МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

07 декабря 2021 г.

Москва

Об утверждении типов 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. Утвердить:

типы средств измерений, сведения о которых прилагаются к настоящему приказу;

описания типов средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.

• 2. ФГБУ «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.

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

(--------------------------------\

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

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: 028BB28700AOAC3E9843FA50B54F406F4C

Кому выдан: Шалаев Антон Павлович

Действителен: с 29.12.2020 до 29.12.2021

х__________—__________/

---

ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747 Сведения

об утвержденных типах средств измерений

№ п/ п

Наименование типа

Обозначение типа

Код характера произ- вод-ства

Рег. Номер

Зав. номер(а) *

Изготовители

Правообладатель

Код иден-тифи-кации производства

Методика поверки

Интервал между поверками

Заявитель

Юридическое лицо, проводившее испытания

Дата утверждения акта

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1.

Ротаметры медицинские газовые с местными показаниями

"РМГ"

С

83898-21

РМГ-20В - зав. номера 0101, 0102, 0103, 0104, 0105; РМГ-20К - зав. номера 0251, 0252, 0253, 0254,0255

Акционерное общество "Альтернативная Наука" (АО "Альтернативная Наука"), Ленинградская область, Воло-совский р-он, п. Кикерино

Акционерное общество "Альтернативная Наука" (АО "Альтернативная Наука"), Ленинградская область, Воло-совский р-он, п. Кикерино

ОС

435-184 2021МП

2 года

Акционерное общество "Альтернативная Наука" (АО "Альтернативная Наука"), Ленинградская область, Воло-совский р-он, п. Кикерино

ФБУ "Тест-С.-Петербург", г. Санкт-Петербург

26.04.2021

2.

Теплосчетчики

СТУ-1

С

83899-21

0001, 0002, 0003, 0004, 0005

Закрытое акционерное общество Фирма "ТЕСС-инжиниринг" (ЗАО Фирма "ТЕСС-инжиниринг"), г. Чебоксары

Закрытое акционерное общество Фирма "ТЕСС-инжиниринг" (ЗАО Фирма "ТЕСС-инжиниринг"), г. Чебоксары

ОС

МП 1168 1-2020

4 года

Закрытое акционерное общество Фирма "ТЕСС-инжиниринг" (ЗАО Фирма "ТЕСС-инжиниринг"), г. Чебоксары

ВНИИР - филиал ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева", г. Казань

30.10.2020

3.

Счетчики газа барабанные с

ВИКС

С

83900-21

модель ВИКС-0.5 зав.№ СБ0013; модель ВИКС-5-И

Общество с ограниченной ответственно-

Общество с ограниченной ответственно-

ОС

МП 25500383-2021

2 года

Общество с ограниченной ответственно-

ФГУП "ВНИИМ им. Д. И. Менде-

28.06.2021

жидкостным

зав.№ СБ0032

стью "Прагма-

стью "Прагма-

стью "Прагма-

леева", г.

затвором

тех" (ООО

тех" (ООО

тех" (ООО

Санкт-

"Прагматех"),

"Прагматех"),

"Прагматех"),

Петербург

Ленинградская

Ленинградская

Ленинградская

обл., Ломоно-

обл., Ломоно-

обл., Ломоно-

совский р-он,

совский р-он,

совский р-он,

Квартал 2 (юж.

Квартал 2 (юж.

Квартал 2 (юж.

ч. промзоны

ч. промзоны

ч. промзоны

Горелово тер)

Горелово тер)

Горелово тер)

4.

Система из-

Обозна-

Е

83901-21

47

Общество с

Общество с

ОС

НА.ГНМЦ.

4 года

Общество с

ОП ГНМЦ АО

18.05.2021

мерений ко-

чение

ограниченной

ограниченной

0579-21

ограниченной

"Нефтеавтома-

личества и

отсут-

ответственно-

ответственно-

МП

ответственно-

тика", г. Ка-

параметров

ствует

стью "Завод

стью "Завод

стью "Завод

зань

свободного

нефтегазового

нефтегазового

нефтегазового

нефтяного

оборудования

оборудования

оборудования

газа на вы-

"ТЕХНОВЕК"

"ТЕХНОВЕК"

"ТЕХНОВЕК"

ходе с узла

(ООО "Завод

(ООО "Завод

(ООО "Завод

охлаждения

НГО "ТЕХ-

НГО "ТЕХ-

НГО "ТЕХ-

газа Восточ-

НОВЕК"), г.

НОВЕК"), г.

НОВЕК"), г.

но-

Воткинск, Уд-

Воткинск, Уд-

Воткинск, Уд-

Капитонов-

муртская Рес-

муртская Рес-

муртская Рес-

ской ГКС среднего давления в газопровод "Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ"

публика

публика

публика

5.

Система из-

Обозна-

Е

83902-21

46

Общество с

Общество с

ОС

НА.ГНМЦ.

4 года

Общество с

ОП ГНМЦ АО

18.05.2021

мерений ко-

чение

ограниченной

ограниченной

0578-21

ограниченной

"Нефтеавтома-

личества и

отсут-

ответственно-

ответственно-

МП

ответственно-

тика", г. Ка-

параметров

ствует

стью "Завод

стью "Завод

стью "Завод

зань

свободного

нефтегазового

нефтегазового

нефтегазового

нефтяного

оборудования

оборудования

оборудования

газа на тру-

"ТЕХНОВЕК"

"ТЕХНОВЕК"

"ТЕХНОВЕК"

бопроводе

(ООО "Завод

(ООО "Завод

(ООО "Завод

выхода газа с

НГО "ТЕХ-

НГО "ТЕХ-

НГО "ТЕХ-

Донецко-

НОВЕК"), г.

НОВЕК"), г.

НОВЕК"), г.

Сыртовской

Воткинск, Уд-

Воткинск, Уд-

Воткинск, Уд-

ГКС низкого

муртская Рес-

муртская Рес-

муртская Рес-

давления на Восточно-Капитонов-скую ГКС среднего давления

публика

публика

публика

6.

Резервуар стальной горизонтальный ци-линдриче-ский

РГС-25

Е

83903-21

401

ЗМК им. С. Орджоникидзе (изготовлен в 1959 г.), г. Челябинск

ЗМК им. С. Орджоникидзе (изготовлен в 1959 г.), г. Челябинск

ОС

ГОСТ 8.346-2000

5 лет

Общество с ограниченной ответственностью "Топлив-но-заправочный комплекс Омск (Центральный)" (ООО "ТЗК Омск (Центральный)"), г. Омск

ООО "Метро- КонТ", г. Казань

05.07.2021

7.

Контроллеры измерительные

FloBoss S600+

Е

83904-21

20029379, 20029375

Фирма "Emerson Process Management / Remote Automation Solutions / Fromex S.A. de C.V.", Мексика

Фирма "Emerson Process Management / Remote Automation Solutions / Fromex S.A. de C.V.", Мексика

ОС

НА.ГНМЦ. 0583-21 МП

1 год

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУ КОЙЛ-Западная Сибирь" Территориально-производственное предприятие "ЯМАЛНЕФТ ЕГАЗ" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" ТПП "ЯМАЛНЕФТ ЕГАЗ"), г. Когалым, ХМАО

ОП ГНМЦ АО "Нефтеавтома-тика", г. Казань

23.05.2021

8.

Анализаторы

multi EA 5100

С

83905-21

Анализатор в составе: основной блок (multi EA 5100 Basic Unit), зав.№

Фирма "Analytik Jena GmbH", Германия

Фирма "Analytik Jena GmbH", Германия

ОС

МП-2422447-2021

1 год

Общество с ограниченной ответственностью "Нева-

ФГУП "ВНИИМ им.Д.И.Менде леева", г.

03.09.2021

N7-9006/AU; детек тор общего хлора (Cl module 5100), зав.№ A706AT0006; детектор общей серы (S module 5100 MPO), зав.№ A702AU0006; детектор общего азота (N module 5100), зав.№ A701AU0006; детектор общего углерода (С module 5100), зав.№ A705AU0004

лайн" (ООО "Невалайн"), г. Санкт-Петербург

Санкт-Петербург

9.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Симбирская энергосбытовая компания" № 29

Обозна чение отсутствует

Е

83906-21

29

Общество с ограниченной ответственностью "Симбирская энергосбытовая компания" (ООО "СЭСК"), г. Ульяновск

Общество с ограниченной ответственностью "Симбирская энергосбытовая компания" (ООО "СЭСК"), г. Ульяновск

ОС

МП 26.51/101/2 1

4 года

Общество с ограниченной ответственностью "Симбирская энергосбытовая компания" (ООО "СЭСК"), г. Ульяновск

ООО "Энерго-тестконтроль", г. Москва

03.09.2021

10.

Термоанализаторы синхронные

STA

С

83907-21

STA 6000 зав. № 521A20052904; STA 8000 зав. № 524A20031704

PerkinElmer Inc., США

PerkinElmer Inc., США

ОС

МП 24160049-2021

1 год

Представительство акционерного общества Шелтек АГ (Швейцария) (Представительство АО Шелтек АГ (Швейцария),

ФГУП "ВНИИМ им. Д.И.Менделее ва", г. Санкт-Петербург

27.09.2021

г. Москва

11.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Вол-гоградме-бель"

Обозначение отсутствует

Е

83908-21

05/2021

Общество с ограниченной ответственностью "КС Энергосбыт" (ООО "КС Энергосбыт"), г. Москва

Акционерное общество "Волгоградме-бель" (АО "Волгоградме-бель"), г. Волгоград

ОС

МП ЭПР- 418-2021

4 года

Общество с ограниченной ответственностью "КС Энергосбыт" (ООО "КС Энергосбыт"), г. Москва

ООО "Энер-гоПромРе-сурс", Московская обл., г. Красногорск

14.09.2021

12.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Хани

Обозначение отсутствует

Е

83909-21

ВСТ002

Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва

Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва

ОС

МП-016 2021

4 года

Общество с ограниченной ответственностью Управляющая компания "Рус-ЭнергоМир" (ООО УК "РусЭнерго-Мир"), г. Новосибирск

ООО "Энер-Тест", Московская область, г. Щелково

24.06.2021

13.

Счетчики трехфазные статические

АГАТ 3

С

83910-21

мод. АГАТ 3-4.5.5: 160361, 160362, 160363

Общество с ограниченной ответственностью "МЗЭП- АГАТ" (ООО "МЗЭП- АГАТ"), г. Москва

Общество с ограниченной ответственностью "МЗЭП-АГАТ" (ООО "МЗЭП-АГАТ"), г. Москва

ОС

ПФ2.720.0 23 МП

16 лет

Общество с ограниченной ответственностью "МЗЭП-АГАТ" (ООО "МЗЭП-АГАТ"), г. Москва

ФГУП "ВНИИМС", г. Москва

13.08.2021

14.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-

Обозначение отсутствует

Е

83911-21

002

Общество с ограниченной ответственностью "Альфа-Энерго" (ООО

Публичное акционерное общество "Сбербанк России" (ПАО

ОС

МП 26.51/106/2 1

4 года

Общество с ограниченной ответственностью "Альфа-Энерго" (ООО

ООО "Энерго-тестконтроль", г. Москва

15.10.2021

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО Сбербанк (г. Омск, ул. Звездова, д. 101а)

"Альфа-Энерго"), г. Москва

"Сбербанк России"), г. Москва

"Альфа-Энерго"), г. Москва

15.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Леруа Мерлен Восток" 2-й очереди

Обозначение отсутствует

Е

83912-21

003

Акционерное общество "Мосэнергосбыт" (АО "Мосэнергосбыт"), г. Москва

Акционерное общество "Мосэнергосбыт" (АО "Мосэнергосбыт"), г. Москва

ОС

МП 26.51/107/2 1

4 года

Общество с ограниченной ответственностью "Альфа- Энерго" (ООО "Альфа-Энерго"), г. Москва

ООО "Энерго-тестконтроль", г. Москва

22.10.2021

16.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО "Красная поляна"

Обозначение отсутствует

Е

83913-21

001

Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир

Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир

ОС

МП 26.51/104/2 1

4 года

Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир

ООО "Энерго-тестконтроль", г. Москва

01.10.2021

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Регистрационный № 83898-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Ротаметры медицинские газовые с местными показаниями «РМГ»

Назначение средства измерений

Ротаметры медицинские газовые с местными показаниями «РМГ» (далее - ротаметры) предназначены для измерений объемного расхода потоков газа при работе с наркозными аппаратами и аппаратурой искусственной вентиляции легких.

Описание средства измерений

Принцип действия ротаметров основан на измерении высоты подъема поплавка в рабочей среде по конической трубке, установленной вертикально. Под действием потока газа поплавок перемещается. При достижении равновесия сил, действующих на поплавок, последний устанавливается на высоте, соответствующей определенному значению расхода газа. Шкала ротаметра нанесена на наружной поверхности конусной трубки и отградуирована в единицах объемного расхода газа (л/мин).

Ротаметр состоит из конусной прозрачной трубки, внутри которой находится поплавок. Перемещение поплавка ограничивается сверху и снизу резиновыми втулками. Эти же втулки служат уплотняющими элементами при установке ротаметра в аппаратуру. Материалы, используемые в ротаметрах: трубка - поликарбонат, поплавок - фторопласт.

В зависимости от измеряемых газов ротаметры имеют модификации: РМГ-20В для измерения расхода воздуха и РМГ-20К для измерения расхода кислорода.

Нанесение знака поверки на ротаметр не предусмотрено.

Общий вид ротаметров представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид ротаметров медицинских газовых с местными показаниями «РМГ»

Программное обеспечение отсутствует.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характер		истики
Обозначение модификации ротаметра	Измеряемая среда	Диапазон измерения, л/мин	Пределы допускаемой погрешности, приведенной к верхнему пределу измерений, %	Вариация показаний, %
РМГ-20В	воздух	От 1,0 до 20,0	± 4,0	± 4,0
РМГ-20К	кислород	От 1,0 до 20,0	± 4,0	± 4,0

Таблица 2- Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Максимальное рабочее давление, МПа	0,15
Потеря давления при Qmax, МПа, не более	0,001
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, оС	От +10 до +30
- относительная влажность, %	От 30 до 80
- атмосферное давление, кПа	От 84,0 до 106,7
Средняя наработка на отказ, циклов, не менее	40000
Средний срок службы, лет	6
Габаритные размеры:	РМГ-20В     РМГ-20К
- диаметр поликарбонатной трубки, мм, не более	16
- длина, мм, не более	140
- масса, г, не более	20

Знак утверждения типа

наносится на ротаметр в виде наклейки и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средств измерений

Таблица 3 - Комплектность ротаметра

Наименование	Обозначение	Количество
Ротаметр	РМГ	1 шт.
Руководство по эксплуатации	ГАКЕ 69.00.00 РЭ	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в п.4.1 руководства по эксплуатации ГАКЕ 69.00.00 РЭ.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к ротаметрам медицинским газовым с местными показаниями «РМГ»

Приказ Росстандарта № 2825 от 29.12.2018 г. Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа

ТУ 9444-012-16793014-2006 Ротаметры медицинские газовые с местными показаниями «РМГ». Технические условия

Изготовитель

Акционерное общество «Альтернативная Наука» (АО «Альтернативная Наука») ИНН 7806022154

Юридический адрес: 188400, Ленинградская область, Волосовский район, п. Кикерино, Гатчинское шоссе, д. 8А

Адрес деятельности: 192236, г. Санкт-Петербург, ул. Белы Куна, д. 34, лит. А Телефон/факс:+7 (812) 495-49-11

Web-сайт: www.altnauka.ru

E-mail: info@altnauka.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Санкт-Петербурге и Ленинградской области»

(ФБУ «Тест-С.-Петербург»)

Адрес: 190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д. 1

Телефон: 8 (812) 244-62-28, 8 (812) 244-12-75

Факс: 8 (812) 244-10-04

E-mail: letter@rustest.spb.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Тест-С.-Петербург» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311484 .

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1 Регистрационный № 83899-21 Всего листов 18

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Теплосчетчики СТУ-1

Назначение средства измерений

Теплосчетчики СТУ-1 (далее - теплосчетчики) предназначены для измерения количества тепловой энергии, тепловой мощности, объемного (массового) расхода, объема (массы), температуры, давления теплоносителя в закрытых и открытых системах теплоснабжения, подпитки, холодного и горячего водоснабжения, температуры окружающего воздуха и интервалов времени.

Описание средства измерений

Принцип действия теплосчетчиков СТУ-1 основан на измерении количества и параметров теплоносителя в закрытых и открытых системах теплоснабжения, подпитки, холодного и горячего водоснабжения, температуры окружающего воздуха, интервалов времени и последующем определении на их основе количества тепловой энергии, тепловой мощности в соответствии с установленными алгоритмами.

Электронный блок (ЭБ) теплосчетчиков формирует импульсы, поступающие на пьезоэлектрические преобразователи ПЭП1 (ПЭП3, ПЭП5, ПЭП7). Пьезопреобразователи преобразуют электрический импульс в акустический ультразвуковой импульс (УЗИ), излучаемый в измеряемую среду, например, по потоку. Задержанный ультразвуковой сигнал, полученный от пьезоэлектрических преобразователей ПЭП2 (ПЭП4, ПЭП6, ПЭП8), преобразуясь в электрический сигнал, поступает в ЭБ для обработки. Затем процесс измерения расхода повторяется с той разницей, что преобразователи ПЭП1 (ПЭП3, ПЭП5, ПЭП7) становятся приемниками УЗИ, а ПЭП2 (ПЭП4, ПЭП6, ПЭП8) - излучателями против потока. ЭБ измеряет время задержки распространения сигнала по и против потока, вычисляет мгновенный объемный и массовый расходы, накопленные объемы в м³ и в тоннах, формирует архив данных.

Величина температуры теплоносителя, полученная от платиновых преобразователей температуры ПТС1, ПТС2, ПТС3, ПТС4, ПТС5 или от цифровых преобразователей, поступает в ЭБ для обработки. Полученная информация преобразуется, отображается на ЖКИ и архивируется.

Величина избыточного давления, полученная от преобразователей давления ПД1, ПД2, ПД3, ПД4 в виде нормированных токовых сигналов 4-20 мА, 0,4-2,0 В, либо в виде цифрового сигнала I²C поступает в ЭБ, где преобразуется, отображается на ЖКИ, архивируется.

Полученная таким образом информация о массовом расходе, температуре и давлении используется для расчета тепловой мощности и количества тепловой энергии по соответствующему алгоритму.

Текущая, накопленная информация и значения программируемых параметров индицируются на ЖКИ и выводятся для внешних потребителей информации через встроенные интерфейсные порты USB, RS 232, RS 485, GSM/GPRS-модем, Bluetooth, сервер Ethernet, модуль LoRa (А, С).

Мгновенные величины расходов в виде импульсов напряжения поступают на частотно-импульсные выходные каналы ЧИС1, ЧИС2, ЧИС3, ЧИС4.

В зависимости от комплекта поставки, теплосчетчики СТУ-1 состоят из следующих составных частей: ультразвуковых преобразователей расхода (УПР), электронного блока (ЭБ), преобразователей температуры и давления, кабелей связи, встроенных портов RS 232, RS 485, Ethernet, GPRS, Bluetooth, LoRa.

В качестве преобразователей расхода применяются от одного до четырех ультразвуковых преобразователей расхода (УПР) или от одной до четырех пар монтируемых на поверхности трубопровода пьезоэлектрических преобразователей (ПЭП).

Электронный блок измеряет электрические импульсные сигналы, поступающие от УПР, нормированные сигналы постоянного тока, поступающие от датчиков давления, величину сопротивления, поступающую от преобразователей температуры, производит измерение интервалов времени, вычисление, индикацию, регистрацию, хранение и передачу значений параметров и количества теплоносителя, горячего и холодного водоснабжения, подпитки, тепловой энергии (мощности) в водяных системах теплоснабжения.

В качестве преобразователей температуры применяются платиновые термопреобразователи сопротивления c классом допуска А и В в соответствии с ГОСТ 6651-2009, либо цифровые преобразователи температуры.

В качестве преобразователей давления применяются средства измерений с выходным токовым сигналом или сигналом напряжения постоянного тока, соответствующие требованиям ГОСТ 22520-85, либо преобразователи давления с выходным цифровым сигналом I²C.

Теплосчетчики выпускаются четырех моделей: Модель 3М.1, Модель 3М.2, Модель 3М.3, Модель 3М.4, которые отличаются друг от друга количеством подключаемых ультразвуковых    преобразователей    расхода,    преобразователей    температуры,

преобразователей давления, а также возможностью подключения внешних счетчиков объема воды или расходомеров с импульсными или частотными выходами.

Общий вид и наименование теплосчетчиков приведены на рисунке 1.

В зависимости от назначения, теплосчетчики выпускаются в разных модификациях и маркируются следующим образом:

Таблица 1 - Модификации теплосчетчиков

Модели СТУ-1	Тип и количество подключаемых преобразователей				Интерфейс
	УПР	ВС*)	ПТ*	ПД*)	ЧИС	USB	RS 232*	RS 485*	GPRS*	LoRa(A,C)*	Ethernet*
Модель 3М.1	1	2	2	-	1	+	-	+	-	+	+
Модель 3М.2	до 2	до 4	до 5	до 4	2	+	+	+	+	+	+
Модель 3М.3	до 4	до 2	до 5	до 4	4	+	+	+	+	+	+
Модель 3М.4	до 4	до 2	до 5	до 4	4	+	+	+	+	+	+
Примечания USB - штатный; RS 485 имеет гальваническую развязку; УПР - ультразвуковые преобразователи расхода - измерительные участки для встроенных расходомеров; ВС - подключаемые внешние водосчетчики или расходомеры с импульсными или частотными выходами; ПТ - подключаемые преобразователи термосопротивления или цифровые преобразователи температуры; ПД - подключаемые преобразователи давления с выходным токовым сигналом (4 - 20) мА, сигналом напряжения постоянного тока (0,4 - 2) В, или цифровым сигналом I2C; ЧИС - числоимпульсные выходные сигналы, пропорциональные объемному расходу (функционируют только при калибровке УР). *) Устанавливаются в соответствии с заказом.

Общий вид и наименование ультразвуковых преобразователей расхода, входящих в состав теплосчетчиков, приведены на рисунке 2.

УПР тип ТЕСС ПП15

Рисунок 2 - Общий вид и наименование УПР теплосчетчиков

Общий вид расположения акустических осей приведен на рисунке 3.

Рисунок 3 - Общий вид расположения акустических осей теплосчетчиков

Общий вид и наименование ультразвуковых датчиков приведены на рисунке 4.

В качестве средств измерений температуры и разности температур измеряемой среды в составе теплосчетчиков могут применяться СИ, приведенные в таблице 2.

Таблица 2 - Средства измерений температуры и разности температур

Наименование СИ	Регистрационный номер	Обозначение НСХ	Класс допуска	Примечание	Сокращение на рисунке 5
Для измерений температуры и разности температур
Термопреобразователи сопротивления платиновые ТСП-К	65539-16	Pt 100	А, В	2 подобранных преобразователя	ТСП-К
Комплекты термопреобразователей сопротивления платиновых КТС-Б	43096-15 43096-20	Pt 100	А, В	2 подобранных преобразователя	КТС-Б
Комплекты термометров сопротивления платиновых для измерения разности температур КТСПР 001	41892-09	Pt 100	класс 1 класс 2	2 подобранных преобразователя	КТСПР 001
Комплекты термометров сопротивления из платины технических разностных КТПТР-01	46156-10	Pt 100, Pt 1000	А класс 1 класс 2	2 подобранных преобразователя	КТПТР- 01
Комплекты термопреобразователей сопротивления КТСП-Н исп. 2, 6	38878-17	Pt 100 Pt 500 Pt 1000	А, В	2 подобранных преобразователя	КТСП-Н

1	2	3	4	5	6
Комплекты термопреобразователей сопротивления платиновых КТСПТВХ-В	24204-03	Pt 100, Pt 500	А, В	2 подобранных преобразователя	КТСПТВХ-В
Комплекты термопреобразователей сопротивления КДТС модификации 054	56651-14	Pt 100, Pt 500, Pt 1000	А, В	2 подобранных преобразователя	КДТС 054
Комплекты термометров сопротивления ТЭМ-110	40593-09	Pt 100	класс 1 класс 2	2 подобранных преобразователя	ТЭМ-110
Для измерений температуры
Термопреобразователи сопротивления «ВЗЛЕТ ТПС»	21278-11	Pt 100, Pt 500	А, В	В качестве Т5	ВЗЛЕТ ТПС
Преобразователи температуры DS18B20*)	23169-02	DS18B20	А, В	-	DS18B20
*) Цифровые преобразователи температуры DS18B20 применяются для технологических целей.

Общий вид и наименование средств измерений температуры и разности температур приведены на рисунке 4.

Рисунок 5 - Общий вид и наименование СИ температуры и разности температур

В качестве средств измерений избыточного давления измеряемой среды в составе теплосчетчиков могут применяться СИ, приведенные в таблице 3.

Таблица 3 - Средства измерений избыточного давления

Наименование СИ	Регист-рационный номер	Пределы допускаемой основной приведенной погрешности, %	Верхний предел измерений, МПа	Сокращение на рисунках 6 и 7
1	2	3	4	5
Датчики избыточного, вакуумметрического, абсолютного и дифференциального давления с электрическим выходным сигналом ДДМ-03, модель ДДМ-03-2500ДИ	42756-09	±0,25; ±0,5	2,5	ДДМ-03- 2500-ДИ
Датчики давления ЭМИС-БАР	72888-18	от ±0,04 до ±1,5	69	ЭМИС-БАР
Датчики давления ИД, модификация ИД-И	26818-15	±0,1; ±1,0	60	ИД-И
Преобразователи давления измерительные СДВ, исполнение СДВ-И-2,5	28313-11	±0,25; ±0,5	2,5	СДВ-И-2,5
Преобразователи давления измерительные ОВЕН ПД100И	56246-14	±0,25; ±1,5	10	ОВЕН ПД100И
Преобразователи давления ПДТВХ-1	43646-10	±0,2; ±1,0	100	пдтвх-1
Преобразователи давления измерительные АИР-10	31654-14	±0,1	100	АИР-10
Преобразователи давления измерительные DMP 3XX, DMP 4XX, DMD 3XX, DS 2XX, DS 4XX, DMK 3XX, DMK 4XX, XACT i, DM 10, DPS 2XX, DPS 3XX, DPS+, HMP 331, HU 300	56795-14	от ±0,075 до ±1,5	600	DMP
Датчики давления серий DMP, DMD, XMD, DS, DMK, x|act, DM, Baroli, DPS, XMP, HU, 17.600G, 17.609, 18.600G, 18.601G, 18.605G, 26.600G, 30.600G	55983-13	от ±0,05 до ±1,5	600	DMP
Датчики давления тензорезистивные APZ, ALZ, AMZ, ASZ	62292-15	±0,25; ±0,5	60	APZ
Преобразователи давления измерительные MBS 1700, MBS 1750, MBS 3000, MBS 3050, MBS 33, MBS 3200, MBS 3250, MBS 4510	61533-15	±0,5; ±1,0	60	MBS
Преобразователи давления измерительные MBS 3300, MBS 3350, MBS 4003	56237-14	±0,5; ±1,0	60	MBS
Преобразователи (датчики) давления измерительные EJ*	59868-15	от ±0,025 до ±0,6	32	EJ*
Преобразователи давления измерительные JUMO dTRANS p02, JUMO dTRANS p02 DELTA, JUMO dTRANS p20, JUMO dTRANS p20 DELTA, JUMO DELOS	56239-14	от ±0,05 до ±0,5	100	JUMO

1	2	3	4	5
Датчики давления малогабаритные КОРУНД, исполнение КОРУНД-ДИ-001М	47336-16	±0,25; ±0,5	2,5	КОРУНД- ДИ-001М
Преобразователи давления измерительные ОВЕН ПД100	47586-11	±0,25; ±1,5	2,5	ОВЕН ПД100
Преобразователи давления измерительные БД ПД	77484-20	±0,25; ±1,0	4	БД ПД
Датчики давления ПД-25МПа-3В-ШМ с открытой мембраной^	-	±1,0	25	Технологический
Датчики давления ПД-2,5МПа-3В1)	-	±1,0	2,5	Технологический
1) Датчики давления ПД-25МП технологических целей.	а-3В-ШМ и ПД-2,5МП		а-3В применяются для

Общий вид и наименование СИ избыточного давления, входящих в состав теплосчетчиков, приведены на рисунках 6 и 7

Рисунок 7 - Общий вид и наименование СИ избыточного давления

Перечень подключаемых к теплосчетчику внешних водосчетчиков и расходомеров с импульсными или частотными выходами приведен в таблице 4.

Таблица 4 - Внешние водосчетчики и расходомеры с импульсными или частотными

выходами

Наименование и тип средств измерений (СИ)	Регистрационный номер	Сокращение на рисунках 8, 9, 10
1	2	3
Расходомеры-счетчики ультразвуковые «ВЗЛЕТ МР»	28363-14	ВЗЛЕТ МР
Расходомеры-счетчики электромагнитные «ВЗЛЕТ ЭР»	20293-10	ВЗЛЕТ ЭР
Расходомеры-счетчики электромагнитные «ВЗЛЕТ ЭР» модификации «Лайт М»	52856-13	ВЗЛЕТ ЭР модификации «Лайт М»
Расходомеры-счетчики электромагнитные «ВЗЛЕТ ЭМ», модификация ПРОФИ	30333-10	ВЗЛЕТ ЭМ модификация ПРОФИ
Расходомеры-счетчики жидкости ультразвуковые КАРАТ	44424-10	КАРАТ
Преобразователи расхода электромагнитные ЭМИР-ПРАМНР-550	27104-08	ЭМИР-ПРАМНР-550
Преобразователи расхода вихревые электромагнитные ВЭПС-Р	61872-15	ВЭПС-Р
Преобразователи расхода электромагнитные ПРЭМ	17858-11	ПРЭМ
Счетчики ультразвуковые «СУР-97»	16860-07	СУР-97
Расходомеры-счетчики электромагнитные РСМ-05 модификации РСМ-05.03, РСМ-05.05, РСМ-05.07	48755-11	РСМ-05
Расходомеры электромагнитные Питерфлоу РС	46814-11	Питерфлоу РС
Преобразователи расхода электромагнитные МастерФлоу, за исключением класса Э	31001-12	МастерФлоу
Преобразователи расхода вихревые электромагнитные ВПС	19650-10	ВПС
Расходомеры жидкости ультразвуковые двухканальные УРЖ2КМ	23363-12	УРЖ2КМ
Счетчики-расходомеры электромагнитные РМ-5 за исключением модификаций РМ-5-П, РМ-5-Э	20699-11	РМ-5

Общий вид и наименование внешних водосчетчиков и расходомеров с импульсными или частотными выходами, входящих в состав теплосчетчиков, приведены на рисунках 8, 9.

Рисунок 8 - Общий вид и наименование водосчетчиков и расходомеров с импульсными или частотными выходами

Рисунок 9 - Общий вид и наименование водосчетчиков и расходомеров с импульсными или частотными выходами

Рисунок 10 - Общий вид и наименование электронных блоков

На табличку (шильдик) из анодированного алюминия способом металлографии наносится следующая информация:

• - тип и модель теплосчетчиков;

• - товарный знак предприятия-изготовителя;

• - порядковый номер по системе нумерации предпр иятия-изготовителя (заводской номер);

• - год изготовления;

• - знак утверждения типа средства измерения;

• - диапазон измерений температуры теплоносителя, °С;

• - максимальное значение давления теплоносителя, МПа;

• - надпись «Изготовлено в РФ».

Табличка (шильдик) крепится на корпусе электронного блока теплосчетчика в соответствии с рисунком 11.

Рисунок 11 - Места установки шильдиков на теплосчетчик

Защита от несанкционированного доступа к настройкам теплосчетчиков осуществляется с помощью электронного шестиразрядного пароля и двух пломб, одна из которых установлена в чашке на печатной плате, вторая - на корпусе электронного блока. Средства измерений, входящие в состав теплосчетчиков, пломбируются в соответствии с описанием типа на конкретное средство измерений. Места пломбирования в целях предотвращения несанкционированного доступа к настройкам теплосчетчиков, в зависимости от его исполнения, представлены на рисунках 12 и 13.

Рисунок 12 - Места установки пломбы на корпусе теплосчетчика

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) теплосчетчиков СТУ-1 по аппаратному обеспечению является встроенным. Преобразование измеряемых величин и обработка измерительных данных выполняется с использованием внутренних аппаратных и программных средств. ПО хранится в энергонезависимой памяти. Программная среда постоянна, отсутствуют средства и пользовательская оболочка для программирования или изменения ПО.

Программное обеспечение средства измерения разделено на:

• - метрологически значимую часть;

• - метрологически незначимую часть.

Разделение программного обеспечения выполнено внутри кода ПО на уровне языка программирования. К метрологически значимой части ПО относятся:

• - программные модули, принимающие участие в обработке (расчетах) результатов измерений или влияющие на них;

• - программные модули, осуществляющие отображение измерительной информации, её хранение, защиту ПО и данных;

• - параметры ПО, участвующие в вычислениях и влияющие на результат измерений;

• - компоненты защищенного интерфейса для обмена данными между средством измерения и внешними устройствами.

Метрологические характеристики теплосчетчиков нормированы с учетом влияния программного обеспечения.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» согласно Р 50.2.077-2014. На теплосчетчиках предусмотрена надежная защита от несанкционированных вмешательств в работу прибора, которые могут привести к искажению результатов измерений, а именно:

• - введение соответствующего пароля;

• - ведение архивов нештатных ситуаций и изменений с указанием времени и даты;

- механическое опломбирование, программирование теплосчетчиков может быть произведено только после вскрытия пломб на крышке корпуса теплосчетчиков.

Таблица 5 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	STU-3
Номер версии (идентификационный номер) ПО	4.018
Цифровой идентификатор ПО	4541

Метрологические и технические характеристики

Таблица 6 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Диапазон измерений объемного (массового) расхода теплоносителя,	от 0,02 до 30000
м3/ч (т/ч)
Диапазон измерений температуры теплоносителя, °С	от 0 до 150
Наименьшее значение разности температур теплоносителя, °С	3
Наибольшее значение разности температур теплоносителя, °С	145
Пределы допускаемой относительной погрешности теплосчетчика при измерении разности температур, %	±(0,5 + 3'A0mi’n / Д0)
Диапазон измерений температуры холодной воды (подпитки), °С	от 0 до 50
Пределы допускаемой абсолютной погрешности теплосчетчиков при измерении температуры теплоносителя, °C	±(0,6 + О,ОО4-|0|)
Диапазон измерений избыточного давления теплоносителя, МПа*)	от 0 до 2,5
Пределы допускаемой приведенной погрешности теплосчетчиков при измерении давления, % от диапазона измерений	±2,0
Диапазон измерений тепловой энергии, ГДж (Гкал)	от 0 до 999999999
Пределы допускаемой относительной погрешности ЭБ при преобразовании входных сигналов и индикации, % - объемного (массового) расхода	±0,5
- объема (массы)	±0,6
- времени распространения ультразвуковых импульсов	±0,4
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ЭБ при преобразовании входных сигналов и индикации, °С - температуры теплоносителя	±0,1
- разности температур теплоносителя	±0,03
Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу измерений погрешности ЭБ при преобразовании входных сигналов и индикации избыточного давления, %	±0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности ЭБ при вычислении тепловой мощности и количества тепловой энергии, %	±(0,5 + A0min / Д0)

1	2
Пределы допускаемой относительной погрешности теплосчетчиков при измерении объема и объемного расхода теплоносителя в водяных системах теплоснабжения, % - для УПР с врезкой ПЭП по диаметру, % - для УПР с врезкой ПЭП по одной хорде, % - для УПР с врезкой ПЭП по двум хордам, % - для УПР с врезкой ПЭП по двум хордам (DN 80 - DN 1000), % qs / 10 < q < qs qt < q < qs / 10 qi < q < qt - для СТУ-1 Модель 3М.1	±2 ±1,75 ±1,5 ±0,75 ±1,0 ±1,5 ±(2 + 0,02 •qs / q), но не более ±5 %
- для подключаемых внешних водосчетчиков или расходомеров с импульсными или частотными выходами	±(1 + 0,01q / q), но не более ±3,5 % ±(2 + 0,02- qs / q), но не более ±5 %
Пределы допускаемой относительной погрешности теплосчетчиков при измерении тепловой энергии в закрытых водяных системах теплоснабжения, % - для УПР с врезкой ПЭП по диаметру, % - для УПР с врезкой ПЭП по одной хорде, % - для УПР с врезкой ПЭП по двум хордам, % - для УПР с врезкой ПЭП по двум хордам (DN 80 - DN 1000), % qs / 10 < q < qs qt < q < qs / 10 qi < q < qt - для СТУ-1 Модель 3М.1 - для подключаемых внешних водосчетчиков или расходомеров с импульсными или частотными выходами	класс 2: ±(3 + 4-Д©min /Д©) класс 2 ±(2,75 + 4-Д©™,» /Д©) класс 2 ±(2,5 + 4\Д0тг'п /Д©) класс 1: ±(2,75 + 4-Д©™,» /Д©) ±(3 + 4-Д©min /Д©) ±(3,5 + 4\A©min /Д©) класс 2: ±(3 + 4-Д©min /Д© + + 0,02- qs / q) класс 1: ±(2 + 4-Д©min /Д© + + 0,01-qs / q) класс 2: ±(3 + 4-Д©min /Д© + + 0,02-qs / q)
Пределы допускаемой относительной погрешности теплосчетчиков при измерении интервалов времени, %	±0,01
*) Диапазон измерений зависит от комплекта поставки, характеризуется метрологическими и техническими характеристиками средств измерений, входящих в состав теплосчетчика, указывается в паспорте теплосчетчика СТУ-1 и не превышает диапазона измерений, указанного в данной таблице. Сокращения: A©™,» - минимальное значение разности температур, оС; A© - разность температур измеряемой среды, оС;

qs - значение максимального расхода измеряемой среды, м³/ч; qt - значение переходного расхода измеряемой среды, м³/ч;

qi - значение минимального расхода измеряемой среды, м³/ч; q - значение измеренного расхода измеряемой среды, м³/ч.

Таблица 7 - Диапазоны измерений объемного расхода ультразвуковых преобразователей расхода в составе теплосчетчиков

Номинальный диаметр DN	15	20	25	32	40	50	65	80	100	150	200
Максимальный расход, qs, м3/ч	(3,5) 6,5	(5) 10	(8) 20	(11) 30	(15) 45	(22) 75	127	192	300	675	1200
Переходный расход, qt, м3/ч	(0,12) 0,2	(0,24) 0,35	(0,36) 0,5	(0,44) 0,7	(0,7) 1,0	(0,9) 1,5	2,0	2,7	3,4	7,4	11
Минимальный расход, qt, м3/ч	(0,03) 0,05	(0,06) 0,08	(0,1) 0,13	(0,16) 0,2	(0,2) 0,3	(0,3) 0,5	0,8	1,3	2,0	4,5	8,0
Для трубопроводов с номинальными диаметрами от 250 до 1 qs, qt, qi, м3/ч, определяются по формулам: qs = 0,03 • DN2, qt = 0,0006 • DN2, qt = 0,0002 • DN2, где DN - номинальный внутренний диаметр УПР или трубопровода, м								000 мм включительно м.
Примечания 1 Диаметры УПР могут быть разными. 2 Значения в скобках - для УПР типа ПП11, ПП12, ПП14, значения без скобок - для УПР типа ПП15. 3 СТУ-1 Модель М3.1 комплектуется УПР типа ТЕСС ПП11 с DN от 15 до 50 мм включительно.

Таблица 8 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Диапазон измерений объема (массы) теплоносителя, м3 (т)	от 0 до 999999999
Диапазон измерений температуры окружающего воздуха, °С	от -50 до +50
- посуточный, месяцев	12
- месячный, года	3
- количество записей в архиве диагностической информации	512
Измеряемая среда	вода
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В	от 187 до 242
- частота переменного тока, Гц	50 ± 1
- напряжение постоянного тока, В	3,6; 12
Потребляемая мощность в активном режиме, В^А, не более	0,03
Габаритные размеры электронного блока, мм, не более - высота	190
- ширина	178
- длина	70
Масса электронного блока, кг, не более	0,7

1	2
Условия эксплуатации теплосчетчиков: - температуры окружающей среды, °С - относительная влажность окружающей среды, % - атмосферное давление, кПа	от +5 до +50 от 30 до 80 от 84 до 106,7
Средний срок службы, лет	12
Примечание - Габаритные размеры и масса теплосчетчиков зависят от размера и массы средств измерений и комплектующих, входящих в комплект теплосчетчиков

Знак утверждения типа

наносится способом металлографии на табличку (шильдик) из анодированного алюминия, которая крепится на лицевой стороне корпуса теплосчетчика, и в центре титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 9 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Теплосчетчик в составе:	СТУ-1	1 шт.
- ультразвуковой преобразователь расхода	-	1, 2, 3, 4*)
- подключаемые внешние водосчетчики или расходомеры с импульсными или частотными выходами		0, 1, 2, 3, 4*)
- преобразователь температуры	-	2, 4, 5*)
- преобразователь давления	-	2, 4*)
Паспорт	ТЕСС 00.30.04 ПС	1 экз.
Руководство по эксплуатации	ТЕСС 00.30.04 РЭ	1 экз.
*) Тип и количество ультразвуковых преобразователей расхода, температуры и давления,
подключаемых внешних водосчетчиков или расходомеров с импульсными или частотными
выходами определяются в соответствии с заказом.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 4 «Устройство и работа» документа «Теплосчетчики СТУ-1. Руководство по эксплуатации. ТЕСС 00.030.04 РЭ».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к теплосчетчикам СТУ-1

Правила коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденные Постановлением Правительства Российской Федерации от 18 ноября 2013 г. № 1034

Методика осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденная приказом Минстроя России от 17 марта 2014 г. № 99/пр (зарегистрирован Минюстом России 12 сентября 2014 г., регистрационный № 34040)

ГОСТ Р 51649-2014 Теплосчетчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия

ГОСТ Р ЕН 1434-1-2011 Теплосчетчики. Часть 1. Общие требования

ТЕСС 00.030.04 ТУ Теплосчетчики СТУ-1. Технические условия

Изготовитель

Закрытое акционерное общество Фирма «ТЕСС-инжиниринг» (ЗАО Фирма «ТЕСС-инжиниринг»)

ИНН 2129004164

Адрес: Россия, 428005, г. Чебоксары, ул. Гражданская, 85 «б»

Телефон/факс: +7 (8352) 34-18-61, 34-18-62

Web-сайт: www.tess21.ru

E-mail: info@tess21.ru

Испытательный центр

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

Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский проспект, д. 19 Фактический адрес: 420088, Россия, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7 «а»

Телефон: +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32

Web-сайт: www.vniir.org

E-mail: office@vniir.org

Регистрационный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.310592.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1 Регистрационный № 83900-21 Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики газа барабанные с жидкостным затвором ВИКС

Назначение средства измерений

Счетчики газа барабанные с жидкостным затвором ВИКС (далее - счетчики газа) предназначены для измерений объема природного газа, пропана, бутана, их смеси, азота, воздуха и других газов и газовых сред.

Описание средства измерений

Принцип действия счетчиков газа основан на том, что измеряемый газ при прохождении через счетчик последовательно заполняет специальные камеры барабана. Возникает перепад давления, который заставляет барабан вращаться. Один оборот барабана соответствует суммарному объему четырех камер, который называется циклический объем. Магнитная муфта, установленная на валу барабана, передает вращение на счетное устройство. Количество оборотов барабана преобразуется в суммарный объем газа, пропущенного через счетчик.

В моделях ВИКС значение объема прошедшего газа отображается на стрелочном циферблате и роликовом сумматоре. Модели счетчиков газа ВИКС-2.5, ВИКС-25 оснащены дополнительным стрелочным циферблатом.

Модели ВИКС-И оснащены цифровым модулем ВИКС-Интегратор. Значение объема прошедшего газа отображается на дисплее модуля ВИКС-Интегратор. В цифровой модуль встроено программное обеспечение «ВИКС-Интегратор». Модуль ВИКС-Интегратор может быть подключен к персональному компьютеру. Дополнительное автономное программное обеспечение «ПО ВИКС-Интегратор» позволяет получать данные со счетчика газа и управлять запуском измерений с персонального компьютера.

Счетчики газа ВИКС и ВИКС-И имеют встроенные индикаторные каналы для измерения температуры измеряемой среды и давления газа. При этом могут быть использованы как аналоговые, так и цифровые средства измерения, внесенные в Госреестр средств измерений РФ. Счетчики газа ВИКС-И допускают подключение цифровых датчиков температуры и давления к модулю ВИКС-Интегратор.

Счетчики газа ВИКС представлены 16 моделями: ВИКС-0.5, ВИКС-1, ВИКС-2, ВИКС-2.5, ВИКС-5, ВИКС-10, ВИКС-20, ВИКС-25, ВИКС-0.5-И, ВИКС-1-И, ВИКС-2-И, ВИКС-2.5-И, ВИКС-5-И, ВИКС-10-И, ВИКС-20-И, ВИКС-25-И. Модели отличаются по диапазону измерений, габаритным размерам и массе. Модели с «И» в названии отличаются от моделей без «И» наличием цифрового модуля ВИКС-Интегратор.

Пример:

ВИКС-0.5 (счетчик газа ВИКС, циклический объем 0.5 л)

ВИКС-5-И (счетчик газа ВИКС с цифровым интегратором, циклический объем 5 л)

На лицевой панели счетчиков газа нанесен зарегистрированный товарный знак FINDLAB (рисунок. 1).

Серийный номер наносится на наклейки на боковой стороне прибора (рисунок 4).

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и/или в паспорт.

Общий вид счетчиков газа показан на рисунке 2.

Место нанесения заводской пломбы приведено на рисунке 3.

Рисунок 1 - Место нанесения товарного знака

Общий вид счетчиков газа ВИКС-0.5, ВИКС-1, ВИКС-2, ВИКС-5, ВИКС-10, ВИКС-20

Общий вид счетчиков газа ВИКС-2.5, ВИКС-25

Программное обеспечение

Программное обеспечение «ВИКС-Интегратор» встроено в цифровой модуль ВИКС-Интегратор, который является неотъемлемой частью моделей ВИКС-0.5-И, ВИКС-1-И, ВИКС-2-И, ВИКС-2.5-И, ВИКС-5-И, ВИКС-10-И, ВИКС-20-И, ВИКС-25-И.

Автономное программное обеспечение «ВИКС-Интегратор» для ОС Windows предназначено для использования с модулем «ВИКС-Интегратор» и служит для записи, сохранения данных и удаленного управления и настройки счетчиков газа с персонального компьютера.

Таблица 1 - Характеристики программного обеспечения.

Идентификационные данные (признаки)	Значения
	Встроенное ПО	Автономное ПО
Идентификационное наименование	-	ПО «ВИКС Интегратор»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.09	не ниже 2.2.21.0223
Цифровой идентификатор ПО	-	1fa3f5d3
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	-	CRC32
Примечание - Значения цифрового идентификатора ПО, приведённые в таблице, относятся к ПО указанной версии

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

Конструкция СИ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО средства измерений и измерительную информацию.

Нормирование метрологических характеристик проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью счетчиков газа.

Метрологические и технические характеристики, включая показатели точности

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Модель	ВИКС-0.5/ ВИКС-0.5-И	ВИКС-1/ ВИКС-1-И	ВИКС-2/ ВИКС-2-И	ВИКС-2.5/ ВИКС-2.5-И	ВИКС-5/ ВИКС-5-И	ВИКС-10/ ВИКС-10-И	ВИКС-20/ ВИКС-20-И	ВИКС-25/ ВИКС-25-И
Минимальный расход газа Qmin, дм3/ч	1	1	4	5	10	20	50	100
Максимальный расход газа Qmax, дм3/ч	300	600	1200	1500	3000	6000	10000	12000
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема газа, %	±1,0

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики		Значение
Модель		ВИКС-0.5/ ВИКС-0.5-И	ВИКС-1/ ВИКС-1-И		ВИКС-2/ ВИКС-2-И		ВИКС-2.5/ ВИКС-2.5-И		ВИКС-5/ ВИКС-5-И		ВИКС-10/ ВИКС-10-И		ВИКС-20/ ВИКС-20-И		ВИКС-25/ ВИКС-25-И
Потеря давления при Qmin, Па, не более		20	20		20		15		15		10		10		10
Потеря давления при Qmax, Па, не более		120	120		120		120		120		150		200		200
Диапазон температуры измеряемой газовой среды, °С		от -55 до +140
Максимально-допустимое рабочее давление внутри корпуса, кПа		150
Диапазон температуры окружающей среды, °С		от -25 до +45
Диапазон относительной влажности, %		от 0 до 100
Атмосферное давление, кПа, не более		106,7
Габаритные размеры, мм, не более	Длина, мм	266		300		320		320		376		390		555		555
	Ширина, мм	270		270		332		332		420		510		612		612
	Высота, мм	230		230		290		290		413		564		657		657
Масса, кг не более		10		10		18		18		30		50		95		95
Маркировка взрывозащиты		2ExidIBT4GcX
Средняя наработка до отказа, ч		60000
Средний срок службы, лет		20

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом и на корпус счетчика методом наклейки.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность счетчиков газа В	ИКС
Наименование	Обозначение	ВИКС	ВИКС-И
Счетчик газа барабанный с жидкостным затвором	-	1 шт.	1 шт.
Модуль ВИКС-Интегратор	-	-	1 шт.
Комплект кабелей для соединения модуля ВИКС-Интегратор	-	-	1 комп.
Штуцеры для подключения газа	-	2 шт.	2 шт.
Паспорт	П 26.51.63-001-ОКПО-2020	1 экз.	1 экз.
Руководство по эксплуатации	РЭ 26.51.63-001-ОКПО-2020	1 экз.	1 экз.
Комплект кабелей для подключения к ПК	-	-	По заказу
USB-флэш карта с ПО «ПО ВИКС-Интегратор»	-		По заказу

Сведения о методиках измерений

приведены в разделах 9 «Подготовка перед применением» и 10 «Корректировка измеренного значения» руководства по эксплуатации РЭ 26.51.63-001-ОКПО-2020 «Счетчики газа барабанные с жидкостным затвором ВИКС».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам газа барабанным с жидкостным затвором ВИКС

Приказ Росстандарта от 29.12.2018 № 2825 об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа.

ТУ-26.51.63-001-55901670-2020 «Технические условия. Барабанные счетчики газа с жидкостным затвором ВИКС»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Прагматех» (ООО «Прагматех») ИНН 5190065732

Адрес: 188508, Ленинградская обл., Ломоносовский р-он, Квартал 2 (юж. ч. промзоны Горелово тер), д. 62, к.2, пом. 5

Телефон: 8(800)2343245

Web-сайт: www.findlab.su

E-mail: info@findlab.ru.

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева».

Адрес: 190005, Санкт-Петербург, Московский пр., 19 Телефон: (812) 251-76-01

Факс: (812) 713-01-14

Web-сайт: www.vniim.ru

E-mail: info@vniim.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311541.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1 Регистрационный № 83901-21 Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ» (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода свободного нефтяного газа (СНГ), приведённого к стандартным условиям, определения параметров СНГ, отображения и регистрации результатов измерений СНГ на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ».

Описание средства измерений

Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).

На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):

• - расходомер-счетчик газа ультразвуковой ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ) (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 73894-19);

• - датчик давления Метран-150 мод. Метран-150TА3 (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 32854-13);

• - преобразователь температуры Метран-280, Метран-280-Ех модели Метран-286 (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 23410-13).

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят вычислитель УВП-280, модификации УВП-280А.01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13). Вычислитель состоит из блока вычислений (далее - БВ) и периферийного интерфейсного контроллера (далее - ПИК). ПИК обеспечивает преобразование выходных электрических сигналов от подключаемых к нему первичных преобразователей в цифровой код, который далее поступает в БВ. БВ обеспечивает обработку результатов измерений, хранение полученной информации работу с внешними устройствами и индикацию результатов измерений и вычислений на показывающем устройстве. Вычисление физико-химических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...500 К при давлениях до 15 МПа», расчет объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

Средства измерений в составе СИКГ, эксплуатируются в обогреваемых термочехлах, СОИ размещается в отпаливаемом помещении операторной.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.

СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:

- измерение объема газа в рабочих условиях (м³/ч);

- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м³/ч);

- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) вычислитель УВП-280 обеспечивает реализацию функций вычислителя.

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

Идентификационные данные программного обеспечения вычислителя УВП-280 приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО вычислителя УВП-280

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО вычислителей УВП-280
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3.13
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	4DF582B6
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения	CRC32

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Рабочая среда	свободный нефтяной газ
Диапазон измерений расхода газа в рабочих условиях, м3/ч	от 18,4 до 217
Диапазон измерений расхода газа в стандартных условиях, м3/ч	от 504 до 5404
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %	3,0

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С	от 9 до 20
Рабочий диапазон давления газа, МПа (изб.)	от 2,05 до 2,2

Продолжение таблицы 3

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В	380 / 220
- частота переменного тока, Г ц	50
Габаритные размеры СИКГ, мм, не более: - высота	3000
- ширина	1800
- длина	10000
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С	от +10 до +42
- относительная влажность, %, не более	95
- атмосферное давление, кПа	от 90 до 110
Средний срок службы, лет	16
Средняя наработка на отказ, ч	140000
Режим работы СИКГ	непрерывный, постоянный

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ», заводской номер 47	-	1 шт.
«Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ». Паспорт»	Т-СИКГ-1-Б-2,2-150-5181-О-УХЛ ПС	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

МН 1072-2020 «ГСИ. Объем свободного нефтяного газа. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ» АО Оренбургнефть», утверждена АО «Нефтеавтоматика», свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-079/03-2020, номер в реестре ФР.1.29.2021.39497.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на выходе с узла охлаждения газа Восточно-Капитоновской ГКС среднего давления в газопровод «Вахитовская ГКС-Загорская УКПНГ»

Постановление Правительства от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере Государственного регулирования обеспечения единства измерений»

ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Завод нефтегазового оборудования «ТЕХНОВЕК» (ООО «Завод НГО «ТЕХНОВЕК»)

ИНН: 1828009678

Адрес: 427436, Удмуртская Республика, г. Воткинск, ул.6 километр камской ж/д пл-ка Сива

Тел: (34145) 6-03-00

E-mail: office@technovek.ru, info@technovek.ru

Испытательный центр

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес: 420029, Республика Татарстан, город Казань, улица Журналистов, 2а Тел: 8 (843) 567-20-10

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1 Регистрационный № 83902-21 Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Капитоновскую ГКС среднего давления

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (далее -СНГ) на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Каптиновскую ГКС среднего давления (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода СНГ, приведенного к стандартным условиям, определения параметров СНГ, отображения и регистрации результатов измерений СНГ на выходе с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления.

Описание средства измерений

Конструктивно СИКГ состоит из одной измерительной (ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).

На ИЛ установлены следующие основные средства измерений (СИ):

• - расходомер-счетчик газа ультразвуковой ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ) (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 73894-19);

• - датчик давления Метран-150 мод. Метран-150ТА3 (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 32854-13);

• - преобразователь температуры Метран-280, Метран-280-Ех модели Метран-286 (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 23410-13).

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят вычислитель УВП-280, модификации УВП-280А.01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53503-13). Вычислитель состоит из блока вычислений (далее - БВ) и периферийного интерфейсного контроллера (далее - ПИК). ПИК обеспечивает преобразование выходных электрических сигналов от подключаемых к нему первичных преобразователей в цифровой код, который далее поступает в БВ. БВ обеспечивает обработку результатов измерений, хранение полученной информации работу с внешними устройствами и индикацию результатов измерений и вычислений на показывающем устройстве. Вычисление физико-химических показателей газа (плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости) в соответствии с ГСССД МР 113-2003 «Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263...500 К при давлениях до 15 МПа», расчет объема газа, приведенного к стандартным условиям.

Средства измерений в составе СИКГ, эксплуатируются в обогреваемых термочехлах, СОИ размещается в отпаливаемом помещении операторной.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКГ.

СИКГ обеспечивает выполнение следующих функций:

- измерение объема газа в рабочих условиях (м³/ч);

- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям (м³/ч);

- измерение температуры (°С), абсолютного давления газа (МПа);

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование и печать отчетных документов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) вычислитель УВП-280 (далее -вычислитель) обеспечивает реализацию функций вычислителя.

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

Идентификационные данные программного обеспечения вычислителя УВП-280 приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО вычислителя УВП-280

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО вычислителей УВП-280
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3.13
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	4DF582B6
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения	CRC32

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Рабочая среда	свободный нефтяной газ
Диапазон измерений расхода газа в рабочих условиях, м3/ч	от 133,12 до 666,67
Диапазон измерений расхода газа в стандартных условиях, м3/ч	от 1176 до 5404
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, %	3,0

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Рабочий диапазон температуры газа, °С	от +10 до +30
Рабочий диапазон давления газа, МПа (изб)	от 0,7 до 1
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В	380 / 220
- частота переменного тока, Г ц	50
Габаритные характеристики СИКГ, мм, не более: - высота	3100
- ширина	2700
- длина	10500

Продолжение таблицы 3

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды в термочехлах, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа	от +10 до +42 95 от 90 до 110
Средний срок службы, лет	16
Средняя наработка на отказ, ч	140000
Режим работы СИКГ	непрерывный

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Каптиновскую ГКС среднего давления, заводской номер 46.	-	1 шт.
«Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Капитоновскую ГКС среднего давления. Паспорт»	Т-СИКГ-1-Б-1,0-150-5404-О-УХЛ ПС	1 экз.
Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Капитоновскую ГКС среднего давления. Методика поверки»	НА.ГНМЦ.0578-21 МП	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

МН 1071-2020 «ГСИ. Объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества измерений и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Капитоновскую ГКС среднего давления АО Оренбургнефть», утверждена АО «Нефтеавтоматика», свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-078/03-2020, номер в реестре ФР.1.29.2021.39075.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе выхода газа с Донецко-Сыртовской ГКС низкого давления на Восточно-Каптиновскую ГКС среднего давления.

Постановление Правительства от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере Государственного регулирования обеспечения единства измерений»

ГОСТ Р 8.733-2011 «ГСИ. Системы измерений количества и параметров свободного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Завод нефтегазового оборудования «ТЕХНОВЕК» (ООО «Завод НГО «ТЕХНОВЕК»)

ИНН: 1828009678

Адрес: 427436, Удмуртская Республика, г. Воткинск, ул.6 километр камской ж/д пл-ка Сива

Тел: (34145) 6-03-00

E-mail: office@technovek.ru, info@technovek.ru

Испытательный центр

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес: 420029, Республика Татарстан, город Казань, улица Журналистов, 2а Тел: 8 (843) 567-20-10

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Регистрационный № 83903-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-25

Назначение средства измерений

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-25 предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуара - стальной горизонтальный цилиндрический, номинальной вместимостью 25 м³ подземного расположения.

Принцип действия резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-25 основан на заполнении его нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-25 представляет собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с коническими днищами.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.

Заводской номер резервуара наносится типографским способом в паспорт.

Резервуар РГС-25 с заводским номером 401 расположен по адресу: Омская область, г. Омск, ул. Транссибирская, 18 ООО «ТЗК Омск (Центральный)».

Общий вид резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-25, представлен на рисунках 1, 2.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

V 1

‘<г“-

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РГС-25

Пломбирование резервуара стального горизонтального цилиндрического РГС-25 не предусмотрено.

Программное обеспечение отсутствует

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	25
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %	±0,25

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, оС	от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа	от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее	30

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.

Комплектность средства измерений.

Таблица 3- Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический	РГС-25	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в паспорте на резервуар пункт 8.

Нормативные документы, устанавливающие требования к резервуару стальному горизонтальному цилиндрическому РГС-25

Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости

Изготовитель

ЗМК им. С. Орджоникидзе (изготовлен в 1959 г.)

Адрес: г. Челябинск

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «МетроКонТ» (ООО «МетроКонТ») Адрес: 420132, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Адоратского, д. 39Б, офис 51 Телефон: +7 9372834420

Факс +7 (843) 515-00-21 E-mail: trifonovua@mail.ru

Аттестат аккредитации ООО «МетроКонТ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312640 от 01.04.2019 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Регистрационный № 83904-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Контроллеры измерительные FloBoss S600+

Назначение средства измерений

Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее - контроллеры) предназначены для измерений и преобразований электрических сигналов измерительных преобразователей температуры, расхода, давления, плотности в измеряемые величины, расчета по измеренным значениям расхода, массы и объема нефти. Контроллеры применяются в составе системы обработки информации системы измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения.

Описание средства измерений

Принцип действия контроллера основан на измерении и преобразовании сигналов измерительных преобразователей и расходомеров в информацию об измеряемой среде с последующим вычислением и представлением информации на дисплее контроллера, подключенном принтере или на дисплее подключенного персонального компьютера (АРМ оператора).

Входные сигналы поступают в контроллер через каналы ввода/вывода (аналоговые, импульсные, частотные, дискретные или цифровые каналы передачи данных (HART, другие). По полученным сигналам контроллер, с помощью заложенного в нем программного обеспечения, производит вычисления необходимых для учета и управления параметров.

Вычислительным центром контроллера являются один основной процессор и несколько вспомогательных процессоров для эффективной работы с 64-битными числами с плавающей точкой. Это обеспечивает требуемую точность при выполнении математических операций, а целостность результирующих данных обеспечивается хранением нарастающих счетчиков в ячейках памяти с тройным резервированием (Tri-reg format).

На передней панели контроллера располагаются жидкокристаллический дисплей с подсветкой, 26-кнопочная клавиатура для локального управления контроллером и ввода данных, а также светодиод состояния контроллера. Жидкокристаллический дисплей и клавиатура обеспечивают возможность просмотра данных и конфигурационных параметров непосредственно на месте установки контроллера и могут быть настроены для работы с конкретным объектом.

Контроллер позволяет осуществлять:

• - вычисление расхода по нескольким измерительным линиям;

• - расчет массы нефти по результатам прямого метода динамических измерений расхода и плотности;

• - балансирование потоков по линиям и управление общей пропускной способностью узла учета;

• - управление пробоотборным устройством;

• - управление трубопоршневой поверочной установкой (ТПУ);

- управление дозированием и загрузкой продукта;

- архивирование измеренных и вычисленных параметров в архивных базах данных произвольного типа и периодически (настраивается при конфигурировании);

- ведение журналов событий и аварий;

- сигнализацию при отказе преобразователей, при выходе параметров за установленные пределы и при сработке внутренних контуров самодиагностики;

- печать данных на подключенный принтер;

- управление и обмен данными с подчиненными устройствами по цифровым каналам связи;

- передачу информации в системы более высокого уровня по имеющимся интерфейсам связи.

Контроллеры имеют интерфейсы связи RS232, RS422/RS485 и Ethernet для обмена данными с периферийным оборудованием и/или с системой более высокого уровня. Поддерживаются протоколы Modbus и TCP/IP.

Контроллеры содержат несколько типов памяти для хранения информации. Энергонезависимая память EPROM - для хранения операционной системы прибора, включая все функциональные блоки учета и управления, защищенные кодом CRC. Энергонезависимая Flash память - для резервного хранения конфигурации прибора. Энергонезависимая SRAM (с батарейной подпиткой) - для хранения текущей конфигурвции прибора и архивных данных. DRAM - для временного хранения информации.

К контроллерам данного типа относятся контроллеры измерительные FloBoss S600+ c заводскими номерами 20029375, 2002937.

Пломбировка контроллера осуществляется с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы с нанесением знака поверки давлением на пломбу, установленной на контровочной проволоке, пропущенной через специальные отверстия, предусмотренные на корпусе контроллера.

Заводской номер наносится на шильд-табличку, прикрепленную к боковой стенке корпуса контроллера.

Общий вид контроллера и схема пломбировки от несанкционированного доступа представлены на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид контроллера и схема пломбировки от несанкционированного доступа

Программное обеспечение

Таблица 1- Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	LinuxBinary.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	06.21/21
Цифровой идентификатор ПО	0x6051
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	CRC16

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений силы постоянного электрического тока, мА	от 4 до 20
Диапазон измерений частоты, Гц	от 1 до 10000
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности при измерении силы постоянного тока, %	±0,04
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении частоты, %	±0,004
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении количества импульсов на каждые 10000 импульсов, имп.	±1
Пределы допускаемой относительной погрешности при вычислении массового (объемного) расхода, объема, массы,%	±0,01

Таблица 3 -Технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Напряжение питания постоянного тока, В	от 20 до 32
Потребляемая мощность, Вт, не более	48
Габаритные размеры, мм, не более:
- высота	305
- ширина	270
- длина	85
Масса, кг, не более	6
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С	от +18 до +28
- относительная влажность при температуре +35 °С, %	от 30 до 80
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 106
Наработка на отказ, ч, не более	20000
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом по нижнему краю, в центре.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Контроллер измерительный	FloBoss S600+ (зав. №№ 20029375, 20029379)	2 шт.
Руководство по эксплуатации	-	1 экз.
Методика поверки	НА.ГНМЦ.0583-21 МП	1 экз.
Програмное обеспечение	Config 600	1 шт.

Сведения о методиках (методах) измерений

представлены в главе 4 документа «Контроллер измерительный FloBoss S600+. Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к контроллерам измерительным FloBoss модели S600+

Государственная поверочная схема для средств измерения силы постоянного электрического тока в диапазоне от 140^-16 до 100 А, утвержденная приказом Федерального агенства по техническому регулированию и метрологии от 01.10.2018 № 2091.

Государственная поверочная схема для средств измерений времени и частоты, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 июля 2018 г. № 1621.

Техническая документация «Emerson Process Management / Remote Automation Solutions / Fromex S.A. de C.V.», Мексика.

Изготовитель

Фирма «Emerson Process Management / Remote Automation Solutions / Fromex S.A. de C.V.», Мексика.

Адрес: Avenida Industrias 6025, Pargue Industrial Finsa, Nuevo Laredo, Tamaulipas 88725 Телефон: (860) 945-22-00

Испытательный центр

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») Адрес: 420029, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а

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

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1

Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Анализаторы multi EA 5100

Назначение средства измерений

Анализаторы multi EA 5100 (далее - анализаторы) предназначены для измерений содержания общего азота, общей серы, общего хлора и общего углерода в жидких, вязких, твердых и газообразных пробах.

Описание средства измерений

Принцип действия анализаторов основан на высокотемпературном разложении и окислении компонентов пробы, содержащих азот, серу, хлор и углерод с образованием, соответственно, NOx, SO2, HCl, СО2, которые потоком газа-носителя переносятся, соответственно, в хемилюминесцентный детектор (при анализе общего азота (TN)), в ультрафиолетовый флуоресцентный детектор (при анализе общей серы (TS)), в кулонометрический детектор (при анализе общего хлора (С1)) и в инфракрасный детектор (при анализе общего углерода (TC)).

На основе полученного значения сигнала программное обеспечение (ПО) анализаторов рассчитывает содержание общего азота, общей серы, общего хлора, общего углерода в пробе.

В анализаторах multi EA 5100 ввод пробы производится в печь, которая может быть установлена в вертикальном (только для жидких и газообразных проб) или в горизонтальном положении (для всех видов проб).

Конструктивно анализаторы представляют собой стационарные настольные приборы, состоящие из системы подачи проб, основного блока (multi EA 5100 Basic Unit) и блоков детекторов, которые устанавливаются, как правило, слева от основного модуля. Анализатор может включать в свой состав от одного до четырех блоков детекторов: детектор общего азота (N module 5100), детектор общей серы (S module 5100), детектор общего хлора (Cl module 5100) и инфракрасный детектор общего углерода (С module 5100). В детектор общего хлора может быть установлена одна из трех ячеек: высокочувствительная, чувствительная или для высоких концентраций.

Детекторы установлены в корпуса, имеющие одинаковый внешний вид.

Заводские номера наносятся на шильды основного блока и блоков детекторов, которые расположены на их задних панелях.

Пломбирование анализаторов не предусмотрено.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке (в случае его оформления).

Общий вид основного модуля анализатора с одним детектором показан на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид анализаторов multi EA 5100 (основной модуль с одним детектором)

Программное обеспечение

Анализаторы оснащены автономным ПО multiWin, которое управляет работой анализатора, отображает, обрабатывает и хранит полученные данные. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Все ПО multiWin является метрологически значимым и выполняет следующие функции:

• - управление анализатором;

• - установка режимов работы анализатора;

• - построение калибровочных зависимостей;

• - расчет содержания определяемого компонента;

• - обработка и хранение результатов измерений;

• - проведение диагностических тестов анализатора.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р50.2.077-2014. Влияние ПО на метрологические характеристики учтено при их нормировании.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	multiWin
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 5.7.0.0
Цифровой идентификатор ПО	-

Лист № 3 Всего листов 5 Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Определяемый элемент	Детектор		Чувствительность, у.е./мкг, не менее	Относительное СКО выходного сигнала, %, не более
Общий азот (TN)	Хемилюминесцентный (N module 5100)		120 000	3,0
Общая сера (TS)	Флуоресцентный ультрафиолетовый (S module 5100)		60 000	3,0
Общий хлор (Cl)	Кулонометрический (Cl module 5100)	Кулонометрическая ячейка «высокочувствительная (high sensitive, hs)»	350	5,0
		Кулонометрическая ячейка «чувствительная (sensitive, s)»	0,5	5,0
		Кулонометрическая ячейка «для высоких концентраций (high concentration, hc)»	0,5	5,0
Общий углерод (TC)	Ин( (C п	ракрасный odule 5100 )	400	5,0

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры (ДхШхВ), мм, не более - основной блок	510x550x470
- блок детектора	300x550x470
Масса, кг, не более - основной блок	25
- блоки детекторов азота и серы	13
- блоки детекторов хлора и углерода	12
Потребляемая мощность, В-А, не более - основной блок	1000
- блоки детекторов азота и серы	200
- блоки детекторов хлора и углерода	50
Напряжение питания переменного тока частотой (50±1) Гц, В	220±22
Средний срок службы, лет	10
Наработка на отказ, ч, не менее	10 000
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, оС	от 15 до 30
- относительная влажность, %, не более	80

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации методом компьютерной графики и на правый верхний угол лицевой панели прибора в виде наклейки или отпечатком от резинового клише.

Лист № 4 Всего листов 5 Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность анализаторов

Наименование	Обозначение	Количество
Анализатор multi EA 5100	-	1 шт.
Анализаторы multi EA 5100. Руководство по эксплуатации	-	1 экз.
Программное обеспечение для элементного анализа multiWin. Руководство по эксплуатации	-	1 экз.
Программное обеспечение multiWin	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 6 документа «Анализаторы multi EA 5100. Руководство по эксплуатации» и в разделе 5 документа «Программное обеспечение для элементного анализа multiWin. Руководство по эксплуатации»; при использовании в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений анализаторы применяются в соответствии с аттестованными методиками (методами) измерений.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к анализаторам multi-EA 5100

Техническая документация изготовителя.

Изготовитель

фирма «Analytik Jena GmbH», Германия

Адрес: Konrad-Zuse-Str. 1, 07745 Jena, Germany

Телефон: +49 3641 77-70

Факс: +49 3641 77-92-79

E-mail: info@analytik-jena.com

Web-сайт: www.analytik-jena.com

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр., д. 19

Телефон: +7 812 251-76-01

Факс: +7 812 713-01-14

E-mail: info@vniim.ru

Web-сайт: www.vniim.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311541

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1 Регистрационный № 83906-21 Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №29

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №29 (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» (ИВК «ИКМ-Пирамида), устройство синхронизации времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, специализированное программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. 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 счетчиков по проводным линиям связи поступает на вход соответствующего GSM-модема, далее по основному каналу связи стандарта GSM на верхний уровень системы, где осуществляется хранение, накопление и обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Раз в сутки ИВК «ИКМ-Пирамида» формирует и отправляет отчеты участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии (ОРЭ) за электронно-цифровой подписью в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭ, по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-2, непрерывно синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

ИВК «ИКМ-Пирамида» 1 раз в час сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-2 и не зависимо от величины расхождения ИВК «ИКМ-Пирамида» производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного ГЛОНАСС -приёмника к шкале координированного времени UTC ±10 мкс.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени ИВК «ИКМ-Пирамида» равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.

Журналы событий счетчиков, ИВК «ИКМ-Пирамида» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значения
1	2
Наименование ПО	«Пирамида 2000»
^Идентификационное наименование ПО	CalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО	e55712d0b1b219065d63da949114dae4
2.Идентификационное наименование ПО	CalcLeakage.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО	b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f
З.Идентификационное наименование ПО	CalcLosses.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО	d79874d10fc2b 156a0fdc27e 1ca480ac
4.Идентификационное наименование ПО	Metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО	52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
5.Идентификационное наименование ПО	ParseBin.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО	6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
б.Идентификационное наименование ПО	ParseIEC.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3

Продолжение таблицы 1

1	2
Цифровой идентификатор ПО	48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
7.Идентификационное наименование ПО	ParseModbus.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО	c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48
8.Идентификационное наименование ПО	ParsePiramida.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО	ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
9.Идентификационное наименование ПО	SynchroNSI.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО	530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
^.Идентификационное наименование ПО	VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	3
Цифровой идентификатор ПО	1ea5429b261 fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК	Наименование измерительного канала	Состав измерительного канала
		Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	ИВК
1	2	3	4	5	6
1	ТП-11 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-1	ТТИ-100 КТ 0,5 1500/5 Рег.№ 28139-12	-	Меркурий 236 ART-03 PQRS КТ 0,5S/1 Рег.№ 80589-20	УСВ-2, рег. № 41681-10/ ИВК «ИКМ-Пирамида», рег. № 45270-10
2	ТП-11 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-2	ТТИ-100 КТ 0,5 1500/5 Рег.№ 28139-12	-	Меркурий 236 ART-03 PQRS КТ 0,5S/1 Рег.№ 80589-20
3	ТПА-1187 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-1	Т-0,66 У3 КТ 0,5S 800/5 Рег.№ 52667-13	-	Меркурий 236 ART-03 PQRS КТ 0,5S/1 Рег.№ 80589-20
4	ТПА-1187 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-2	Т-0,66 У3 КТ 0,5S 800/5 Рег.№ 52667-13	-	Меркурий 236 ART-03 PQRS КТ 0,5S/1 Рег.№ 80589-20
5	ТПА-1187 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.5 Л-1, КЛ-0,4 кВ	Т-0,66 У3 КТ 0,5S 200/5 Рег.№ 52667-13	-	Меркурий 236 ART-03 PQRS КТ 0,5S/1 Рег.№ 80589-20
6	ТПА-1187 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.1 Л-2, КЛ-0,4 кВ	Т-0,66 У3 КТ 0,5S 200/5 Рег.№ 52667-13	-	Меркурий 236 ART-03 PQRS КТ 0,5S/1 Рег.№ 80589-20

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ

Номер ИК	Вид электрической энергии	Границы основной погрешности ±6 (%)	Границы погрешности в рабочих условиях, ±6 (%)
1	2	3	4
1-2	Активная Реактивная	1,1 1,8	2.9 4.9
3-6	Активная Реактивная	1,1 1,8	1,7 3,4
7	Активная Реактивная	1,2 1,9	1,6 2,7
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с				5
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8, токе ТТ, равном 100% от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +10 до +35 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	7
Нормальные условия параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 98 до 102
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности	0,8
- температура окружающей среды для счетчиков, °С	от +21 до +25
- частота, Гц	50
Условия эксплуатации параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- коэффициент мощности cos9 (sm9)	от 0,5 инд. до 1 емк
- температура окружающей среды для ТТ , °С	от -40 до +40
- температура окружающей среды для счетчиков, °С	от -40 до +75
- ИВК «ИКМ-Пирамида», °С	от +10 до + 35
- атмосферное давление, кПа	от 84,0 до 107,0
- относительная влажность, %, не более	80
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: Меркурий 236 ART-03 PQRS:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220 000
Меркурий 234 ART2-00 PR:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220 000
УСВ-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
ИВК «ИКМ-Пирамида»:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
Глубина хранения информации Счетчики: Меркурий 236 ART-03 PQRS:
- каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут	170
Меркурий 234 ART2-00 PR
- каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут	170
ИВК «ИКМ-Пирамида»:
- данные измерений и журналы событий, 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 ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• - в журнале событий счетчика:

• - параметрирования;

• - коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчетчика;

- испытательной коробки;

- сервера ИВК «ИКМ-Пирамида»;

- защита на программном уровне:

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

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на ИВК «ИКМ-Пирамида».

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Трансформатор тока	Т- 0,66 УЗ	12
	ТТИ-100	6
	ТОЛ-НТЗ-10	2
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-СЭЩ-6	3
Счетчик электрической энергии	Меркурий 236 ART-03 PQRS	6
	Меркурий 234 ART2-00 PR	1
Устройство синхронизации времени	УСВ-2	1
ИВК	«ИКМ-Пирамида»	1
Документация
Формуляр	ФО 26.51/101/21	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «Симбирская энергосбытовая компания» №29. МВИ 26.51/101/21, аттестованной ООО «Энерготестконтроль». Аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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 с ограниченной ответственностью «Симбирская энергосбытовая компания» (ООО «СЭСК»)

ИНН 7325106267

Адрес: 432071, г. Ульяновск, 2-й переулок Мира, д. 24, под. 1, оф. 1 Телефон: 8 (8422) 30-34-64

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энерготестконтроль»

(ООО «Энерготестконтроль»)

Адрес: 117449, г. Москва, ул. Карьер д. 2, стр.9, помещение 1 Телефон: 8 (495) 64788188

E-mail: golovkonata63@gmail.com

Аттестат аккредитации ООО «Энерготестконтроль» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 312560 от 03.08.2018 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1

Регистрационный № 83907-21 Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Термоанализаторы синхронные STA

Назначение средства измерений

Термоанализаторы синхронные STA (далее - термоанализаторы) предназначены для измерений температуры фазовых переходов, удельной теплоты и изменения массы твердых и порошкообразных материалов.

Описание средства измерений

Принцип действия термоанализаторов заключается в сравнении тепловых потоков от стандартного образца термодинамических свойств и исследуемого вещества при температуре фазового перехода. Интеграл от разности тепловых потоков по температуре в пересчете на единицу массы дает удельную теплоту фазового перехода.

За значение температуры фазовых переходов принимается точка начала отклонения от монотонности на непрерывно регистрируемой кривой «тепловой поток - температура», определяемая пересечением экстраполяции низкотемпературной ветви пика кривой с базовой линией.

Термоанализатор представляет собой измерительный комплекс, в котором объединены функции дифференциального сканирующего калориметра и высокочувствительных аналитических весов. Это конструктивное решение позволяет проводить одновременно в одном эксперименте и одном образце измерения калориметрических величин при различных термодинамических переходах, измерять температуру этих переходов и регистрировать при этом изменения массы образца.

Конструктивно термоанализатор выполнен в металлическом корпусе, в котором смонтирована высокотемпературная печь. Также внутри корпуса расположены весы в термостатируемом кожухе, электронная схема управления и контроллер газовых потоков. Калориметрический узел, смонтированный на стержне с системой предотвращения потерь тепла излучением, укреплен на измерительном плече весов.

На задней панели термоанализатора расположены вводы для подсоединения внешних устройств, штуцера для подключения продувочных газов, защитного газа и охлаждающей жидкости.

Система контроля атмосферы, окружающей образец, представляет собой встроенное программно управляемое устройство подачи двух различных газов в печь термоанализатора с возможностью автоматического переключения и контроля расхода газов в процессе эксперимента.

Термоанализатор оснащен специальной системой охлаждения печи, позволяющей проводить программное нагревание и охлаждение образцов с заданной скоростью.

Термоанализаторы синхронные STA представлены в двух модификациях: STA 6000 STA 8000.

Серийный номер наносится на корпус термоанализатора в виде наклейки. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и/или формуляр.

Общий вид термоанализаторов представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 — Общий вид термоанализаторов синхронных STA модификация STA 6000 (слева), модификация STA 8000 (справа)

Программное обеспечение

Управление процессом измерения и обработки выводимой информации в термоанализаторе осуществляется IBM-совместимым персональным компьютером с помощью специального программного комплекса. Программным образом осуществляется настройка термоанализатора, выбор режимов и установка параметров эксперимента, градуировка термоанализатора на основе измерения свойств стандартных образцов, оптимизация параметров, управление работой, обработка выходной информации, печать и запоминание результатов анализа. Во всех частях программного обеспечения, где требуется ввод какой-либо величины, в программе имеется соответствующее методикам установочное значение параметра, принимаемое по умолчанию. Термоанализатор использует универсальный интерфейс USB для управления и дистанционного диагностирования.

Программное обеспечение термоанализатора состоит из встроенной части (встроенный, защищенный от записи микроконтроллер) и внешней части под управлением операционной системой персонального компьютера. Встроенное ПО термоанализатора разработано изготовителем специально для решения задач измерения температуры, удельной теплоемкости и теплоты фазовых переходов, массы и идентифицируется при включении прибора путем вывода на экран наименования версии программного обеспечения.

Конструктивно термоанализатор имеет защиту встроенного программного обеспечения от преднамеренных или непреднамеренных изменений, реализованную изготовителем на этапе производства путем установки системы защиты микроконтроллера от чтения и записи.

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

Влияние ПО учтено при нормировании метрологических характеристик.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Firmware (встроенное ПО)	Pyris
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0	не ниже 11.0

Лист № 4

Всего листов 6 Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
	STA 6000	STA 8000
Диапазон измерений температуры фазовых переходов, °С	от 15 до 770
Пределы   допускаемой   абсолютной   погрешности измерений температуры фазовых переходов, °С	±2
Диапазон измерений удельной теплоты фазовых переходов, кДж/кг	от 10 до 1000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений удельной теплоты фазовых переходов, %	±5
Наибольший предел взвешивания, мг	1500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений изменения массы, %	±0,2

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
	STA 6000	STA 8000
Диапазон показаний температуры фазовых переходов, °С	от 15 до 1000	от 15 до 1600
Скорость нагрева, °С/мин: - в диапазоне от 15 до 1000 °С включ.;	от 0,1 до 100	от 0,1 до 100
- в диапазоне св. 1000 до 1600 °С	-	от 0,1 до 25
Параметры сети переменного тока:
- напряжение, В	от 100 до 120 / от 200 до 240
- частота, Гц	от 49 до 51 / от 59 до 61
Потребляемая мощность, В • А, не более	1500
Наработка на отказ, ч, не менее	10000
Средний срок службы, лет	8
Габаритные размеры, мм, не более
- глубина;	410
- ширина;	380
- высота	210
Масса, кг, не более	16,0
Условия эксплуатации:
- температура воздуха, °С	от +10 до +35
- относительная влажность воздуха, %	от 15 до 80

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации и в виде наклейки на корпус термоанализатора.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность термоанализаторов синхронных STA

Наименование	Обозначение	Кол-во
Термоанализатор синхронный STA	STA 6000 / STA 8000 *	1 шт.
Комплект ЗИП	-	1 шт.
Комплект калибровочных образцов	-	1 шт.
Керамические тигли	N5200040	3 шт.
Кабель для компьютера	-	1 шт.
Трубки для подводки охлаждающей воды и газов	-	1 комплект
Руководство по эксплуатации	-	1 экз.
* Комплектация уточняется при заказе, осуществляется в соответствии с договором поставки

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в руководстве по эксплуатации «Термоанализаторы синхронные STA», раздел «Описание прибора STA 6000/8000».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к термоанализаторам синхронным STA

Государственная поверочная схема для средств измерений удельной теплоемкости и удельной энтальпии твердых тел в диапазоне температур от 260 до 870 К, утвержденная приказом Росстандарта от 02.06.20121 г. № 925.

ГОСТ Р 8.872-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений удельной энтальпии и удельной теплоемкости твердых тел в диапазоне температуры от 700 до 1800 К.

Техническая документация «PerkinElmer Inc.», США

Изготовитель

PerkinElmer Inc., США

Адрес: США, 940, Winter Street, Waltham, MA 02451

Телефон: +1 781 663-6900

Web-сайт: http://www.perkinelmer.com

E-mail: info@perkinelmer.com

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»

Адрес: 190005, Россия, Санкт-Петербург, Московский пр., 19

Телефон: (812) 251-76-01

Факс: (812) 713-01-14

Web-сайт: www.vniim.ru

E-mail: info@vniim.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311541

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1 Регистрационный № 83908-21 Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Волгоградмебель»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Волгоградмебель» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УCВ осуществляется каждые 30 мин. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УCВ более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на ±2 с.

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре-паспорте на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Волгоградмебель».

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО	CalcCli-ents.dll	CalcLeak-age.dll	CalcLoss es.dll	Metrology, dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО	e55712d0 ЫЬ21906 5d63da94 9114dae4	bl959ff70 belebl7c 83f7bOf6d 4al32f	d79874dl 0fc2bl56 a0fdc27e lca480ac	52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Значение
ParseBin. dll	Par-seIEC.dll	Parse-Modbus.dll	ParsePira mida.dll	Synchro NSI.dll	Verify- Time.dll
не ниже 3.0
6f557f885 Ь7372613 28cd7780 5bdlba7	48е73а92 83dle664 9452 lf63 d00b0d9f	c391d642 71acf405 5bb2a4d3 felf8f48	ecf532935 cala3fd32 15049aflf d979f	530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09	lea5429b 261fb0e2 884f5b35 6aldle75

MD5

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но мер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты				Сервер	Вид электрической энергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	ТН	Счетчик	УСВ			Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1	ЦРП-10 кВ, РУ- 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, Ввод № 1	ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А; С	ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08			Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 4,9
2	ЦРП-10 кВ, РУ- 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, Ввод № 2	ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 22192-07 Фазы: С	ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	УСВ-3 Рег. № 64242-16	Сервер, совместимый с платформой х86-х64	Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 4,9

±5 с

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)

Примечания:

• 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

• 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

• 3    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном; cosф = 0,8инд.

• 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. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	2
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от ином	от 95 до 105
ток, % от 1ном	от 1 до 120
коэффициент мощности cosф	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
напряжение, % от ином	от 90 до 110
ток, % от 1ном	от 1 до 120
коэффициент мощности cosф	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С	от -10 до +35
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от -10 до +35
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	50000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	40

Продолжение таблицы 3

1	2
для сервера: 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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

• -   журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.

• -   журнал сервера:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и сервере;

пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

• -   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

сервера.

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

счетчиков электрической энергии;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТПЛ-10-М	4
Трансформаторы напряжения измерительные	ЗНОЛ.06-10	6
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	2
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер	Сервер, совместимый с платформой х86-х64	1
Формуляр-паспорт	05.2021.ВМ-АУ. ФО-ПС	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ «Волгоградмебель», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

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

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 с ограниченной ответственностью «КС Энергосбыт» (ООО «КС Энергосбыт»)

ИНН 9731011766

Адрес: 121614, г. Москва, Осенний б-р, д. 12, корп. 6, пом. № I, ком. 10 Телефон: (495) 134-16-57

E-mail: info@kssbyt.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19

Телефон: (495) 380-37-61

E-mail: energopromresurs2016@gmail.com

Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1 Регистрационный № 83909-21 Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Хани

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Хани (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), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий центр сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС, ПМЭС, 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 токи и напряжения 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 электронно-цифровой 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 ИВК, принимающее сигналы точного времени от спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС/GPS. УССВ ИВК обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой РФ координированного времени UTC (SU).

УССВ ИВК выполняет функцию источника точного времени для уровня ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени УСПД и времени национальной шкалы РФ координированного времени UTC (SU) 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 заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения установлен в технической документации АИИС КУЭ.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

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 первого и второго уровней АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов
		Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счётчик электрической энергии	УСПД
1	2	3	4	5	6
1	ПС 220 кВ Хани, ОРУ-220 кВ, 1с- 220кВ, ВЛ-220 кВ Хани-Чара	ТФЗМ кл.т 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 83058-21	НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 81620-21	Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 3185706	RTU-325L рег. №3728808
2	ПС 220 кВ Хани, ОРУ-220 кВ, 2с- 220кВ, ВЛ 220 кВ Хани-Юктали	ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 59982-15	НАМИ-220 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Рег. № 20344-05	Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 3185706
3	ПС 220 кВ Хани, ОРУ-220 кВ, СВ 220 кВ	ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 59982-15	НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 81620-21 НАМИ-220 УХЛ1 кл.т 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) Рег. № 20344-05	Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 3185706
Примечания 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
		61(2)%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	1,0	-	1,8	1,1	0,9
(Счетчик 0,2S;	0,8	-	2,8	1,6	1,2
ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	5,4	2,9	2,2
2	1,0	1,0	0,6	0,5	0,5
(Счетчик 0,2S;	0,8	1,1	0,8	0,6	0,6
ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,8	1,3	0,9	0,9
3	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
(Счетчик 0,2S;	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		62%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,4	2,4	1,8
	0,5	-	2,6	1,5	1,2
2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,1	1,3	0,9	0,9
	0,5	1,5	1,0	0,7	0,7
3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,3	1,6	1,3	1,3
	0,5	1,6	1,2	1,0	0,9
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	1,0	-	1,9	1,2	1,0
(Счетчик 0,2S;	0,8	-	2,9	1,7	1,4
ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	5,5	3,0	2,3
2	1,0	1,2	0,8	0,7	0,7
(Счетчик 0,2S;	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,9	1,4	1,1	1,1
3	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
(Счетчик 0,2S;	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		12% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	I100 о/а^изм^!^0/»
1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,5	2,5	1,9
	0,5	-	2,7	1,6	1,4
2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,8	1,7	1,2	1,1
	0,5	2,1	1,4	1,0	1,0
3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,9	1,9	1,5	1,4
	0,5	2,2	1,5	1,2	1,2
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с						5
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
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков	от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для сервера, УССВ	от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +10 до +30 от +18 до +24

Продолжение таблицы 4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД RTU-325L: - средняя наработка до отказа, ч, не менее радиосервер точного времени РСТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	120000 72 55000 55000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее при отключенном питании, лет, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	1200 45 3 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	Тип	Кол.
1	2	4
Трансформатор тока	ТФЗМ	3
Трансформатор тока	ТГМ	6
Трансформатор напряжения	НКФ-220-58	3
Трансформатор напряжения	НАМИ-220 УХЛ1	3
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	Альфа А1800	3
Устройство сбора и передачи информации	RTU-325L	1
Радиосервер точного времени	РСТВ-01	1
Формуляр	РЭМ-ПТР-2019.ВСТ002-ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Хани», аттестованной ООО «ЭнерТест», регистрационный номер RA.RU.311723 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Хани

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

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

Адрес: 141100, Московская обл., Щёлково г., Пролетарский пр-кт, д. 12, кв. 342

Телефон: +7 (499) 991-19-91

Web-сайт: www.enertest.ru

E-mail: info@enertest.ru

Регистрационный номер RA.RU.311723 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1 Регистрационный № 83910-21 Всего листов 13

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики трехфазные статические АГАТ 3

Назначение средства измерений

Счетчики трехфазные статические АГАТ 3 (далее - счетчики) предназначены для измерения и однотарифного или многотарифного учёта активной или активной и реактивной электрической энергии в прямом или прямом и обратном направлении в трехфазных четырехпроводных сетях переменного тока номинальной частоты 50 Гц, а также для передачи по линиям связи информационных данных для автоматизированных систем контроля и учета энергопотребления АСКУЭ, определение и учет основных величин характеризующих параметры сети. Счетчики предназначены для эксплуатации в закрытых помещениях.

Описание средства измерений

Принцип действия счетчиков основан на измерении мгновенных значений входных сигналов напряжения и тока с последующим вычислением активной и реактивной электрической энергии методом аналого-цифрового преобразования.

Счетчики представляют собой измерительный прибор со специализированными микросхемами. В качестве датчиков тока используются трансформаторы тока, в качестве датчиков напряжения используются резистивные делители.

В зависимости от исполнения счетчики:

• - могут быть непосредственного включения или трансформаторного включения;

• - содержат в качестве счетного механизма электромеханическое отсчетное устройство (ЭМУ), которое одновременно выполняет функции запоминающего устройства. Используются для измерения активной энергии в прямом направлении. Число тарифов - 1;

• - содержат в составе счетного механизма дисплей на основе жидкокристаллического индикатора (ЖКИ) и энергонезависимое устройство. Используются для измерения активной или активной и реактивной энергии в прямом и обратном направлении, число тарифов - до 8 (типы тарифов: пиковые, полупиковые, дневные, ночные; типы дней по тарифам: рабочие, выходные, праздничные). Счетчики с ЖКИ имеют встроенные часы реального времени, предназначенные для обеспечения учета потребления по временным (тарифным) зонам, определяют промежутки времени в операциях обработки измеряемых данных. Часы выполнены на базе кварцевого резонатора.

Счетчики имеют гальванически изолированный от остальных цепей телеметрический выход (ТМ) основного передающего устройства для поверки счетчиков и передачи импульсной информации по линиям связи для АСКУЭ. Счетчики активной и реактивной энергии имеют раздельные соответствующие выходы ТМ.

Счетчики с ЖКИ имеют цифровой интерфейс (RS232u, RS485, USB-IrDA), для конфигурирования тарифов многотарифных счетчиков, для считывания информации в АСКУЭ и для считывания информации из счетчиков при отказе ЖКИ с помощью внешних устройств, удаленных на расстояние до одного километра.

Счетчики с ЭМУ имеют светодиодные индикаторы «L1», «L2», «L3» наличия напряжения по каждой фазе, а также светодиод «Ошибка подключения» обнаружения неправильного подключение фаз по току или генерацию активной мощности со стороны нагрузки (счетчики регистрируют обратное направление мощности по модулю).

Модификации счетчиков:

АГАТ 3 -
Исполнение корпуса 1		1
Исполнение корпуса 3		3
Исполнение корпуса 4		4

Номинальный ток для счетчиков трансформаторного включения, А	5
Максимальный ток для счетчиков	50
непосредственного включения, А1 2	60
	100

Цифровой интерфейс отсутствует

Цифровой интерфейс RS232u ³

Цифровой интерфейс RS485 ³

Ограничение мощности⁴

Программное обеспечение

В счетчиках с ЭМУ ПО отсутствует.

В счетчиках с ЖКИ ПО не оказывает влияние на точность измерений счетчика. Данные, хранящиеся в памяти счетчика, имеют дискретность существенно меньшую заданной точности. Диапазон представления, длительность хранения и округления результатов не влияют на точность измерения счетчика.

Идентификационные данные программного обеспечения счетчиков с ЖКИ приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значения
Идентификационное наименование программного обеспечения	ПФ6.730.124 ПО
Номер версии (идентификационный номер)	1.1
Цифровой     идентификатор     программного обеспечения	19921 (0K4DD1h)
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения	CRd6 полином 0х8005h

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Класс точности: -  при измерении активной энергии по ГОСТ 31819.21-2012 -  при измерении реактивной энергии по ГОСТ 31819.23-2012	1,0 2,0
Номинальное напряжение, ином, В	3х220/380 3х230/400 (по заказу)
Номинальная частота сети, Гном, Гц	50
Номинальный    (максимальный)    ток    для    счетчиков трансформаторного включения, 1ном (1макс), А	5 (10)
Базовый (максимальный) ток для счетчиков непосредственного включения, 1б (1макс), А	5 (50); 5 (60); 10 (100)
Пределы допускаемой основной погрешности встроенных часов счетчика с ЖКИ, не более, с/сут	± 0,5
Пределы дополнительной температурной погрешности встроенных часов счетчика с ЖКИ, не более, с/(0Ссут)	± 0,15
Диапазон измерений напряжения, В	от 0,8/Пном до 1,15 ином
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения переменного тока, %	± 2 %
Диапазон измерений силы переменного тока, А	от 0,05^ном(б) до 1макс
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы переменного тока, %	± 2 %
Диапазон измерений частоты сети, Гц	от 45 до 70
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений частоты сети, %	± 2 %
Диапазон измерений полной мощности, Вт	от 0,05^ном^ном(б) до ином^1макс
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений полной мощности, %	± 2 %

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Полная (активная) мощность, потребляемая каждой цепью напряжения счетчика при номинальных значениях напряжения,	10 (2)
частоты и нормальной температуре при измерении энергии, не более, В^А (Вт)
Полная мощность, потребляемая цепью тока счетчиков, не более, В^А	4,0
Стартовый ток (порог чувствительности) по активной мощности, мА - для трансформаторного включения	10
- для счетчиков непосредственного включения с 1б=5 А	20
- для счетчиков непосредственного включения с 1б=10 А	40
Стартовый ток (порог чувствительности) по реактивной мощности, мА - для трансформаторного включения	15
- для счетчиков непосредственного включения с 1б=5 А	25
- для счетчиков непосредственного включения с 1б=10 А	50

Наименование характеристики	Значение
Цена одного разряда счетного механизма ЭМУ, кВт^ч: - младшего	0,1
- старшего	10000
Цена одного разряда счетного механизма ЖКИ, кВт^ч, квар^ч: - младшего	0,01
- старшего	100000
Постоянная счетчика с ЖКИ, имп/кВ'гч, имп/квар^ч	1000
Постоянная счетчика с ЭМУ, имп/кВгч	800
Количество тарифов: - для счетчиков с ЭМУ	1
- для счетчиков с ЖКИ, до	8
Количество тарифных зон в течение суток, до	48
Габаритные размеры (длина, ширина, высота), не более, мм Корпус 1:	317 (306); 174; 75
Корпус 3:	159; 109; 61 (71)
Корпус 4:	245; 177; 69
Масса, кг, не более	1,65
Нормальные условия эксплуатации: - температура окружающей среды, оС	от плюс 21 до плюс 25
- относительная влажность при 25оС, не более, %	98
- атмосферное давление, кПа (мм рт.ст.)	от 70 до 106,7 (525-800)
Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающей среды, оС	от минус 40 до плюс 70
- относительная влажность при 25оС, не более, %	98
- атмосферное давление, кПа (мм рт.ст.)	от 70 до 106,7 (525-800)
Условия транспортирования и хранения: - температура окружающей среды, оС	от минус 50 до плюс 70
- относительная влажность при 25оС, не более, %	98
- атмосферное давление, кПа (мм рт.ст.)	от 70 до 106,7 (525-800)
Средняя наработка до отказа, не менее, ч	260000
Средний срок службы, не менее, лет	30
Степень защиты корпуса от пыли и воды	IP51
Класс защиты человека от поражения электрическим током	II

Знак утверждения типа

Наносится на щиток счетчика методом трафаретной или термотрансферной печати, лазерной гравировки и в паспорт типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Счетчик трехфазный статический	АГАТ 3	1 шт.
Паспорт	ПФ2.720.0ХХ ПС	1 экз.
Коробка упаковочная	-	1 шт.
Ушко (для исполнения корпуса 4)	ПФ8.882.036	1 шт.
Преобразователь интерфейса USB-RS485, RS232u*	ПФ3.035.020	1 шт.
Преобразователь интерфейса USB-IrDA*	ПФ3.035.021	1 шт.
Кабель соединительный*	ПФ6.664.053-01	1 шт.
Методика поверки*	ПФ2.720.023 МП	1 экз. на партию
Руководство по эксплуатации**	ПФ2.720.023 РЭ, ПФ2.720.042 РЭ	1 экз. на партию
Программное обеспечение**	MConfig	1 экз. на партию

^*поставляется по отдельному заказу организациям, осуществляющим поверку и эксплуатацию счетчиков

^** доступно на сайте http://www.mzep.ru/

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1.4 Руководства по эксплуатации ПФ2.720.042 РЭ и в разделе 1.3 Руководства по эксплуатации ПФ2.720.023 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к счетчикам

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

ГОСТ 31818.11-2012 (МЭК 62052-11:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии

ГОСТ 31819.21-2012 (МЭК 62053-21:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2

ГОСТ 31819.23-2012 (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии

ГОСТ Р 8.654-2015 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 июля 2018 года № 1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»

ТУ 4228-003-66313781-2021 Счетчики однофазные статические АГАТ 3. Технические условия

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «МЗЭП-АГАТ» (ООО «МЗЭП-АГАТ»)

ИНН 9715391983

Адрес: 127543, г. Москва, ул. Корнейчука, д.54, пом.2

Телефон: +7(999)8862860; +7(903)6844296; +7(977)4913341 +7(925)3329664;

Web-сайт: www.mzep.ru

E-mail: info@mzep.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Факс: +7 (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.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1 Регистрационный № 83911-21 Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО Сбербанк (г. Омск, ул. Звездова, д. 101а)

Назначение средства измерений Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО Сбербанк (г. Омск, ул. Звездова, д. 101а) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных ИВК и сервер опроса ИВК, устройство синхронизации времени (далее -УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:

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

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

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

• - передача результатов измерений смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и розничного рынка электроэнергии (РРЭ);

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и 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;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков, ведение и передачу журнала событий ИВК;

- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Сервер опроса ИВК автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала учета. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи проводных линий связи стандартов RS-485 и Ethernet, и сотовой связи стандарта GSM/GPRS поступает на сервер опроса ИВК. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через последовательный или оптический интерфейс счетчиков.

Сервер опроса ИВК при помощи специализированного программного обеспечения (СПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера» осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины). Хранения измерительной и служебной информации осуществляется сервером баз данных ИВК, куда соответствующая информация поступает из сервера опроса ИВК.

Сервер опроса ИВК формирует запросы необходимой информации в сервер баз данных ИВК и производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML - макеты электронных документов 80020, 80030, 51070), а также их шифрование.

Сформированные справочные и отчетные документы передаются по электронной почте в сервер ИВК ПАО «Мосэнергосбыт», где помещаются в базу данных.

С сервера ИВК ПАО «Мосэнергосбыт» осуществляется передача подписанных ЭЦП XML-макетов 80020, 80030, 51070 в АО «АТС», региональные подразделения АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ.

Передача информации заинтересованным лицам из информационно-измерительных каналов, используемых на РРЭ, осуществляется в соответствии с документами, регламентирующими функционирование розничных рынков электроэнергии.

Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч, Q, квар^ч) передаются в целых числах.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

Сервер баз данных ИВК с цикличностью один раз в час сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении на величину более чем ± 1 с. сервер баз данных ИВК производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.

Сервер опроса ИВК периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени сервера баз данных ИВК и независимо от величины расхождения, производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени сервера баз данных ИВК.

Сравнение шкалы времени часов счетчиков и сервера опроса ИВК происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера опроса на величину более чем ± 2 с.

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

Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в Паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню — «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентификационные признаки	Значение
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	ИВК
4.94	г. Омск, ул. Звездова, д. 101а, РП-404, РУ-10 кВ, яч. 17 Ввод 1	ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-11	НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ART 2-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11	УСВ-3, рег. № 51644-12 Сервер опроса ИВК Сервер баз данных ИВК
4.95	г. Омск, ул. Звездова, д. 101а, РП-404, РУ-10 кВ, яч. 20 Ввод 2	ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-11	НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ART 2-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
4.96	г. Омск, ул. Звездова, д. 101а, РП-709, РУ-10 кВ, яч. 17 Ввод 1	ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-11	НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ART 2-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
4.97	г. Омск, ул. Звездова, д. 101а, РП-709, РУ-10 кВ, яч. 16 Ввод 2	ТОЛ-СЭЩ-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-11	НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ART 2-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

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 УСВ на аналогичные, утвержденных типов.

• 3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

• 4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (± 5), %	Границы погрешности в рабочих условиях (± 5), %
4.94, 4.95,	Активная	1,2	4,1
4.96, 4.97	Реактивная	1,9	7,1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (± Д), с			5

Продолжение таблицы 3___________________________________________________________

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

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

• 3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от Ьом для нормальных условий, для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от Ьом при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °С до +40 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	4
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 98 до 102
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности	0,9
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(2) до 120
- коэффициент мощности:
cos ф	от 0,5 до 1,0
sin ф	от 0,5 до 0,87
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С	от -40 до +40
температура окружающей среды для счетчиков, °С	от -40 до +40
температура окружающей среды для серверов ИВК, °С	от +10 до +30
атмосферное давление, кПа	от 80,0 до 106,7
относительная влажность, %, не более	98
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСВ-3:
- коэффициент готовности, не менее	0,95
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
Серверы ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1

Продолжение таблицы 4

1	2
Глубина хранения информации:
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее	45
- при отключении питания, лет, не менее	5
Серверы ИВК:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

Регистрация событий:

• -  в журнале событий счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

• -  механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - серверы ИВК.

• -  защита информации на программном уровне:

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

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на серверы ИВК.

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Счетчик электрической энергии статический трехфазный	Меркурий 234 ART 2-00 P	4
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	8
Трансформатор напряжения	НАМИ-10	4
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер опроса ИВК	-	1
Сервер баз данных ИВК	-	1
Документация
Паспорт-формуляр	17254302.384106.066.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе "Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО Сбербанк (г. Омск, ул. Звездова, д. 101а)". МВИ 26.51/106/21, аттестованном ООО «Энерготестконтроль», аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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 с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго» (ООО «Альфа-Энерго») ИНН 7707798605

Адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1

Телефон: +7 (499) 917-03-54

E-mail: info@a-energo.com

Испытательный центр

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

Адрес: 117449, г. Москва, ул. Карьер д. 2, стр.9, помещение 1 Телефон: +7 (495) 647-88-18

E-mail: golovkonata63@gmail.com

Аттестат аккредитации ООО «Энерготестконтроль» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1 Регистрационный № 83912-21                                           Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Леруа Мерлен Восток» 2-й очереди

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Леруа Мерлен Восток» 2-й очереди (далее по тексту — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (СБД) и сервер опроса типа HP ProLiant DL360 G5, радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее - УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. 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 счетчиков посредством информационного кабеля RS-485 передается через GSM-модем по GSM-каналу связи с помощью технологии GPRS (резерв CSD) на сервер АО «Мосэнергосбыт».

На ИВК осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных документов.

С ИВК передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, ООО «Леруа Мерлен Восток» 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 АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее по тексту - УСВ), синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС

Сервер ИВК, периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени РСТВ-01-01 и при расхождении ±1 с. и более, сервер ИВК производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени РСТВ-01-01.

Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени ИВК на величину более чем ±2 с, выполняется синхрон иза-ция шкалы времени счетчика.

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

Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -«высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энергосфера»

Идентификационные признаки	Значение
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	ИВК
1	2	3	4	5	6
1	Магазин «Леруа Мерлен Барнаул Павловский тракт» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1	TCH 2500/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 26100-03	-	Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
2	Магазин «Леруа Мерлен Барнаул Павловский тракт» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2	TCH 2500/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 26100-03	-	Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
3	Магазин «Леруа Мерлен Барнаул Правобережный тракт» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1	ТШЛ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16	-	Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
4	Магазин «Леруа Мерлен Барнаул Правобережный тракт» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2	ТШЛ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16	-	Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19	РСТВ-01-01, рег. № 67958-17, HP ProLiant DL360 G5
5	Магазин «Леруа Мерлен Калининград» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1	ТТИ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12	-	Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
6	Магазин «Леруа Мерлен Калининград» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2	ТТИ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12	-	Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
7	Магазин «Леруа Мерлен Калуга» ТП-636 Ввод 1 0,4 кВ	ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12	-	Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
8	Магазин «Леруа Мерлен Калуга» ТП-636 Ввод 2 0,4 кВ	ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12	-	Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
9	Магазин «Леруа Мерлен Кемерово Карболитов-ская» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1	TCH 2000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 26100-03	-	Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6
10	Магазин «Леруа Мерлен Кемерово Карболитов-ская» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2	TCH 2000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 26100-03	-	Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19	РСТВ-01-01, рег. № 67958-17, HP ProLiant DL360 G5
11	Магазин «Леруа Мерлен Нижний Новгород» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1	ТТН 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58465-14	-	Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
12	Магазин «Леруа Мерлен Нижний Новгород» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2	ТТН 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58465-14	-	Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
13	Магазин «Леруа Мерлен Саранск» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1	ТТН 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58465-14	-	Меркурий 234 ARTM2-03 PB.G Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
14	Магазин «Леруа Мерлен Саранск» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2	ТТН 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58465-14	-	Меркурий 234 ARTM2-03 PB.G Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
15	Магазин «Леруа Мерлен Ульяновск» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1	ТТИ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12	-	Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
16	Магазин «Леруа Мерлен Ульяновск» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2	ТТИ 2500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12	-	Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
17	Магазин «Леруа Мерлен Челябинск» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1	Т-0,66 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 22656-07	-	Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
18	Магазин «Леруа Мерлен Челябинск» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2	Т-0,66 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 22656-07	-	Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
19	Магазин «Леруа Мерлен Ярославль Красный Бор» РУ 10 кВ, Ввод 1 от ТП 1042	ТЛО-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 25433-11	ЗНОЛП-ЭК-10 10000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 47583-11	Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6
20	Магазин «Леруа Мерлен Ярославль Красный Бор» РУ 10 кВ, Ввод 2 от ТП 1042	ТЛО-10 100/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 25433-11	ЗНОЛП-ЭК-10 10000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 47583-11	Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11	РСТВ-01-01, рег. № 67958-17, HP ProLiant DL360 G5
21	Магазин «Леруа Мерлен Ярославль, Нагорный» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 1	ТТИ 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12	-	Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
22	Магазин «Леруа Мерлен Ярославль, Нагорный» ГРЩ-0,4 кВ Ввод 2	ТТИ 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 28139-12	-	Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
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 УСВ на аналогичные, утвержденных типов. 3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±) 5, %	Границы погрешности в рабочих условиях (±) 5, %
1, 2, 9, 10	Активная Реактивная	о О '	2,2 4,1
3-8, 11, 12, 15-18, 21, 22	Активная Реактивная	1,1 1,8	3,3 5,6
13, 14	Активная Реактивная	0,9 1,5	2,8 4,6
19, 20	Активная Реактивная	1,3 2,1	3,3 5,7
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с			5
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, для рабочих условий для ИК №№ 1-18, 21, 22 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном и для ИК № 19, 20 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0°С до +40°С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	22
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 98 до 102
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности	0,9
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(2) до 120
- коэффициент мощности:
COSф	от 0,5 до 1,0
simp	от 0,5 до 0,87
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С	от -40 до +40
температура окружающей среды для счетчиков, °С	от 0 до +40
температура окружающей среды для сервера ИВК, °С	от +10 до +30
атмосферное давление, кПа	от 80,0 до 106,7
относительная влажность, %, не более	98
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
РСТВ-01-01:
- коэффициент готовности, не менее	0,95
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
Сервер ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации: Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее	45
- при отключении питания, лет, не менее	5
Сервер ИВК: - 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 по электронной почте.

Регистрация событий:

- в журнале событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

- в журнале событий сервера:

- журналы событий счетчика;

- параметрирования сервера;

- коррекции времени в сервере.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера ИВК.

- защита информации на программном уровне:

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

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер ИВК.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- сервере ИВК (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Счетчик электрической энергии статический	Меркурий 234 ARTМ-03 PBR.R	18
	Меркурий 234 ARTМ2-03 PB.G	2
	Меркурий 234 ARTМ-00 PB.G	2
Трансформатор тока	TCH	12
	ТШЛ	6
	ТТИ	24
	ТТН	12
	Т-0,66	6
	ТЛО-10	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-ЭК-10	6
Радиосервер точного времени	РСТВ-01-01	1
Сервер ИВК	HP ProLiant DL360 G5	2
Документация
Паспорт-формуляр	МТЦ-ОКП/19100583-2.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Леруа Мерлен Восток» 2-й очереди. МВИ 26.51/107/21, аттестованном ООО «Энерготестконтроль», аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Леруа Мерлен Восток» 2-й очереди

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

Акционерное общество «Мосэнергосбыт» (АО «Мосэнергосбыт»)

ИНН 7736520080

Адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д.9

Телефон: +7 (495) 981-98-19

E-mail: info@mosenergosbyt.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энерготестконтроль»

(ООО «Энерготестконтроль»)

Адрес: 117449, г. Москва, ул. Карьер д. 2, стр.9, помещение 1

Телефон: +7 (495) 647-88-18

E-mail: golovkonata63@gmail.com

Аттестат аккредитации ООО «Энерготестконтроль» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «7» декабря 2021 г. № 2747

Лист № 1 Регистрационный № 83913-21 Всего листов 14

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО «Красная поляна»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО «Красная поляна» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии и мощности (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени типа УСВ-3 (далее-УСВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АИИС КУЭ, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с

Лист № 2 Всего листов 14 учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и накопление измерительной информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется в счетчиках, на втором уровне данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.

Также сервер АИИС КУЭ имеет возможность получать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

Передача информации от сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC( SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС -приемника.

Сравнение шкалы времени сервера ИВК АИИС КУЭ со шкалой времени УСВ осуществляется во время сеанса связи с УСВ. При наличии любого расхождения сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При наличии любого расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера ИВК АИИС КУЭ, производится синхронизация шкалы времени счетчика.

Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки наноситься на свидетельство о поверке. Заводской номер указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО «Красная поляна».

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
1	2
Идентификационноаименование ПО	«Пирамида 2000»

Продолжение таблицы 1

1	2
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 3.0
Наименование программного модуля ПО	CalcClients.dll
Цифровой идентификатор ПО	e55712d0b1b219065d63da949114dae4
Наименование программного модуля ПО	CalcLeakage.dll
Цифровой идентификатор ПО	b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f
Наименование программного модуля ПО	CalcLosses.dll
Цифровой идентификатор ПО	d79874d10fc2b 156a0fdc27e 1ca480ac
Наименование программного модуля ПО	Metrology.dll
Цифровой идентификатор ПО	52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Наименование программного модуля ПО	ParseBin.dll
Цифровой идентификатор ПО	6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Наименование программного модуля ПО	ParseIEC.dll
Цифровой идентификатор ПО	48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Наименование программного модуля ПО	ParseModbus.dll
Цифровой идентификатор ПО	c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
Наименование программного модуля ПО	ParsePiramida.dll
Цифровой идентификатор ПО	ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Наименование программного модуля ПО	SynchroNSI.dll
Цифровой идентификатор ПО	530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Наименование программного модуля ПО	VerifyTime.dll
Цифровой идентификатор ПО	1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	ИВК
1	2	3	4	5	6
1	ТП-3ПВ 10/0,5/0,4кВ, РУ 0,5кВ, ввод-0,5кВ Т-1	ТШЛ 2000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47957-11	НОС-0,5 500/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 46784-11	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11	УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP ProLiant DL160 Gen8
2	ТП-3ПВ 10/0,5/0,4кВ, РУ 0,4кВ, ввод-0,4кВ Т-2	ТШП 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

		ТОЛ	ЗНОЛ	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
3	КРУН 10кВ №8,	400/5	10000/^3:100/^3
	КЛ 10кВ ТП-11ПВ	Кл. т. 0,5S	Кл. т. 0,5
		Рег. № 47959-16	Рег. № 46738-11

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6
4	ТП-3ПВ 10кВ, РУ 10кВ, КЛ 10кВ ТП-11ПВ	ТОЛ 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-16	ЗНОЛ 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19	УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP ProLiant DL160 Gen8
5	ТРП-1ПВ 10/0,5кВ на отм. 960м, РУ 0,5кВ, ввод-0,5кВ Т-1	ТШЛ 2000/5 Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11	НОС-0,5 500/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 46784-11	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
6	ТРП-1ПВ 10/0,5кВ на отм. 960м, РУ 0,5кВ, ввод-0,5кВ Т-2	ТШЛ 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11	НОС-0,5 500/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 46784-11	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
7	ТП-1ПВ 10/0,4кВ на отм. 960м, РУ 0,4кВ, ввод-0,4кВ Т-1	ТТН 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58465-14	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
8	ТП-1ПВ 10/0,4кВ на отм. 960м, РУ 0,4кВ, ввод-0,4кВ Т-2	ТШП 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
9	ТП-2ПВ 10/0,4кВ на отм.540м, РУ 0,4кВ, ввод-0,4кВ Т-1	Т-0,66 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 52667-13	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
10	ТП-2ПВ 10/0,4кВ на отм.540м, РУ 0,4кВ, ввод-0,4кВ Т-2	Т-0,66 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 52667-13	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
11	РП-10 «Красная поляна», РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.2, КЛ 10кВ П511-РП-10 Красная Поляна 1	ТОЛ-10 У3 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51178-12	ЗНОЛП-ЭК-10 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 47583-11	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

12

РП-10 «Красная поляна», РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.6, КЛ 10кВ РП-10 Красная Поляна 1- РТП 2-2

ТОЛ-10 У3 ТОЛ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51178-12 Рег. № 47959-16

Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6
13	РП-10 «Красная поляна», РУ-10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.13, КЛ 10кВ П612- РП-10 Красная Поляна 2	ТОЛ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 47959-11	ЗНОЛ 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11	УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP ProLiant DL160 Gen8
14	РП-10 «Красная поляна», РУ-10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.9, КЛ 10кВ РП-10 Красная Поляна 2-РТП 2-3	ТОЛ-10 У3 ТОЛ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51178-12 Рег. № 47959-16		Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
15	РТП-2 «Горная карусель», РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.1, КЛ 10кВ Лаура 1- РТП 2-1	ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09	ЗНОЛ 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
16	РТП-2 «Горная карусель», РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.2, КЛ 10кВ РТП 2-1 -РТП 1-1	ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09		Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
17	РТП-2 «Горная карусель», РУ-10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.5, КЛ 10кВ РП-10 Красная Поляна-1 - РТП 2-2	ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09	НОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 35955-07	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
18	РТП-2 «Горная карусель», РУ-10кВ, 3с.ш. 10кВ, яч.40, КЛ 10кВ РП-10 Красная Поляна-2 - РТП 2-3	ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09	НОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 35955-07	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

19	РТП-2 «Горная карусель», РУ-10кВ, 4с.ш. 10кВ, яч.44, КЛ 10кВ Лаура 2- РТП 2-4	ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09	ЗНОЛ 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
20	РТП-2 «Горная карусель», РУ-10кВ, 4с.ш. 10кВ, яч.43, КЛ 10кВ РТП 4-2 - РТП 1-2	ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09		Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6
21	РТП-1 «Горная карусель», РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.1, КЛ 10кВ РТП 2-1 - РТП 1-1	ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09	НОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 35955-07	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11	УСВ-3, рег. № 64242-16 / HP ProLiant DL160 Gen8
22	РТП-1 «Горная карусель», РУ-10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.2, КЛ 10кВ РП-10 Трамплины-1 - РТП 1-1	ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09		Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
23	РТП-1 «Горная карусель», РУ-10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.42, КЛ 10кВ РТП 4-2 - РТП 1-2	ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09	НОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 35955-07	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
24	РТП-1 «Горная карусель», РУ-10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.41, КЛ 10кВ РП-10 Трамплины-2 - РТП 1-2	ARJP3 750/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 40732-09		Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
25	ТП-11ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-1	ТТИ 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
26	ТП-11ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-2	ТТИ 800/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

27	ТП-12ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-1	ТШП 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
28	ТП-12ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-2	ТШП 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
29	ТП-20ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-1	Т-0,66 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 52667-13	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6
30	ТП-20ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-2	Т-0,66 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 52667-13	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11	УСВ-3 рег. № 64242-16 / HP ProLiant DL160 Gen8
31	ТП-24ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-1	ТТЕ 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 73808-19	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
32	ТП-24ПВ 10/0,4кВ, Ввод-0,4кВ Т-2	ТТЕ 800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 73808-19	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
П р и м е ч а н и я 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 5. Указанные замены оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть, до срока наступления очередной поверки АИИС КУЭ. На момент наступления очередной поверки изменения в АИИС КУЭ, отраженные в актах, вносятся в описание типа в порядке, установленном действующим законодательством РФ.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия)
		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	2	3	4	5	6	7	8
1; 5; 11 - 14	11ном — I1 — 1,211ном	1,0	1,4	2,3	1,5	1,8	2,6
	0,211ном — I1 < 11ном	1,2	1,7	3,0	1,6	2,1	3,2
(ТТ 0,5; ТН 0,5;	0,111ном   I1 < 0,211ном	1,8	2,9	5,4	2,2	3,1	5,6
Счетчик 0,5S)	0,0511ном   I1 < 0,111ном	1,8	3,0	5,5	2,2	3,3	5,6

Продолжение таблицы 3

1	2	3	4		5	6	7		8
3; 4; 6; 15 - 24 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	11ном < I1 < 1,2ком	1,0	1,4		2,3	1,5	1,8		2,6
	0,211ном < I1 < 11ном	1,0	1,4		2,3	1,5	1,8		2,6
	0,111ном — I1 < 0,211ном	1,2	1,7		3,0	1,6	2,1		3,2
	0,05ком — I1 < 0,1ком	1,2	1,9		3,1	1,6	2,3		3,3
	0,01I1HOM — Il < 0,0511ном	2,1	3,0		5,5	2,4	3,3		5,6
2; 7 - 10; 27 - 32 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S)	ком — I1 — 1,2ком	0,8	1,2		1,9	1,4	1,7		2,2
	0,211ном < I1 < 11ном	0,8	1,2		1,9	1,4	1,7		2,2
	0,111ном — I1 < 0,211ном	1,0	1,5		2,7	1,5	2,0		3,0
	0Ж1ном < I1 < 0,111ном	1,0	1,8		2,9	1,5	2,1		3,1
	0,0111ном < I1 < 0,0511ном	2,0	2,9		5,4	2,3	3,2		5,5
25; 26 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S)	ком < I1 < 1,2ком	0,8	1,2		1,9	1,4	1,7		2,2
	0,211ном < I1 < 11ном	1,0	1,5		2,7	1,5	2,0		3,0
	0,111ном < I1 < 0,211ном	1,8	2,8		5,3	2,1	3,1		5,4
	0Ж1ном < I1 < 0,111ном	1,8	2,9		5,4	2,1	3,2		5,5
Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия)
		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	2	3		4		5		6
1; 5; 11 - 14 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0)	ком < I1 < 1,2ком	2,1		1,5		3,6		3,3
	0,211ном < I1 < 11ном	2,6		1,8		3,9		3,4
	0,111ном < I1 < 0,211ном	4,4		2,7		5,3		4,0
	0,0511ном < I1 < 0,111ном	4,6		3,0		5,5		4,2
3; 4; 6; 15 - 24 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)	11ном < I1 < 1,2ком	2,1		1,5		3,6		3,3
	0,211ном < I1 < 11ном	2,1		1,5		3,6		3,3
	0,111ном < I1 < 0,211Ном	2,6		1,8		3,9		3,4
	0,0511ном < 11 < 0,П1ном	2,9		2,1		4,1		3,7
	0,0211ном < I1 < 0,0511ном	4,6		3,0		5,5		4,2
2; 7 - 10; 27 - 32 (ТТ 0,5S; Счетчик 1,0)	ком < I1 < 1,2ком	1,8		1,4		3,5		3,3
	0,2ком < I1 < ком	1,8		1,4		3,5		3,3
	0,111ном < I1 < 0,2^	2,4		1,6		3,8		3,4
	0,05ком < I1 < 0,П1ном	2,7		2,0		4,0		3,6
	0,02^ < I1 < 0,05^	4,5		2,9		5,4		4,1

Продолжение таблицы 3

1	2	3	4	5	6
25; 26 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0)	11ном — I1 — 1,211ном	1,8	1,4	3,5	3,3
	0,211ном — I1 < 11ном	2,4	1,6	3,8	3,4
	0,111ном — I1 < 0,211ном	4,3	2,6	5,2	3,9
	0,0511ном — I1 < 0,111ном	4,5	2,9	5,4	4,1
П р и м е ч а н и я 1 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от +21 до +25 °С.
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с					5

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	32
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 99 до101
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos ф	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
- температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:	от 90 до 110
- напряжение, % от Ином	от 1 до 120
- ток, % от 1ном	от 49,5 до 50,5
- частота, Гц	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
- коэффициент мощности cos ф	от -40 до +40
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от +21 до +25
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более	3
Сервер АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
УСВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2

Лист № 11

Всего листов 14

Продолжение таблицы 4

1	2
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	170
- при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер АИИС КУЭ:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

• - защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал сервера:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчиках и сервере;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера ИВК (серверного шкафа);

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

• - счетчика;

• - сервера.

Возможность коррекции времени:

• - в счетчиках (функция автоматизирована);

• - в сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована);

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО «Красная поляна» типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт
Трансформатор тока	ТШЛ	9
Трансформатор тока	ТШП	12
Трансформатор тока	ТОЛ	9
Трансформатор тока	ТТН	3
Трансформатор тока	Т-0,66	12
Трансформатор тока	ТОЛ-10 У3	7
Трансформатор тока	ARJP3	30
Трансформатор тока	ТТИ	6
Трансформатор тока	ТТЕ	6
Трансформатор напряжения	НОС-0,5	9
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ	15
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-ЭК-10	3
Трансформатор напряжения	НОЛ-СЭЩ-10	8
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Меркурий 234	32
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер АИИС КУЭ	HP ProLiant DL160 Gen8	1
Программное обеспечение	«Пирамида 2000»	1
Формуляр	АСВЭ 313.00.000 ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии НАО «Красная поляна» (АИИС КУЭ НАО «Красная поляна»)», аттестованном ООО "Энерготестконтроль", аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) НАО «Красная поляна»

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 с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в энергетике» (ООО «АСЭ»)

ИНН: 3329074523

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

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

E-mail: info@autosysen.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Энерготестконтроль»

(ООО «Энерготестконтроль»)

Адрес: 117449, г. Москва, ул. Карьер д. 2, стр.9, помещение 1 Телефон: +7 (495) 647-88-18

E-mail: golovkonata63@gmail.com

Аттестат аккредитации ООО «Энерготестконтроль» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.

¹

ПРИМЕЧАНИЕ:

²

- для исполнения корпуса 1 счетчиков непосредственного включения максимальный ток 60А недоступен, для исполнений корпуса 3 и 4 счетчиков непосредственного включения максимальный ток 50А недоступен.

³

- опция доступна для счетчиков с ЖКИ.

⁴

- для однотарифных счетчиков с ЭМУ функция ограничения мощности «М» недоступна; для счетчиков с ЖКИ функция ограничения мощности “М” необязательна и может отсутствовать в обозначении.

Заводской номер в формате цифрового обозначения наносится на щиток счетчика методом трафаретной или термотрансферной печати, лазерной гравировки или наклеиванием этикетки.

---