX C	от 0 до 60
Диапазон температур для ПТК, °С:
- с обычным температурным диапазоном	от 10 до 40;
- с расширенным температурным диапазоном	от -50 до +50
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В	22012323
- частота переменного тока, Гц	50 ± 1
Габаритные размеры секции ГПУ, мм, не более
- высота	4000
- ширина (диаметр)	10000
- длина	30000
Масса секции ГПУ, т, не более	50
Средний срок службы, лет, не менее	15
Средняя наработка на отказ, ч	5000

Знак утверждения типа

наносится методом лазерной гравировки или фотохимическим способом на маркировочные таблички, расположенные на ГПУ и/или УАОД или индикаторе и типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Весы неавтоматического действия СТАВ	СТАВ-[1]/[2] ([3]/[4])	1 шт.
Паспорт	УФГИ.404437.102 ПС	1 экз.
Руководство по эксплуатации	УФГИ.404437.102 РЭ	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

изложены в разделе 1 «Описание и работа весов» УФГИ.404437.102 РЭ «Весы неавтоматического действия СТАВ. Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к весам неавтоматического действия СТАВ

Приказ Росстандарта от 29 декабря 2018 г. № 2818 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы»

ГОСТ OIML R 76-1-2011 Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания

ТУ 4274-031-10897043-2016 «Весы неавтоматического действия СТАВ. Технические условия»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «АСИ» (ООО «ИЦ «АСИ») ИНН 4207011969

Адрес: 650000, Россия, г. Кемерово, ул. Кузбасская, 31

Телефон (факс): (384-2) 36-61-49

Web-сайт: www.icasi.ru

E-mail: office@icasi.ru

Испытательный центр:

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Кемеровской области» (ФБУ «Кемеровский ЦСМ»)

Адрес: 650991, г. Кемерово, ул. Дворцовая, 2

Телефон (факс): +7 (3842) 36-43-89 (75-88-66)

Web-сайт: www.kmrcsm.ru

E-mail: kemcsm@kmrcsm.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Кемеровский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312319 от 10.10.2017 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «19» октября 2021 г. № 2311

Лист № 1 Регистрационный № 68888-17 Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Каркатеевы»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Каркатеевы» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;

- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);

- хранение информации по заданным критериям;

- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Первичные ток и напряжение преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.

По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ «Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами сервера сбора ИВК более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.

В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.

СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО	26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)	DataServer. exe, DataServer_USPD. exe

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК	Наименование объекта	Измерительные компоненты				Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	ТН	Счётчик	УСПД		Основная погрешность, (±6), %	Погрешность в рабочих условиях, (±6), %
21	КВЛ 6 кВ ДНС-1	ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т. 0,5S Ктт=2000/5 рег. № 51623-12	ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл. т. 0,5 Ктн 6С)СЮ:\3 / 100:^3 рег. № 35956-12	Альфа А1800 кл. т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14	активная реактивная	1,1 2,3	4,8 2,8
22	КВЛ 6 кВ ДНС-2	ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т. 0,5S Ктт=2000/5 рег. № 51623-12	ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл. т. 0,5 Ктн 6С)СЮ:\3 / 100:^3 рег. № 35956-12	Альфа А1800 кл. т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11		активная реактивная	1,1 2,3	4,8 2,8
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ,                   $ входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Л), с
Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% 1ном cos9 = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С. 4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от Ьом	от 1 до 120
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ыном	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +5 до +35
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД ЭКОM-3000: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	100000
радиосервер точного времени РСТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	55000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

• - в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электроэнергии;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД.

• - наличие защиты на программном уровне:

• - пароль на счетчиках электроэнергии;

• - пароль на УСПД;

• - пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

• - счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Каркатеевы» типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	6 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ-СЭЩ-6	6 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа А1800	2 шт.
Устройство сбора и передачи данных	ЭКОМ-3000	1 шт.
Радиосервер точного времени	РСТВ-01	1 шт.
Формуляр	П220779-12-30-П-16 ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Каркатеевы», аттестованном ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных лиц.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Каркатеевы»

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

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Велес» (ООО «Велес»)

ИНН 6671394192

Адрес: 620146, Свердловская обл, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, 37, ОФИС 69 Телефон: +7 (902) 274-90-85

E-mail: veles-ek209@mail.ru

Модернизация средства измерений Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Каркатеевы» произведена

Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)

ИНН 7733157421

Адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17, стр. 5, этаж 3

Телефон: +7 (495) 620-08-38

Факс: +7 (495) 620-08-48

Web-сайт: www.ackye.ru

E-mail: eaudit@ackye.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве и Московской области» (ФБУ «Ростест-Москва»)

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-сайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.310639 в Реестре аккредитованных лиц

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «19» октября 2021 г. № 2311

Лист № 1 Регистрационный № 69857-17 Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Зеленая

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Зеленая (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) ИВКЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), УССВ ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;

- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);

- хранение информации по заданным критериям;

- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Первичные ток и напряжение преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.

По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронноцифровой подписи.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ, которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

В состав ИВКЭ входит УССВ ИВКЭ. УССВ ИВКЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени УСПД и времени УССВ ИВКЭ более чем на ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.

В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.

СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО	26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)	DataServer. exe, DataServer_USPD. exe

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав ИК АИ		ИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Состав ИК АИИС КУЭ
		Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД УССВ ИВКЭ УССВ ИВК
1	2	3	4	5	6
1	5Т 10 кВ 1 сек.	ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Госреестр № 1856-63	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11	RTU-325T рег.№ 44626-10 УССВ-2 рег. № 54074-13 РСТВ-01 рег. № 40586-12
2	6Т 10 кВ 4 сек.	ТВЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Госреестр № 1856-63	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
3	13Т 10 кВ 1 сек.	ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр № 1856-63	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
4	4Т 10 кВ 4 сек.	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
5	Ф.26-04	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 800/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
6	Ф.26-05	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6
7	Ф.26-10	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 800/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11	RTU-325T рег.№ 44626-10 УССВ-2 рег. № 54074-13 РСТВ-01 рег. № 40586-12
8	Ф.26-11	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
9	Ф.26-13	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
10	Ф.26-14	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 800/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
11	Ф.26-15	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 800/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
12	Ф.26-16	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 800/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
13	Ф.26-17	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
14	Ф.26-18	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 800/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
15	Ф.26-21	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6
16	Ф.26-22	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11	RTU-325T рег.№ 44626-10 УССВ-2 рег. № 54074-13 РСТВ-01 рег. № 40586-12
17	Ф.26-23	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 800/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
18	Ф.26-24	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
19	Ф.26-25	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
20	Ф.26-26	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
21	Ф.26-31	ТОЛ-10 УТ2 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Госреестр № 6009-77	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
22	Ф.26-27	ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 800/5 Госреестр № 32139-11	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 Госреестр № 31857-11
23	Ф.26-32	ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 800/5 Госреестр № 32139-11	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 Госреестр № 31857-11
28	2Т 10 кВ 2 сек.	ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Госреестр № 1423-60	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11

Окончание таблицы 2

1	2	3	4	5	6
29	3Т 10 кВ 4 сек.	ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Госреестр № 1423-60	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11	RTU-325T рег.№ 44626-10 УССВ-2 рег. № 54074-13 РСТВ-01 рег. № 40586-12
30	1Т 10 кВ 1 сек.	ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Госреестр № 1423-60	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
31	1Т 10 кВ 3 сек.	ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Госреестр № 1423-60	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Госреестр № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
32	4Т 6 кВ 2 сек.	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 831-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
33	13Т 6 кВ 1 сек.	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 2473-69	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Госреестр № 831-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-11
34	6Т 0,4 кВ 4 сек.	Т-0,66 У3 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Госреестр № 9504-84	-	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06
35	5Т 0,4 кВ 5 сек.	Т-0,66 У3 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Госреестр № 9504-84	-	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 31857-06

Пр имечания

1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 '’/о^зм^!^0/»
1	2	3	4	5	6
1 - 21, 28 - 33 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,8	1,1	0,9
	0,8	-	2,8	1,6	1,2
	0,5	-	5,4	2,9	2,2
22, 23 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	2,1	1,2	1,0	1,0
	0,8	2,7	1,7	1,3	1,3
	0,5	4,9	3,1	2,3	2,3
34, 35 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5)	1,0	-	1,7	0,9	0,6
	0,8	-	2,7	1,4	0,9
	0,5	-	5,3	2,6	1,8
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 '’/о^зм^!^0/»
1 - 21, 28 - 33 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,4	2,4	1,9
	0,5	-	2,5	1,5	1,2
22, 23 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,1	2,9	2,1	2,1
	0,5	2,7	2,1	1,5	1,5
34, 35 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5)	0,8	-	4,3	2,2	1,5
	0,5	-	2,5	1,3	1,0
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 '’/о^зм^!^0/»
1 - 21, 28 - 33 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,9	1,2	1,0
	0,8	-	2,9	1,7	1,4
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
22, 23 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	2,4	1,7	1,6	1,6
	0,8	3,0	2,1	1,8	1,8
	0,5	5,1	3,4	2,6	2,6

Продолжение таблицы 3

1	2	3	4	5	6
34, 35 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5)	1,0	-	1,8	1,0	0,8
	0,8	-	2,8	1,5	1,1
	0,5	-	5,3	2,7	1,9
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<1 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 '’Хо^изм^!^0/»
1 - 21, 28 - 33 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,6	2,8	2,3
	0,5	-	2,8	1,9	1,7
22, 23 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	5,1	4,2	3,7	3,7
	0,5	4,0	3,7	3,3	3,3
34, 35 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5)	0,8	-	4,4	2,3	1,6
	0,5	-	2,6	1,5	1,2
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов $ АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от 12%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии
ГОСТ Р 52323-2005	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии
ГОСТ Р 52425-2005	от +21 до +25
ГОСТ 26035-83	от +18 до +22

Продолжение таблицы 4

1	2
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom	от 90 до 110
- ТОК, % ОТ Ihom	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД RTU-325^ - средняя наработка до отказа, ч, не менее	55000
устройство синхронизации системного времени УССВ-2: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	74500
радиосервер точного времени РСТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	55000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

• - в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электроэнергии;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД.

• - наличие защиты на программном уровне:

• - пароль на счетчиках электроэнергии;

• - пароль на УСПД;

• - пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

• - счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	ТВЛМ-10	4 шт.
Трансформатор тока	ТВЛ-10	2 шт.
Трансформатор тока	ТЛМ-10	38 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-10 УТ2	2 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	6 шт.
Трансформатор тока	ТПШЛ-10	8 шт.
Трансформатор тока	Т-0,66 У3	6 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66У3	6 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	2 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа А1800	31 шт.
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325Т	1 шт.
Устройство синхронизации системного времени	УССВ-2	1 шт.
Радиосервер точного времени	РСТВ-01	1 шт.
Формуляр	АУВП.411711.ФСК.РИК.028.05ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Зеленая», аттестованном ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.311703 в Реестре аккредитованных лиц.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Зеленая

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

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)

ИНН 4716016979

Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А

Телефон: +7 (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Web-сайт: www.fsk-ees.ru

E-mail: info@fsk-ees.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве и Московской области» (ФБУ «Ростест-Москва»)

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-сайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.310639 в Реестре аккредитованных лиц

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «19» октября 2021 г. № 2311

Лист № 1 Регистрационный № 70103-17 Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии станции катодной защиты Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии станции катодной защиты Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

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

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

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

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

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень - счетчик электроэнергии класса точности 0,5S в режиме измерения активной электроэнергии и класса точности 1,0 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленный на объекте, указанном в таблице 2.

• 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя локальное устройство сбора и передачи данных (УСПД 1) RTU-327, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, каналы связи и каналообразующее оборудование, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора и специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

• 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя центральное устройство сбора и передачи данных (УСПД 2) RTU-327, устройство синхронизации системного времени УССВ-2, сервер «Центр сбора и обработки информации» (ЦСОИ), автоматизированные рабочие места (АРМы), ПО «АльфаЦЕНТР».

Устройства второго уровня входят в состав АИИС КУЭ Дзержинской ТЭЦ Филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс» (регистрационный номер № 65893-16).

Устройства третьего уровня входят в состав АИИС КУЭ Сормовской ТЭЦ Филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс» (регистрационный номер № 62231-15).

Первичные токи и напряжения поступают в счетчик 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

• - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

• - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчика по GSM связи поступает на входы УСПД 1, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (ИВК).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-2 (УССВ), включающее в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС). Таймер УСПД 2 синхронизирован с метками времени УССВ, сличение осуществляется каждые 3 минут, корректировка времени УСПД 2 происходит при расхождении со временем УССВ более чем на 1 с. УСПД 2 осуществляет коррекцию времени сервера и УСПД 1. Сличение времени УСПД 2 с сервером осуществляется не реже чем 1 раз в 30 мин, корректировка времени сервера происходит при расхождении со временем УСПД 2 более чем на 1 с. Сличение времени УСПД 2 с УСПД 1 осуществляется не реже чем 1 раз в 30 мин, корректировка времени УСПД 1 происходит при расхождении со временем УСПД 2 более чем на 1 с. Сличение времени счетчика со временем УСПД 1 происходит при опросе счетчика с периодичностью 1 раз в 12 часов, корректировка времени счетчика происходит при расхождении со временем УСПД 1 более чем на 1 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии станции катодной защиты Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс».

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	Не ниже12.1
Цифровой идентификатор ПО	3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4.

Основные технические характеристики измерительных каналов (ИК) приведены в таблице 5.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Наименование объекта и порядковый номер точки измерений		Состав измерительных каналов системы							Вид электроэнергии
		ТТ	ТН	Счетчик	УСПД 2	УСПД 1	УССВ	Сервер
1	ТП-228 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Шкаф учета катодной защиты 0,22 кВ, АВ1, КЛ-0,22 кВ	-	-	Альфа А1800 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11	RTU-327 Рег. № 41907-09	RTU-327 Рег. № 41907-09	УССВ-2 Рег. № 54074-13	Proliant DL360 Gen10	Активная Реактивная
П р и м е ч а н и я 1 Допускается замена счетчика на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений. 5 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики . ИК АИИС КУЭ (активная энергия и мощность)

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), %			Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б) , %
		cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1 (Счетчик 0,5S)	0,2I б < I < I макс	0,5	0,6	0,6	1,5	1,9	1,9
	0,11 б < I < 0,2Iб	0,5	1,0	1,0	1,5	2,1	2,1
	0,021 б < I < 0,11 б	1,0	1,0	1,0	2,1	2,1	2,1
П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электрической энергии от 0 до плюс 40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия и мощность)

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы относительной основной погрешности измерений, (± б), %		Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б) , %
		cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1 (Счетчик 1,0)	0,2Iб < I < I макс	1,0	1,0	3,6	3,6
	0,11 б < I < 0,2Iб	1,5	1,5	3,8	3,8
	0,051 б < I < 0,1Iб	1,5	1,5	3,8	3,8
П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электрической энергии от 0 до плюс 40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 99 до101
- ток, % от 1ном	от 2 до 2400
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2 до 2400
- частота, Гц	от 49,5 до 50,5
- коэффициент мощности cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчика, °С	от 0 до +40
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчик:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
УСПД
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	74500
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
Глубина хранения информации
Счетчик:
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	300
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной
за месяц, сут, не менее	45
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии
средств измерений, лет, не менее	3,5

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- несанкционированный доступ.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- сервера;

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

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчике (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 информации один раз в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии станции катодной защиты Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс».

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Тип	Количество, шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа A1800	1
УСПД	RTU-327	2
Сервер	HP Proliant DL360 Gen10	1
Устройство синхронизация времени	УССВ-2	1
ПО	«АльфаЦЕНТР»	1
Паспорт-формуляр	75687606.425210.002.ФО.01	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии станции катодной защиты Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс» (АИИС КУЭ станции катодной защиты Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс»)», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии станции катодной защиты Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс»

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Изготовитель

Филиал «Нижегородский» ПАО «Т Плюс»

ИНН 6315376946

Юридический адрес: 143421, Московская область, Красногорский р-н, автодорога «Балтия», территория бизнес-центр «Рига-Ленд», строение 3

Почтовый адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Алексеевская, д. 10/16, Бокс 62 Тел./факс: (831) 257 71 11

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, Москва, ул. Озерная, 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

Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в энергетике»

Место нахождения: г. Владимир, ул. Тракторная, д. 7А

Адрес юридического лица: г. Владимир, ул. Юбилейная, д. 15

Регистрационный номер в реестре аккредитованных лиц: RA.RU.312617

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «19» октября 2021 г. № 2311

Лист № 1 Регистрационный № 75326-19 Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ячейки 54Ш Дзержинской ТЭЦ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ячейки 54Ш Дзержинской ТЭЦ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом Дзержинской ТЭЦ филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс», сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональный счетчик активной и реактивной электрической энергии (счетчик), установленные на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя локальное устройство сбора и передачи данных (УСПД 1) RTU-327, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, каналы связи и каналообразующее оборудование, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора и специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя центральное устройство сбора и передачи данных (УСПД 2) RTU-327, устройство синхронизации системного времени УССВ-2, сервер «Центр сбора и обработки информации» (ЦСОИ), автоматизированные рабочие места (АРМы), ПО «АльфаЦЕНТР».

Устройства второго уровня входят в состав АИИС КУЭ Дзержинской ТЭЦ Филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс» (Рег. № 65893-16).

Устройства третьего уровня входят в состав АИИС КУЭ Сормовской ТЭЦ Филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс» (Рег. № 62231-15).

Первичные токи и напряжения поступают в счетчик 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчика по проводным линиям связи поступает на входы УСПД 1, где осуществляется хранение измерительной информации, её обработка, в частности вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (ИВК).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-2 (УССВ), включающее в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС). Таймер УСПД 2 синхронизирован с метками времени УССВ, сличение осуществляется каждые 3 минуты, корректировка времени УСПД 2 происходит при расхождении со временем УССВ более чем на 1 с. УСПД 2 осуществляет коррекцию времени сервера и УСПД 1. Сличение времени УСПД 2 с сервером осуществляется не реже чем 1 раз в 30 мин, корректировка времени сервера происходит при расхождении со временем УСПД 2 более чем на 1 с. Сличение времени УСПД 2 с УСПД 1 осуществляется не реже чем 1 раз в 30 мин, корректировка времени УСПД 1 происходит при расхождении со временем УСПД 2 более чем на 1 с. Сличение времени счетчика со временем УСПД 1 происходит при опросе счетчика с периодичностью 1 раз в 30 минут, корректировка времени счетчика происходит при расхождении со временем УСПД 1 более чем на 1 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ячейки 54Ш Дзержинской ТЭЦ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	Не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО	3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4. Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Наименование объекта и порядковый номер точки измерений		Состав ИК АИ		ИС КУЭ					Вид электроэнергии
		ТТ	ТН	Счетчик	УСПД 2	УСПД 1	УССВ	Сервер
1	Дзержинская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, яч. 54, КЛ-6 кВ ф. 54Ш	ТЛК-СТ 600/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 58720-14	ЗНОЛП ЭК-10 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Рег. № 47583-11	Альфа А1800 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11	RTU-327 Рег. № 41907-09	RTU-327 Рег. № 41907-09	УССВ-2 Рег. № 54074-13	Proliant DL360 Gen10	Активная Реактивная
П р и м е ч а н и я 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчика на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений. 5 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 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия и мощность)

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы основной относительной погрешности измерений, (± 5), %			Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± 5) , %
		cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	11ном — I1 — 1,211ном	1,0	1,4	2,3	1,7	2,2	2,9
	0,211ном — I1 < 11ном	1,0	1,4	2,3	1,7	2,2	2,9
	0,111ном — I1 < 0,211ном	1,2	1,7	3,0	1,8	2,4	3,5
	0,0511ном — I1 < 0,111ном	1,2	1,9	3,1	1,8	2,6	3,6
	0,0111ном — I1 < 0,0511ном	2,1	3,0	5,5	2,7	3,5	5,8
П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0, 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электрической энергии от 0 до плюс 40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия и мощность)

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы относительной основной погрешности измерений, (±5), %		Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± 5) , %
		cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)	11ном — I1 — 1,211ном	2,1	1,5	4,0	3,8
	0,211ном — I1 < 11ном	2,1	1,5	4,0	3,8
	0,111ном — I1 < 0’211ном	2,6	1,8	4,3	3,9
	0,0511ном — I1 < 0,111ном	2,9	2,1	4,5	4,1
	0,0211ном — I1 < 0,0511ном	4,6	3,0	5,8	4,5
П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электрической энергии от 0 до плюс 40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Ином	от 99 до101
ток, % от 1ном	от 1 до 120
коэффициент мощности cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Ином	от 90 до 110
ток, % от 1ном	от 2 до 120
коэффициент мощности диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
для счетчика	от 0 до +40
для УСПД	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчик Альфа А1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
УСПД RTU-327:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
УССВ-2:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	74500
сервер:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
Глубина хранения информации электросчетчик:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	300
УСПД:
суточные   данные   о   тридцатиминутных   приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за
месяц, сут, не менее ИВК:	45
результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее	3,5

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - несанкционированный доступ.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - сервера;

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

• - электросчётчика;

• - УСПД;

• - сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчике (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);

- один раз в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Трансформатор тока	ТЛК-СТ	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-ЭК-10	3
Счётчик электрической энергии многофункциональный	Альфа A1800	1
УСПД	RTU-327	2
Сервер	Proliant DL360 Gen10	1
Устройство синхронизация времени	УССВ-2	1
ПО	«АльфаЦЕНТР»	1
Методика поверки	МИ 3000-2018	1
Паспорт-формуляр	75687606.425210.003.ФО.01	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ячейки 54Ш Дзержинской ТЭЦ (АИИС КУЭ ячейки 54Ш Дзержинской ТЭЦ)», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ячейки 54Ш Дзержинской ТЭЦ

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Т Плюс» (ПАО «Т Плюс») ИНН 6315376946

Юридический адрес: 143421, Московская область, г.о. Красногорск, автодорога «Балтия», территория 26 км бизнес-центр «Рига-Ленд», строение 3, офис 506

Телефон: (831) 257-71-11

Факс: (831) 257-71-11

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Телефон: (495) 437 55 77

Факс: (495) 437 56 66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 29.03.2018 г.

В части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в энергетике»

Место нахождения: г. Владимир, ул. Тракторная, д. 7А

Адрес юридического лица: г. Владимир, ул. Юбилейная, д. 15

Регистрационный номер в реестре аккредитованных лиц: RA.RU.312617

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «19» октября 2021 г. № 2311

Лист № 1 Регистрационный № 77204-20 Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счётчики электрической энергии ЭМИС-ЭЛЕКТРА 976

Назначение средства измерений

Счётчики электрической энергии ЭМИС-ЭЛЕКТРА 976 (далее - счётчики) трехфазные интеллектуальные непосредственного или трансформаторного включения предназначены для измерений активной и реактивной электрической энергии, измерений показателей качества электрической энергии (отклонение напряжения, отклонение частоты напряжения) в трехфазных цепях переменного тока 0,4 кВ с частотой 50 Гц, а также для организации многотарифного учета и передачи информации о потребляемой энергии при использовании в составе интеллектуальных систем учёта электрической энергии (ИСУЭ).

Описание средства измерений

Измерение электрической энергии производится обработкой входных сигналов тока и напряжения, с аналого-цифровым преобразованием в цифровые значения микроконтроллером, с сохранением результатов в энергонезависимой памяти и отображением на дисплее счетчика.

Функциональные возможности счетчика позволяют:

• -  вести учёт активной и реактивной электрической энергии в двух направлениях по 8 тарифам с сохранением энергопотребления по каждому тарифу;

• -  измерять текущие значения параметров электрической сети;

• - формировать профили нагрузки;

• - регистрировать максимумы мощности;

• -  вести журналы событий;

• -  фиксировать нарушение параметров качества электроснабжения;

• -  отображать и фиксировать аварийные события;

• -  фиксировать воздействие сверхнормативного постоянного или переменного магнитного поля;

• -  осуществлять удаленную коммуникацию со счетчиком;

• - управлять электрическим снабжением потребителя внешней командой или при превышении заданных пределов потребления;

• -  аппаратно блокировать внутреннее реле включения/отключения нагрузки;

• -  эксплуатироваться как автономно, так и совместно с другими устройствами в составе ИСУЭ.

Технические и функциональные характеристики отражаются в буквенно-цифровом коде при заказе счетчика и приводятся в паспорте (расшифровка буквенно-цифрового кода приведена в таблице 1): ЭЭ 976 - Xi - Х2.Х3.Х4.Х5. Хб - Х7

Таблица 1 - Расшифровка буквенно-цифрового кода заказа счётчиков

Место в обозначении кода	Наименование характеристики	Значение характеристики
ЭЭ 976	Тип счётчика	ЭЭ-976
Xi	Исполнение корпуса
	С	Исполнение «С» - «Сплит» в корпусе по рисунку 1
	Х	исполнение «Х» для размещения в шкафу в корпусе по рисунку 2
Х2	Класс точности	Активная/Реактивная
	0,5	0,5S/1
	1	1/2
Хз	Номинальное напряжение
	1	3х57,7/100 В
	2	3х230/400 В
Х4	Базовый (максимальный ток)
	5(10)	5(10) А, трансформаторное включение
	5(100)	5(100) А, непосредственное включение
	х	исполнение по заказу
Х5	Протокол передачи данных
	Е	ЭМИС-Е
	D	DLMS
	S	СПОДЭС
	x	исполнение по заказу
Хб	Выходные устройства	Количество испытательных выходов
	3i	3 импульсных (активная/реактивная/секунда)
	1pi	1 импульсный программируемый (активная/реактивная/секунда)
Х7 *	Опции
	PR	внутреннее реле включения/отключения нагрузки
	AR	вспомогательное реле включения/отключения нагрузки
	RL	аппаратная блокировка внутреннего реле
	RS	наличие интерфейса RS-485
	Et	наличие интерфейса Ethernet
	Q	наличие нормируемых измерений показателей качества электроэнергии по классу S
	D1	наличие и количество дискретных входов
	IP65	защита от проникновения воды и пыли IP65 по ГОСТ 14254-2015 для счетчика исполнения «С»
	F	специальное исполнение
* - при отсутствии опций место в обозначении кода Х7 может оставаться незаполненным

Пример записи обозначения счётчика при заказе и в паспорте:

ЭЭ 976-X-0,5.1.5(10).S.3i-AR.RS.Q

(Счётчик электрической энергии трехфазный интеллектуальный непосредственного включения ЭМИС-ЭЛЕКТРА 976 шкафное исполнение, класса точности 0,5 по активной и класса точности 1 по реактивной электрической энергии, номинальное напряжение 3х57,7/100 В, базовый ток 5 А и максимальный ток 10 А, трансформаторное включение, протокол передачи данных СПОДЭС, 3 импульсных выхода, вспомогательное реле включения/отключения нагрузки, интерфейс связи RS-485, функция измерения параметров качества электроснабжения).

Конструктивно счётчики состоят из следующих частей:

• -   корпуса с крышкой;

• -   отсек коммуникационного модуля с крышкой;

• -   отсек зажимов с крышкой.

В корпусе счётчика размещены электронная плата с электронными компонентами, измерительный преобразователь, блок питания, реле управления нагрузкой.

В верхней части корпуса расположен отсек коммуникационного модуля, подключаемый к электронной плате через разъём.

Счетчик оснащен датчиками контроля:

открытия крышки корпуса счётчика;

открытия крышки коммутационного модуля;

открытия крышки отсека зажимов;

воздействия сверхнормативного постоянного или переменного магнитного поля.

В нижней части счётчика расположен отсек клеммной колодки и дополнительные зажимы.

Измерительный преобразователь включает:

• -   резистивные делители;

• -   трансформаторы тока для измерения тока каждой фазы;

• -   аналого-цифровой преобразователь, обрабатывающий сигналы напряжения и тока в цифровые значения;

• -   прецизионный шунт, для измерения тока в нулевом проводе.

Результаты измерений и параметры настройки счетчика хранятся в энергонезависимой памяти. При отключении питания контроллер, используя батарею резервного питания, записывает текущие значения в энергонезависимую память, из которой может их считать после восстановления питания.

Счётчики оснащены энергонезависимыми часами реального времени (RTC) и календарём, с резервной батареей питания, обеспечивающие внешнюю ручную и автоматическую коррекцию времени.

Счётчики имеют два исполнения «Х» и «С», отличающихся внешним видом корпусов. Счётчик исполнения «С» не имеет встроенного дисплея и может комплектоваться дополнительным отсчетным устройством для удаленного считывания показаний.

Для управления на лицевой панели счетчика исполнения «Х» предусмотрены две кнопки. Пломбируемая кнопка по умолчанию заблокирована предприятием-изготовителем, но может быть запрограммирована по требованию заказчика. Вторая кнопка предназначена для включения подсветки дисплея (при наличии напряжения в цепи питания), просмотра информации на дисплее и для включения реле управления нагрузкой.

Во всех исполнениях счётчики оснащены оптическим портом и интерфейсом связи RS-485. В зависимости от исполнения счётчиков в них могут быть установлены GPRS, PLC, RF модули, или модуль с интерфейсом по требованию заказчика.

В случае специального исполнения счетчика (исполнение F), в отсек коммуникационного модуля может быть установлен модуль расширения функционала.

Общий вид счётчиков со схемой пломбировки от несанкционированного доступа и места нанесения знака поверки представлен на рисунке 1 и рисунке 3. На рисунке 2 показан общий вид дополнительного устройства индикации ЭМИС-ЭЛЕКТРА 130.

Рисунок 1 - Общий вид счетчика исполнения «С» со схемой пломбировки

Рисунок 2 - Дополнительное устройство индикации ЭМИС-ЭЛЕКТРА 130

Рисунок 3 - Общий вид счетчика исполнения «Х» со схемой пломбировки

Стрелками на рисунках 1 и 3 обозначены:

• 1 - место установки пломбы предприятия-изготовителя;

• 2 - место установки знака поверки счётчика;

• 3 - место установки пломбы энергоснабжающей организации;

• 4 - место расположения заводского номера.

В счетчиках исполнения «Х» места пломбировки 1 и 2 закрыты крышкой зажимов. Знак поверки счётчиков также наносится в паспорт счётчика и (или) свидетельство.

Программное обеспечение

Счётчики имеют встроенное программное обеспечение (ПО).

Встроенное ПО в процессе производства заносится в контроллеры счётчиков. Данное ПО разделено на метрологическое значимое и коммуникационное ПО (метрологически незначимое). Конструкция счетчика исключает возможность несанкционированного влияния на метрологически значимую часть и измерительную информацию. Коммуникационное ПО защищено от изменений с помощью многоуровневой системы безопасности: криптографической защиты, электронного и механического опечатывания конструктивных элементов счетчика.

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

Идентификационные данные ПО счётчиков приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Индикационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ЕЕ976
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	1.04.00
Цифровой идентификатор	-

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики счетчиков приведены в таблицах 3 - 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Класс   точности   ГОСТ31819.21-2012,   ГОСТ31819.22-2012, ГОСТ31819.23-2012: - для измерений электрической активной энергии - для измерений электрической реактивной энергии	0,5S или 1 1 или 2
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений напряжения в диапазоне от 55 до 120% от Uном, %	±0,5
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерения напряжения, вызываемые изменением влияющих величин	не превосходят пределов, установленных в ГОСТ 31819.22-2012 для счетчиков класса точности 0,5S, ГОСТ 31819.21-2012 для счетчиков класса точности 1
Пределы допускаемой погрешности измерений частоты напряжения в диапазоне от 42,5 до 57,5 Гц, Гц	±0,05
Пределы допускаемой погрешности измерения коэффициента мощности в диапазонах от 0,5(инд.) до-0,5(емк.)	±0,01
Предел основной абсолютной погрешности хода внутренних часов, с/сут, не более	±0,5
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности хода встроенных часов от изменения температуры окружающей среды в рабочем диапазоне температур, с/(суг-°С), не более	±0,15
Погрешность измерений по классу S, ГОСТ 30804.4.30-2013, при фиксировании нарушений параметров качества электроснабжения: - пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений положительного 5U(+) и отрицательного 5U(-) отклонения напряжения в диапазоне от 55 до 120 % от ином, %	±0,5

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
- пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений положительного и отрицательного отклонения частоты в диапазоне ± 7,5 Гц от Гном, Гц	±0,05
Номинальное напряжение, ином, В	3х57,7/100 3х230/400
Рабочий диапазон напряжения, В	от 0,9 до 1,10 ином

Продолжение таблицы 4

1	2
Предельный рабочий диапазон напряжения, В	от 0 до 1,15 ином
Базовый ток, 1б, А	5
Максимальный ток, 1макс, А
- для счетчиков исполнения «С»	100
- для счетчиков исполнения «Х»	10 или 100
Стартовый ток (чувствительность), мА:
- для счетчиков класса точности 0,5S по активной энергии при	5
трансформаторном включении
- для счетчиков класса точности 1 по активной/ реактивной	20
электрической энергии при непосредственном включении	10
- для счетчиков класса точности 1 по реактивной энергии при
трансформаторном включении
- для счётчиков класса точности 2 по реактивной энергии при	25
непосредственном включении
Номинальная частота электрической сети, Гном, Гц	50
Диапазон изменения частоты, Гц	от 42,5 до 57,5
Постоянная счётчика, имп/кВт-ч (имп/квар-ч)
- при непосредственном включении	1000
- при трансформаторном включении	10000
Потребляемая мощность по цепи напряжения, Вт (ВА), не более	2 (10)
Потребляемая мощность по цепи тока, ВА, не более	0,9
Выходные устройства (испытательный выход) *:
- активная мощность	1
- реактивная мощность	1
- выход секундных тактовых импульсов, (f=1 Гц, Т=1 с)	1
Интерфейсы связи	оптический порт, RS-485 Ethernet*
Скорость обмена по интерфейсам связи, бит/с
- оптический порт	от 1200 до 9600
- RS-485	от 1200 до 9600
Коммуникационный модуль *	GPRS PLC PLC/RF по заказу
Параметры многотарифного учёта
Количество тарифов	8 **
Тарифная схема:
- количество выходных и праздничных дней	100 **
- количество сезонных таблиц	12 **
- количество недельных таблиц	12 **
- количество дневных таблиц	12 **
- количество записей в дневной таблице	10 **

Продолжение таблицы 4

1	2
Управление нагрузкой:
- внутреннее реле	1
- релейный выход	1
Время работы часов на резервном источнике питания, в случае пропадания основного питания, лет, не менее	10 или 16*
Установленный диапазон рабочих температур окружающей среды, °С	от -25 до +55
Диапазон рабочих температур окружающей среды для индикации дисплея, °С	от -20 до +45
Предельный диапазон рабочих температур окружающей среды, °С	от -55 до +70
Максимальная допустимая относительная влажность окружающего воздуха, %	95
Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой счётчика (Код IP) по ГОСТ 14254-2015
- исполнения «С»	IP 54; IP 65
- исполнения «Х»	IP 54
Габаритные размеры (длина х ширина х высота) счётчиков, мм, не более:
- в исполнении «С»	170 х 83 х 199
- в исполнении «Х»	170 х 85 х 290
Масса, кг, не более:
- счётчиков исполнения «С»	1,34
- счётчиков исполнения «Х»	2,2
Средняя наработка до отказа, часов, не менее	280 000
Средний срок службы, лет, не менее	30
* - В соответствии с исполнением счётчика. ** - Значения могут быть изменены в соответствии с заказом

Знак утверждения типа

наносится на лицевую панель счётчиков методом лазерной гравировки и на титульные листы паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом

Комплектность средства измерений согласно таблицы 5

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Счетчик электрической энергии однофазный	ЭМИС-ЭЛЕКТРА 976 *	1 шт.
Паспорт	ЭЭ-976.000.000.00 ПС	1 экз.
Руководство по эксплуатации	ЭЭ-976.000.000.00 РЭ	- ** 1 экз.
Методика поверки	ЭЭ-976.000.000.00 МП	- ** 1 экз.
Дополнительное отсчетное устройство для счетчиков исполнения «С»***	ЭМИС-ЭЛЕКТРА 130	***

Продолжение таблицы 5

1	2	3
Блок вывода и передачи данных	ЭМИС-СИСТЕМА 770	***
Адаптер для связи счётчика с компьютером***	«ЭМИС-СИСТЕМА 750»	***
Кронштейн крепления для счетчиков исполнения «С»	-	1 шт.
* - Исполнение счетчика и опции определяются заказом. ** - Допускается 1 экземпляр на партию счётчиков, поставляемых в один адрес. *** - Дополнительная комплектация и количество определяется заказом

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе ЭЭ-976.000.000.00 РЭ «Счётчик электрической энергии ЭМИС-ЭЛЕКТРА 971. Руководство по эксплуатации» в разделе 6

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счётчикам электрической энергии ЭМИС-ЭЛЕКТРА 976

Перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, утвержденный постановлением Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847

Государственная поверочная схема для средств измерений переменного электрического напряжения до 1000 В в диапазоне частот от 110^-2 до 2 10⁹ Гц, утверждена приказом Росстандарта от 29.05.2018 № 1053

ГОСТ 8.551-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и электрической энергии в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц

ГОСТ Р 8.767-2011 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений силы переменного электрического тока от Г10-8 до 100 Ав диапазоне частот от 1-10^-1 до Г10⁶ Гц

ГОСТ 31818.11-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счётчики электрической энергии

ГОСТ 31819.21-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счётчики активной энергии классов точности 1 и 2

ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счётчики реактивной энергии

ГОСТ 30804.4.30-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии

ТУ 26.51.63.130-089-14145564-2019 «Счётчики электрической энергии ЭМИС-ЭЛЕКТРА 976. Технические условия» с изменением 1

Изготовитель

Закрытое акционерное общество «Электронные и механические измерительные системы» (ЗАО «ЭМИС»)

ИНН 7729428453

Юридический адрес: 454007, РФ, г. Челябинск, пр. Ленина, д. 3, оф. 308.

Фактический адрес: 456518, РФ, Челябинская область, Сосновский район, д. Казанцево, ул. Производственная, д. 7/1, оф. 301/2.

Телефон: +7 (351) 729-99-12

Web-сайт: emis-kip.ru

Испытательный центр

Закрытое акционерное общество Консалтинго-инжиниринговое предприятие «Метрологический центр энергоресурсов» (ЗАО КИП «МЦЭ»)

Адрес: 125424, РФ, г. Москва, Волоколамское шоссе, д. 88, стр.8

Телефон (факс): +7 (495) 491-78-12

Е-mail: sittek@mail.ru

Web-сайт: kip-mce.ru

Аттестат аккредитации ЗАО КИП «МЦЭ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311313 выдан 09 октября 2015 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «19» октября 2021 г. № 2311

Лист № 1 Регистрационный № 77205-20 Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счётчики электрической энергии ЭМИС-ЭЛЕКТРА 971

Назначение средства измерений

Счётчики электрической энергии ЭМИС-ЭЛЕКТРА 971 (далее - счётчики) однофазные интеллектуальные непосредственного включения предназначены для измерений активной и реактивной электрической энергии, измерений показателей качества электрической энергии (отклонение напряжения, отклонение частоты напряжения) в однофазных цепях переменного тока, а также для организации многотарифного учета и передачи информации о потребляемой энергии при использовании в составе интеллектуальных систем учёта электрической энергии (ИСУЭ).

Описание средства измерений

Измерение электрической энергии производится обработкой входных сигналов тока и напряжения, с аналого-цифровым преобразованием в цифровые значения микроконтроллером, с сохранением результатов в энергонезависимой памяти и отображением на дисплее счетчика.

Функциональные возможности счетчика позволяют:

• -   вести учёт активной и реактивной электрической энергии в двух направлениях по 8 тарифам с сохранением энергопотребления по каждому тарифу;

• -   измерять текущие значения параметров электрической сети;

• -   фиксировать дифференциальный ток;

• -   формировать профили нагрузки;

• -   регистрировать максимумы мощности;

• -   вести журналы событий;

• -   фиксировать нарушение параметров качества электроснабжения;

• -   отображать и фиксировать аварийные события;

• -   фиксировать воздействие сверхнормативного постоянного или переменного магнитного поля;

• -   осуществлять удаленную коммуникацию со счетчиком;

• -   управлять электрическим снабжением потребителя внешней командой или при превышении заданных пределов потребления;

• -   аппаратно блокировать внутреннее реле включения/отключения нагрузки;

• -   эксплуатироваться как автономно, так и совместно с другими устройствами в составе ИСУЭ.

Технические и функциональные характеристики отражаются в буквенно-цифровом коде при заказе счетчика и приводятся в паспорте (расшифровка буквенно-цифрового кода приведена в таблице 1):

ЭЭ 971 - Xi - Х2.Х3.Х4.Х5. Хб - Х7

Таблица 1 - Расшифровка буквенно-цифрового кода заказа счётчиков

Место в обозначении кода	Наименование характеристики	Значение характеристики
ЭЭ 971	Тип счётчика	ЭЭ-971
Xi	Исполнение корпуса
	С	Исполнение «С» - «Сплит» в корпусе по рисунку 1
	Х	исполнение «Х» для размещения в шкафу в корпусе по рисунку 2
Х2	Класс точности	Активная/Реактивная
	1	1/2
Хз	Номинальное напряжение
	1	230 В
Х4	Базовый (максимальный ток)
	5(60)	5(60)А
	5(80)	5(80)А
	5(100)	5(100)А
	х	исполнение по заказу
Х5	Протокол передачи данных
	Е	ЭМИС-Е
	D	DLMS
	S	СПОДЭС
	x	исполнение по заказу
Хб	Выходные устройства	Количество испытательных выходов
	3i	3 импульсных (активная/реактивная/секунда)
	1pi	1 импульсный программируемый (активная/реактивная/секунда)
Х7*	Опции
	PR	внутреннее реле включения/отключения нагрузки
	RL	аппаратная блокировка внутреннего реле
	RS	наличие интерфейса RS-485
	Et	наличие интерфейса Ethernet
	Q	наличие нормируемых измерений показателей качества электроэнергии по классу S
	D1	наличие и количество дискретных входов
	IP65	защита от проникновения воды и пыли IP65 по ГОСТ 14254-2015 для счетчика исполнения «С»
	F	специальное исполнение
* - при отсутствии опций место в обозначении кода Х7 может оставаться незаполненным

Пример записи обозначения счётчика при заказе и в паспорте:

ЭЭ 971-X-1.1.5(60).D.1pi-PR.RS.Q

(Счётчик электрической энергии однофазный интеллектуальный непосредственного включения ЭМИС-ЭЛЕКТРА 971 исполнения для размещения в шкафу, класса точности 1 по активной и класса точности 2 по реактивной электрической энергии, номинальное напряжение 230 В, базовый ток 5 А и максимальный ток 60 А, протокол передачи данных DLMS, 1 импульсный программируемый выход, внутреннее реле включения/отключения нагрузки, интерфейс связи RS-485, функция измерений параметров качества электроснабжения).

Конструктивно счётчики состоят из следующих частей:

• -   корпуса с крышкой;

• -   отсек коммуникационного модуля с крышкой;

• -   отсек зажимов с крышкой.

В корпусе счётчика размещены электронная плата с электронными компонентами, измерительный преобразователь, блок питания, реле управления нагрузкой.

В верхней части корпуса расположен отсек коммуникационного модуля, подключаемый к электронной плате через разъём.

Счетчик оснащен датчиками контроля:

• -   открытия крышки корпуса счётчика;

• -   открытия крышки коммутационного модуля;

• -   открытия крышки отсека зажимов;

• -   воздействия сверхнормативного постоянного или переменного магнитного поля.

В нижней части счётчика расположен отсек клеммной колодки и дополнительные зажимы.

В качестве измерительных элементов в счётчике используются:

• -   для измерения напряжения используются резистивные делители;

• -   для измерения тока фазы используется прецизионный шунт;

• -   для измерения тока в нулевом проводе используется трансформатор тока.

Результаты измерений и параметры настройки счетчика хранятся в энергонезависимой памяти. При отключении питания контроллер, используя батарею резервного питания, записывает текущие значения в энергонезависимую память, из которой может их считать после восстановления питания.

Счётчики оснащены энергонезависимыми часами реального времени (RTC) и календарём, с резервной батареей питания, обеспечивающие внешнюю ручную и автоматическую коррекцию времени.

Счётчики имеют два исполнения «Х» и «С», отличающихся внешним видом корпусов. Счётчик исполнения «С» не имеет встроенного дисплея и может комплектоваться дополнительным отсчетным устройством для удаленного считывания показаний.

Для управления на лицевой панели счетчика исполнения «Х» предусмотрены две кнопки. Пломбируемая кнопка по умолчанию заблокирована предприятием-изготовителем, но может быть запрограммирована по требованию заказчика. Вторая кнопка предназначена для включения подсветки дисплея (при наличии напряжения в цепи питания), просмотра информации на дисплее и для включения реле управления нагрузкой.

Во всех исполнениях счётчики оснащены оптическим портом и интерфейсом связи RS-485. В зависимости от исполнения счётчиков в них могут быть установлены GPRS, PLC, RF модули, или модуль с интерфейсом по требованию заказчика.

В случае специального исполнения счетчика (исполнение F), в отсек коммуникационного модуля может быть установлен модуль расширения функционала.

Общий вид счётчиков со схемой пломбировки от несанкционированного доступа и места нанесения знака поверки представлен на рисунке 1 и рисунке 3. На рисунке 2 показан общий вид дополнительного устройства индикации ЭМИС-ЭЛЕКТРА 130.

Рисунок 1 - Общий вид счетчика исполнения «С» со схемой пломбировки

Рисунок 2 - Дополнительное устройство индикации ЭМИС-ЭЛЕКТРА 130

Рисунок 3 - Общий вид счетчика исполнения «Х» со схемой пломбировки

Стрелками на рисунках 1 и 3 обозначены:

• 1 - место установки пломбы предприятия-изготовителя;

• 2 - место установки знака поверки счётчика;

• 3 - место установки пломбы энергоснабжающей организации;

• 4 - место расположения заводского номера.

В счетчиках исполнения «Х» места пломбировки 1 и 2 закрыты крышкой зажимов. Знак поверки счётчиков также наносится в паспорт счётчика и (или) свидетельство.

Программное обеспечение

Счётчики имеют встроенное программное обеспечение (ПО).

Встроенное ПО в процессе производства заносится в контроллеры счётчиков. Данное ПО разделено на метрологическое значимое и коммуникационное ПО (метрологически незначимое). Конструкция счетчика исключает возможность несанкционированного влияния на метрологически значимую часть и измерительную информацию. Коммуникационное ПО защищено от изменений с помощью многоуровневой системы безопасности: криптографической защиты, электронного и механического опечатывания конструктивных элементов счетчика.

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

Идентификационные данные ПО счётчиков приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ЕЕ971
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	1.04.00
Цифровой идентификатор	-

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики счетчиков приведены в таблицах 3 - 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Класс точности ГОСТ31819.21-2012, ГОСТ31819.23-2012:
- для измерений электрической активной энергии	1
- для измерений электрической реактивной энергии	2
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений напряжения в диапазоне от 55 до 120% от Uном, %	±0,5
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерения	не превосходят
напряжения, вызываемые изменением влияющих величин	пределов, установленных в ГОСТ 31819.212012 для счетчиков класса точности 1
Пределы допускаемой погрешности измерений частоты напряжения в диапазоне от 42,5 до 57,5 Гц, Гц	±0,05
Пределы допускаемой погрешности измерения коэффициента мощности в диапазонах от 0,5(инд.) до-0,5(емк.)	±0,01
Предел основной абсолютной погрешности хода внутренних часов, с/сут, не более	±0,5
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности хода встроенных часов от изменения температуры окружающей среды в рабочем диапазоне температур, с/(суг-°С), не более	±0,15
Погрешность измерений по классу S, ГОСТ 30804.4.30-2013, при фиксировании нарушений параметров качества электроснабжения:
- пределы допускаемой основной относительной погрешности	±0,5
измерений положительного 5U(+) и отрицательного SU(-) отклонения напряжения в диапазоне от 55 до 120 % от ином, %
- пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений	не превосходят
положительного 5U(+) и отрицательного 5U(-) отклонения	пределов,
напряжения в диапазоне от 55 до 120 % от ином, %	установленных в ГОСТ 31819.21-
	2012 для
	счетчиков класса
	точности 1
- пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений	±0,05
положительного и отрицательного отклонения частоты в диапазоне ±7,5 Гц от Гном, Гц

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Номинальное напряжение, Ином, В	230
Рабочий диапазон напряжения, В	от 0,9 до 1,10 Ином
Предельный рабочий диапазон напряжения, В	от 0 до 1,15 Ином
Базовый ток, Is, А	5
Максимальный ток, 1макс, А	60; 80; 100
Стартовый ток (чувствительность), мА: - для счётчиков класса точности 1 по активной/реактивной электрической энергии - для счётчиков класса точности 2 по реактивной энергии	20 25
Номинальная частота электрической сети, Гном, Гц	50
Диапазон изменения частоты, Гц	от 42,5 до 57,5
Постоянная счётчика, имп/кВт-ч (имп/квар-ч)	1000
Потребляемая мощность по цепи напряжения, Вт (ВА), не более	2 (10)
Потребляемая мощность по цепи тока, В^А, не более	0,3
Выходные устройства (испытательный выход) *: - активная мощность - реактивная мощность - выход секундных тактовых импульсов, (f=1 Гц, Т=1 с)	1 1 1
Интерфейсы связи	оптический порт, RS-485
Скорость обмена по интерфейсам связи, бит/с - оптический порт - RS-485	от 1200 до 9600 от 1200 до 9600
Коммуникационный модуль *	GPRS PLC PLC/RF по заказу
Параметры многотарифного учёта Количество тарифов Тарифная схема: -  количество выходных и праздничных дней -  количество сезонных таблиц -  количество недельных таблиц -  количество дневных таблиц -  количество записей в дневной таблице	8 ** 100 ** 12 ** 12 ** 12 ** 10 **
Управление нагрузкой: - внутреннее реле	1
Время работы часов на резервном источнике питания, в случае пропадания основного питания, лет, не менее	10 или 16*
Установленный диапазон рабочих температур окружающей среды, °С	от -25 до +55

Продолжение таблицы 4

1	2
Диапазон рабочих температур окружающей среды для индикации дисплея, °С	от -20 до +45
Предельный диапазон рабочих температур окружающей среды, °С	от -55 до +70
Максимальная допустимая относительная влажность окружающего воздуха, %	95
Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой счётчика (Код IP) по ГОСТ 14254-2015
- исполнения «С»	IP 54; IP 65
- исполнения «Х»	IP 54
Габаритные размеры (длина х ширина х высота) счётчиков, мм, не более:
- в исполнении «С»	147 х 83,2 х 179,0
- в исполнении «Х»	125 х 75,5 х 220,5
Масса, кг, не более:
- счётчиков исполнения «С»	0,85
- счётчиков исполнения «Х»	1,0
Средняя наработка до отказа, часов, не менее	280 000
Средний срок службы, лет, не менее	30
* - В соответствии с исполнением счётчика. ** - Значения могут быть изменены в соответствии с заказом

Знак утверждения типа

наносится на лицевую панель счётчиков методом лазерной гравировки и на титульные листы паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений согласно таблицы 5

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Счетчик электрической энергии однофазный	ЭМИС-ЭЛЕКТРА 971 *	1 шт.
Паспорт	ЭЭ-971.000.000.00 ПС	1 экз.
Руководство по эксплуатации	ЭЭ-971.000.000.00 РЭ	- ** 1 экз.
Методика поверки	ЭЭ-971.000.000.00 МП	- ** 1 экз.
Блок вывода и передачи данных	ЭМИС-СИСТЕМА 770	***
Дополнительное отсчетное устройство для счетчиков исполнения «С»***	ЭМИС-ЭЛЕКТРА 130	***
Адаптер для связи счётчика с компьютером***	«ЭМИС-СИСТЕМА 750»	***
Кронштейн крепления для счетчиков исполнения «С»	-	1 шт.
* - Исполнение счетчика и опции определяются заказом. ** - Допускается 1 экземпляр на партию счётчиков, поставляемых в один адрес. *** - Дополнительная комплектация и количество определяется заказом

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе ЭЭ-971.000.000.00 РЭ «Счётчик электрической энергии ЭМИС-ЭЛЕКТРА 971. Руководство по эксплуатации» в разделе 6.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счётчикам электрической энергии ЭМИС-ЭЛЕКТРА 971

Перечень измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, утвержденный постановлением Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847

Государственная поверочная схема для средств измерений переменного электрического напряжения до 1000 В в диапазоне частот от 110^-2 до 2 10⁹ Гц, утверждена приказом Росстандарта от 29.05.2018 № 1053

ГОСТ 8.551-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и электрической энергии в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц

ГОСТ Р 8.767-2011 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений силы переменного электрического тока от Г10-8 до 100 Ав диапазоне частот от 1-10^-1 до Г10⁶ Гц

ГОСТ 31818.11-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счётчики электрической энергии

ГОСТ 31819.21-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счётчики активной энергии классов точности 1 и 2

ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счётчики реактивной энергии

ГОСТ 30804.4.30-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии

ТУ 26.51.63.130-088-14145564-2019 «Счётчики электрической энергии ЭМИС-ЭЛЕКТРА 971. Технические условия» с изменением 1

Изготовитель

Закрытое акционерное общество «Электронные и механические измерительные системы» (ЗАО «ЭМИС»)

ИНН 7729428453

Адрес: 456518, РФ, Челябинская область, Сосновский район, д. Казанцево, ул. Производственная, д. 7/1, оф. 301/2.

Юридический адрес: 454007, РФ, г. Челябинск, пр. Ленина, д. 3, оф. 308.

Телефон: +7 (351) 729-99-12

Web-сайт: emis-kip.ru

Испытательный центр

Закрытое акционерное общество Консалтинго-инжиниринговое предприятие «Метрологический центр энергоресурсов» (ЗАО КИП «МЦЭ»)

Адрес: 125424, РФ, г. Москва, Волоколамское шоссе, д. 88, стр.8

Телефон (факс): +7 (495) 491-78-12

E-mail: sittek@mail.ru

Web-сайт: kip-mce.ru

Аттестат аккредитации ЗАО КИП «МЦЭ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311313 выдан 09 октября 2015 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «19» октября 2021 г. № 2311

Лист № 1 Регистрационный № 79440-20 Всего листов 13

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПП «Тамбовская ТЭЦ»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПП «Тамбовская ТЭЦ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», который служит для обеспечения информационного взаимодействия между ИВК и другими уровнями системы, устройство синхронизации времени (УСВ), технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места (АРМы).

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

• - сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;

• - синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTS (SU);

• - хранение информации по заданным критериям;

• - доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи (интерфейс RS-485) поступает на входы УСПД. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии ИК №№ 1-35 один раз 30 минут, а также со счетчиков ИК №№ 1-4 один раз в 3 минуты, осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение информации, её накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы ИВК «ИКМ-Пирамида», где происходит оформление отчетных документов. Дальнейшая передача информации от ИВК «ИКМ-Пирамида» третьим лицам осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы и выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с допускаемой погрешностью не более, указанной в таблице 3. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-1, часы ИВК «ИКМ-Пирамида», часы УСПД и счётчиков. Устройство синхронизации времени УСВ осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой GPS, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой всемирного координированного времени UTC.

Синхронизация времени ИВК «ИКМ-Пирамида» от УСВ-1 происходит с периодичностью 1 раз в 60 минут, коррекция проводится вне зависимости от величины расхождения часов ИВК «ИКМ-Пирамида» от источника точного времени. Синхронизация времени УСПД от ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция производится при расхождении времени более чем на ±1 с. Время счетчиков синхронизируется от УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция времени счетчиков производится при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем на ±2 с.

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер средства измерений наносится в формуляр АИИС КУЭ типографским способом.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передачи является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «Пирамида 2000»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 3.0
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcClients.dll)	e55712d0b1b219065d63da949114dae4
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcLeakage.dll)	b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcLosses.dll)	d79874d10fc2b 156a0fdc27e 1ca480ac
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Metrology. dll)	52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseBin.dll)	6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseIEC.dll)	48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseModbus.dll)	c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParsePiramida.dll)	ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SynchroNSI.dll)	530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, VerifyTime.dll)	ea5429b261 fb0e2884f5b356a1d1e75

Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4 Всего листов 13 Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер и наименование ИК		ТТ	ТН	Счетчик	УСПД/УСВ
1	2	3	4	5	6
1	ТГ-7	ТШВ15Б Кт = 0,2 Ктт = 8000/5 рег. № 5719-03	ЗНОМ-15-63 Кт = 0,5 Ктн = 6000:^3/100:^3 рег. № 1593-70	СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04	СИКОН С70 рег. № 80607-20 / УСВ-1 рег. № 28716-05
2	ТГ-8	GSR Кт = 0,2 Ктт = 8000/5 рег. № 25477-03	ЗНОЛ.06-10У3 Кт = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 рег. № 3344-04	СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04
3	ТГ-6	ТЛШ-10 Кт = 0,5S Ктт = 4000/5 рег. № 11077-07	ЗНОЛ.06-6У3 Кт = 0,5 Ктн = 6000:^3/100:^3 рег. № 3344-04	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
4	ТГ-5	ТШВ15Б Кт = 0,2 Ктт = 6000/5 рег. № 5719-03	ЗНОЛ.06 Кт = 0,5 Ктн = 6000:^3/100:^3 рег. № 3344-72	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
5	ВЛ 35 кВ Тамбовская ТЭЦ - №1 Городская II цепь с отпайкой на ПС Пигмент (ВЛ 35 кВ Городская правая)	ТВ Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 19720-06	НАМИ-35 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17

1	2	3	4	5	6
6	ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ - Пигмент I цепь (Пигмент левая)	ТВ 110-I Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3189-72	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17	СИКОН С70 рег. № 80607-20/ УСВ-1 рег. № 28716-05
7	ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ - Пигмент II цепь (Пигмент правая)	ТВ 110-I Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3189-72	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
8	ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ -Рассказовская №1 с отпайкой на ПС Н. Лядинская (ВЛ 110 кВ Рассказовская-1)	ТВ 110-I Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3189-72	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
9	ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ -Рассказовская №2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Рассказовская-2)	ТВГ-УЭТМ®- 110 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 52619-13	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
10	ОВ-110 кВ	ТВГ-110 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 22440-07	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
11	ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ -Тамбовская №4 II цепь (Северная правая)	ТВИ-110 Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 30559-05	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17

1	2	3	4	5	6
12	ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ - Тамбовская №4 I цепь (Северная левая)	ТВ-110/50 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3190-72	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17	СИКОН С70 рег. № 80607-20 / УСВ-1 рег. № 28716-05
13	ф. №23	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
14	ф. №25	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
15	ф. №17 (нитка А)	ТПЛ-10 Кт = 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 1276-59	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
16	ф. №19	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
17	ф. №21	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
18	ф.№1 ТНИХИ	ТПЛ-СЭЩ-10 Кт = 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 38202-08	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-08	СИКОН С70 рег. № 80607-20/ УСВ-1 рег. № 28716-05
19	ф.№14 ТНИХИ	ТПЛ-СЭЩ-10 Кт = 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 38202-08	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-08

1	2	3	4	5	6
20	ф. №2 РП- 6	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01	СИКОН С70 рег. № 80607-20 / УСВ-1 рег. № 28716-05
21	ф. №11	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01
22	ф. №13 (нитка А) + ф. №13 (нитка Б)	ТПОЛ-10 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 1261-59	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01
23	ф. №16	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01
24	ф. №20	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04
25	ф. №26	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01
26	ф. №28 (нитка А) ТП- поселка	ТПЛ-10 Кт = 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 1276-59	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01
27	ф. №28 (нитка Б)	ТПЛ-10 Кт = 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 1276-59	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01
28	ф. №29	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01
29	ф. №30	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01
30	ф.№32 ТНИХИ	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04

1	2	3	4	5	6
31	ф. №33	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04	СИКОН С70 рег. № 80607-20 / УСВ-1 рег. № 28716-05
32	ф. №17 (нитка Б)	ТПЛ-10 Кт = 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 1276-59	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01
33	ф. №36	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01
34	БНС «Резервны й ввод 1 С»	ТВЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 1856-63	НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70	СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04	СИКОН С70 рег. № 28822-05 / УСВ-1 рег. № 28716-05
35	БНС «Резервны й ввод 2 С»	ТВЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 1856-63	НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70	СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04
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 Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичное утвержденного типа. 3 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

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±6), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±6), %
	Активная	0,8	2,5
1, 2
	Реактивная	1,5	1,9
3, 5, 11, 13, 14,	Активная	1,1	4,9
16, 17	Реактивная	2,3	2,9
4	Активная	0,8	2,5
	Реактивная	1,6	2,1
	Активная	1,1	5,5
6 - 10, 12, 15
	Реактивная	2,3	3,0
	Активная	0,8	2,3
18, 19
	Реактивная	1,6	2,2
20, 21, 23 - 25,	Активная	1,1	4,9
28 - 31, 33
	Реактивная	2,3	3,1
22, 26, 27, 32,	Активная	1,1	5,5
34, 35	Реактивная	2,3	2,9
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с			±5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии
(получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cosф = 0,5инд и
температуры окружающего воздуха в минус 5 до плюс 35°С.		месте расположения счетчиков электроэнергии от

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности, cos9	0,87
температура окружающей среды °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005,	от +21 до +25
ГОСТ 26035-83	от +18 до +23

1	2
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uhom	от 90 до 110
- сила тока, % от Ihom	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C
- для ТТ и ТН	от -40 до +35
- для счетчиков	от -40 до +55
- для СИКОН С70	от -10 до +50
- для УСВ-1	от -10 до +50
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
Электросчетчики СЭТ- 4ТМ.02:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
СИКОН С70:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации
электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	45
ИВКЭ:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной
за месяц, сут, не менее	45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

• - защита от кратковременных сбоев питания сервера, 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 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;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

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

- счетчика электрической энергии;

- УСПД;

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографическим способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформаторы тока	ТШВ 15Б	6 шт.
Трансформаторы тока	GSR	3 шт.
Трансформаторы тока	ТЛШ-10	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-35-II	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВ 110-I	9 шт.
Трансформаторы тока	ТВГ-УЭТМ-110	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВГ-110	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВИ-110	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-110/50	3 шт.
Трансформаторы тока	ТПОЛ 10	28 шт.
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	2 шт.
Трансформаторы тока	ТПЛ-10	8 шт.
Трансформаторы тока	ТПЛ-СЭЩ-10	6 шт.
Трансформаторы тока	ТВЛМ-10	4 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОМ-15-63	3 шт.

1	2	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06-10У3	3 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06-6У3	3 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-06	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-35УХЛ1	1 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-110УХЛ1	6 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10-2 УХЛ2	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	2 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03	7 шт.
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные	СЭТ- 4ТМ.02	11 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	17 шт.
Контроллеры сетевые индустриальные	СИКОН С70	3 шт.
Устройство синхронизации времени	УСВ-1	1 шт.
Методика поверки	МП-312235-101-2020 с Изменением № 1	1 экз.
Формуляр	ВЛСТ707.00.00ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПП «Тамбовская ТЭЦ».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПП «Тамбовская ТЭЦ»

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

Изготовитель

Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии»

(АО ГК «Системы и Технологии»)

ИНН 3327304235

Адрес: 600014, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А

E-mail: st@sicon.ru

Модернизация (АИИС КУЭ) ПП «Тамбовская ТЭЦ» проведена

Филиал ПАО "Квадра" - "Тамбовская генерация"

ИНН 6829012680

Юридический адрес: 300012, Тульская обл., г. Тула, ул. Тимирязева, д. 99в

Фактический адрес: 392030, Тамбовская область, г. Тамбов, проезд Энергетиков, д. 7 Телефон (факс): +7 (4752) 57-53-02, 56-96-93

E-mail: knc@tambov.quadra.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»

(ООО «Энергокомплекс»)

ИНН:7444052356

Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9, офис 23

Фактический адрес: 455017, Челябинская обл, г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, строение 2

Телефон: +7 (351) 958-02-68

E-mail: encomplex@yandex.ru

Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «19» октября 2021 г. № 2311

Лист № 1 Регистрационный № 80487-20 Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр», автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности; вычисленные мгновенные значения усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:

• - активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;

• - средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.

Сервер при помощи ПО «АльфаЦентр» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.

Обмен информацией между счетчиками и сервером происходит по GPRS. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через опто-порт счетчиков.

Для ИК №4.1, 4.2 данные о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии 1 раз в сутки поступают от системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Новотроицкая, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений №74495-19 в ИВК АИИС КУЭ в заданном формате по электронной почте.

Для ИК № 4.3 данные о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии 1 раз в сутки поступают от системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новотроицкий завод хромовых соединений», рег. №33511-06 в ИВК АИИС КУЭ в заданном формате по электронной почте.

На уровне ИВК выполняется формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передача КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации единого времени в системе в состав ИВК входит УССВ-2 (Рег. №54074-13), время которого синхронизировано с национальной шкалой координированного времени UTC (SU). Синхронизация времени часов сервера с временем УССВ-2 осуществляется каждые 30 мин, коррекция осуществляется раз в 12 ч при расхождении времени УССВ-2 с показаниями часов сервера более, чем на 1 с.

Сравнение времени часов счетчиков и времени часов сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки; коррекция осуществляется при расхождении времени часов счетчика и сервера на величину более чем 1 с.

Синхронизация измерительных компонентов ИК № № 4.1, 4.2 происходит по СОЕВ системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Новотроицкая.

Синхронизация измерительных компонентов ИК № № 4.3 происходит по СОЕВ системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новотроицкий завод хромовых соединений».

Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в эксплуатационную документацию.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Метрологически значимая часть ПО
Идентификационное наименование ПО	ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	12.1
Цифровой идентификатор ПО	3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номе р ИК	Наименование объекта	Измерительные компоненты
		ТТ	ТН	Счётчик	УССВ
1	2	3	4	5	6
1.1	ПС 110 кВ Огнеупорная, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 2	ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-08	НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №16687-97	ПСЧ- 4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11	УССВ-2 рег. № 54074-13
1.2	ПС 110 кВ Огнеупорная, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 15	ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-08	НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №02611-70	ПСЧ- 4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11
1.3	РП 6кВ ЗМК, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 25	ТОЛ-10-1 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 15128-01	НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №02611-70	ПСЧ- 4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11
1.4	РП 6кВ ЗМК, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 4	ТОЛ-10-1 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 15128-01	НТМИ-6-66 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №02611-70	ПСЧ- 4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11
2.1	ТРП 6 кВ УЭМЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 5	ТЛК-10 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-06	НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №16687-97	ПСЧ- 4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11
2.2	ТРП 6 кВ УЭМЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 9	ТЛК-10 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-06	НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №16687-97	ПСЧ- 4ТМ.05МК КТ 0,5S/1 Рег. №46634-11

1	2	3	4	5	6
3.1	ПС 110 кВ Дормаш, РУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч. 18	ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08	НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №18178-99	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 12
3.2	ПС 110 кВ Дормаш, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 27	ТПОЛ-10 КТ 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-08	НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №18178-99	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 12
4.1	ПС 220 кВ Новотроицкая, КРУН 10 кВ, 1 С 10 кВ, яч.7, КЛ 10 кВ Новотроицкая-Птицефабрика Восточная 1 цепь	ТОЛ-СЭЩ КТ 0,5S Ктт 200/5 Рег. №51623-12	НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12	СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №36697 12
4.2	ПС 220 кВ Новотроицкая, КРУН 10 кВ, 2 С 10 кВ, яч.2, КЛ 10 кВ Новотроицкая-Птицефабрика Восточная 2 цепь	ТОЛ-СЭЩ КТ 0,5S Ктт 200/5 Рег. №51623-12	НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 12	УССВ-2 рег. № 54074-13
4.3	ЦРП 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 41	ТЛО-10 КТ 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 25433-11	ЗНОЛП-ЭК КТ 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. №68841-17	СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №36697 17
5.1	ПС 110 кВ Висла, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 112	ТОЛ-НТЗ-10 КТ 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 51679-12	НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12	СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №36697 12
5.2	ПС 110 кВ Висла, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 211	ТЛК-СТ КТ 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 58720-14	НАЛИ-СЭЩ КТ 0,5 Ктн 10000/100 Рег. №51621-12	СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. №36697 12

1	2	3	4	5	6
6.1	ПС 110 кВ Братская, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.5, ф.283-1	ТПОЛ-10 КТ 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08	НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. №20186-00	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17	УССВ-2 рег. № 54074-13
6.2	ПС 110 кВ Братская, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.16, ф.283-2	ТПОЛ-10 КТ 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 1261-08	НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. №20186-00	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17
6.3	ПС 110 кВ Братская, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.17, ф.226	ТПОЛ-10 КТ 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 1261-08	НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. №20186-00	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17
6.4	ПС 110 кВ Уктусская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.27, ф.226	ТПОЛ-10 КТ 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 1261-02	НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. №20186-05	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17
6.5	ТП-3 10кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ф.31 Агромашзапчас ть	ТШП-0,66 КТ 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 58385-14	-	СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17
6.6	ТП-3 10кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ф.1 Горсвет	ТТН-Ш КТ 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 75345-19	-	СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17
6.7	ТП-3 10кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ф.3 Общежитие	ТОП КТ 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 47959-16	-	СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17
6.8	РП-226 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, ф.5 ИП Мильман	ТЛК 10-5 КТ 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 9143-01	НАМИТ-10 КТ 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. №16687-02	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 17

1	2	3	4	5	6
7.1	ВЛ-10 кВ КШК- 9, отпайка в сторону КТП КШК-911 и КТП КШК- 902, оп. 902/1, ПКУ-10 кВ	ТОЛ-10-I КТ 0,5S Ктт 100/5 Рег. №47959-11	НОЛ.08-10-УТ2 КТ 0,5 10000/100 Рег. №3345-04	ПСЧ- 4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1 Рег.№50460-18	УССВ-2 Рег. № 54074-13
8.1	ТП-3 6 кВ ООО СМ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.7	ТПЛМ-10 КТ 0,5 Ктт 200/5 Рег. №2363-68	НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №380-49	СЭТ- 4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 08
8.2	ТП-3 6 кВ ООО СМ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 18	ТПЛМ-10 КТ 0,5 Ктт 200/5 Рег. №2363-68	НТМИ-6 КТ 0,5 Ктн 6000/100 Рег. №380-49	СЭТ- 4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. №36697 08
8.3	ТП 6кВ АЦИ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, панель 3, ф.9а	Т-0,66 У3 КТ 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 71031-18	-	СЭТ- 4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1 Рег. №36697 12
8.4	ТП 6кВ АЦИ, РУ-0,4 кВ, 3 СШ 0,4 кВ, панель 11, ф.36	Т-0,66 У3 КТ 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 71031-18	-	СЭТ- 4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1 Рег. №36697 12

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 Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик.

• 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.

• 3 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
1.1 - 1.4, 2.1, 2.2	Активная	±1,3	±3,3
	Реактивная	±2,1	±5,6
3.1 - 3.2, 8.1, 8.2	Активная	±1,0	±2,9
	Реактивная	±2,6	±4,5
4.1	Активная	±1,3	±3,4
	Реактивная	±2,1	±5,6
4.2	Активная	±1,2	±3,0
	Реактивная	±1,8	±4,7
4.3, 5.1, 5.2	Активная	±1,2	±3,0
	Реактивная	±1,8	±4,9
6.1 - 6.3	Активная	±0,9	±1,6
	Реактивная	±1,3	±2,9
6.4	Активная	±1,2	±3,0
	Реактивная	±1,8	±4,9
6.5 - 6.7	Активная	±1,0	±2,9
	Реактивная	±1,5	±4,8
6.8	Активная	±1,2	±2,9
	Реактивная	±1,8	±4,6
7.1	Активная	±1,1	±3,2
	Реактивная	±2,7	±5,4
8.3, 8.4	Активная	±0,9	±3,1
	Реактивная	±2,3	±5,3
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК АИИС КУЭ установлены границы допус-
каемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК АИИС КУЭ указаны для измерений активной и ре-
активной электроэнергии на интервале времени 30 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5)			% от 1ном COSO = 0,8 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК № 1.1 - 8.4 от
плюс 10 до плюс 30 до °C

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество ИИК	26
Нормальные условия параметры сети: -    напряжение, % от ином -    ток, % от 1ном -   коэффициент мощности -    частота, Гц температура окружающей среды, °С	от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +20 до +25

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации	от 90 до 110
параметры сети: - напряжение, % от ином	от 2 до 120
- сила тока, % от 1ном для ИК № 1.1- 6.7, 7.1, 8.3, 8.4	от 5 до 120
-  сила тока, % от 1ном для ИК № 6.8, 8.1, 8.2 - коэффициент мощности, cosф	0,8
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -40 до +40
температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков ИК № 6.1 - 6.3, 6.5 - 6.7 °С	от -10 до +30
температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков ИК № 1.1-5.2, 6.4, 6.8, 7.1, 8.1-8.4, °С	от +10 до +30
температура окружающей среды в месте расположения УССВ, сервера, °С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. №36697-12), ПСЧ-4ТМ.05МК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	48
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. №36697-08): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	48
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. №36697-17): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	48
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	80000
Глубина хранения информации Электросчетчики: тридцатиминутные приращения активной и реактивной электроэнергии каждого массива профиля составляет, суток, не менее	35
Сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с	±5

Надежность системных решений:

• - резервирование ИВК АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте и сотовой связи.

Регистрация событий:

- в журнале событий счетчика:

• - 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 БД;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационных документов на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Трансформатор тока	ТПОЛ-10	9
Трансформатор тока	ТПОЛ-10	6
Трансформатор тока	ТПОЛ-10	2
Трансформатор тока	ТОЛ-10-I	4
Трансформатор тока	ТШП-0,66	3
Трансформатор тока	ТПЛМ-10	4
Трансформатор тока	ТТН-Ш	3
Трансформатор тока	ТЛК-10	4
Трансформатор тока	ТЛК-10-5	2
Трансформатор тока	ТЛК-СТ-10	3
Трансформатор тока	ТОЛ-НТЗ-10-11	3
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10-21	6
Трансформатор тока	ТЛО-10	2
Трансформатор тока	Т-0,66 У3	6
Трансформатор тока	ТОЛ-10-I	2
Трансформатор тока	ТОП-0,66	3
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10-1	3
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10 -1	1
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10-2	2
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	3

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-10-95	3
Трансформатор напряжения	НАМИ-10-95	1
Трансформатор напряжения	НАЛИ-СЭЩ-10	4
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-ЭК-10 М1	3
Трансформатор напряжения	НОЛ.08-10.УТ2	2
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	2
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	5
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	5
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.01	3
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.01	1
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.08	3
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.09	2
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МК	6
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МК	1
Устройство синхронизации системного времени	УССВ-2	1
Программное обеспечение	ПО АльфаЦентр	1
Паспорт-формуляр	АИИС. 2.1.0524.001 ФО	1
Методика поверки	МП 012-2020	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия», аттестованном ООО «МетроСервис», аттестат об аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «Евразия»»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения

Изготовитель

Общество c ограниченной ответственностью «Энергосбытовая компания «Евразия» (ООО «ЭК «Евразия»)

ИНН 6658533224

Адрес: 620131, г. Екатеринбург, ул. Фролова, д. 31, офис 18.

Телефон: +7 (343) 216-00-01

Факс: +7 (343) 216-00-01

E-mail: info@ek-ea.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Метрологический сервисный центр» (ООО «МетроСервис»)

Адрес: 660133, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Сергея Лазо, 6а Телефон: (391) 224-85-62

E-mail: E.E.Servis@mail.com

Аттестат аккредитации ООО «МетроСервис» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.

---