Приказ Росстандарта №2143 от 29.08.2022

№2143 от 29.08.2022
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 356947
ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (6)
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 2143 от 29.08.2022

2022 год
месяц August

7069 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «29» августа 2022 г. № 2143

Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средств измерений

№ п/ п	Наименование типа	Обозначение типа	Заводской номер	Регистрационный номер в ФИФ	Правообладатель	Отменяемая методика поверки	Действие методики поверки сохраняется	Устанавливаемая методика поверки	Добавляемый изготовитель	Дата утверждения акта испытаний	Заявитель	Юридическое лицо, проводившее испытания
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (ЗАО «Лукойл-АИК»)		001	54598-13		МП 54598-13 с изменением № 1		МП 060-2022		07.07. 2022	Общество с ограниченной ответственностью «Системы Релейной Защиты» (ООО «Системы Релейной Защиты»), г. Москва	ООО «Спецэнергопроект», г. Москва
2.	Модули измерительные контроллеров программируемых	SIMATIC S7-1500	6ES7531-7MH00-0AB0 зав. № S C- N9J89719, 6ES7531- 7LH00- 0AB0 зав. № S C- N9D6871 9	60314-15			МИ 2539-99			19.11. 2021	Общество с ограниченной ответственностью «Сименс» (ООО «Сименс»), г. Москва	ФГБУ «ВНИИМС», г. Москва

3.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АО «СХК»		561	68399-17		МП 277-17 с изменением № 1		20.05. 2022	Акционерное общество «Сибирский химический комбинат» (АО «СХК»), Томская область, г. Северск	ООО «Энергокомплекс», г. Москва
4.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО -Электрогенерация»		1	68689-17		МП-102- RA.RU.31055 6-2017		24.05. 2022	Филиал «Калининградская ТЭЦ-2» акционерного общества «Интер РАО -Электрогенерация» (филиал «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация»), г. Москва	Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ», г. Новосибирск
5.	Газоанализаторы оптические стационарные	ОГС- ПГП/М	№№1932 1, 19322, 19323, 19324, 19325, 19326, 19327	74126-19		МП 135-2212017 с изменением № 1	МП 135-2212017 с изменением № 2	30.05. 2022	Общество с ограниченной ответственностью «Пожгазприбор» (ООО «Пожгазприбор»), г. Санкт-Петербург	УНИИМ - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», г. Екатеринбург
6.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Степная		ЭСТ.4222 31.002.02	83721-21	Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»), г. Москва	МП 058-2021		28.06. 2022	Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт» (ООО «Энергостандарт»), г. Хабаровск	ООО «Спецэнергопроект», г. Москва

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «29» августа 2022 г. № 2143

Лист № 1 Регистрационный № 68689-17 Всего листов 13

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО -Электрогенерация» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной, реактивной электрической энергии и времени.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений. АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический и по запросу автоматический сбор привязанных шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- измерение времени.

АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:

- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (далее -ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -ИВКЭ);
- 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК);

ИИК ТИ включают в себя:

- трансформаторы тока (далее - ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторы напряжения (далее - ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.

ИВКЭ включает в себя:

- устройства сбора и передачи данных на базе контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 (далее - УСПД);
- каналы передачи данных с ИВКЭ на уровень ИВК;

ИВК включает в себя:

- интеллектуальный кэширующий маршрутизатор - Пирамида Блока №1 (далее -ИКМ-1);
- сервер баз данных Блока №1 на базе промышленного компьютера с установленным ПО СУБД MS SQL Server;
- интеллектуальный кэширующий маршрутизатор - Пирамида Блока №2 (далее -ИКМ-2);
- сервер баз данных Блока №2 на базе промышленного компьютера с установленным ПО СУБД MS SQL Server;
- автоматизированные рабочие места (АРМ);
- каналообразующую аппаратуру для передачи данных во внешние системы;
- технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.

Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных ТТ и ТН, измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).

УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики электрической энергии и собирает результаты измерений, осуществляет обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины.

В ИВКЭ осуществляется:

- сбор, хранение результатов измерений и служебной информации ИИК;
- синхронизация времени в счетчиках;
- передача данных на уровень ИВК;
- обработка данных, заключающаяся в умножении 30-минутных приращений электроэнергии в счетчиках на коэффициенты трансформации ТТ и ТН (осуществляется в УСПД).

В ИВК осуществляется:

- сбор данных с уровня ИВКЭ посредством ИКМ-1 и ИКМ-2. Базы данных серверов БД Блока №1 и Блока №2 взаимно дополняют друг друга и содержат полную информацию о 30минутных приращениях электроэнергии по всем присоединениям, а также служебную информацию;
- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- автоматическая передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений от ИКМ-1 и ИКМ-2 смежным субъектам оптового рынка электрической энергии и мощности, а также инфраструктурным организациям оптового рынка (в форматах 80020, 80040), в том числе в:
- ПАК АО «АТС»;
- филиал ОАО «СО ЕЭС» - Балтийское РДУ;
- ОАО «Янтарьэнерго»;

В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделяется система обеспечения единого времени (далее СОЕВ). СОЕВ работает следующим образом. Два устройства синхронизации времени УСВ-1, подключенные к ИКМ-1 и ИКМ-2 соответственно, осуществляют прием и обработку сигналов точного времени GPS/ГЛОНАСС в постоянном режиме с использованием встроенного приемника сигналов. ИКМ-1 и ИКМ-2 с помощью программной утилиты синхронизируют свою шкалу времени со шкалой времени УСВ-1 не реже 1 раза в час. Далее ИКМ-1 и ИКМ-2 при опросе УСПД не реже 1 раза в час проверяет поправку часов в УСПД. Если поправка составляет ±1 с и более, происходит коррекция времени в УСПД. УСПД, в свою очередь, при опросе счетчиков осуществляют проверку поправки часов счетчиков, если поправка превышает ±2 с относительно шкалы времени УСПД, то УСПД формирует команду коррекции часов счетчиков, но не чаще 1 раза в сутки. В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются данные по синхронизации времени (время сеансов синхронизации, разница шкал времени на момент синхронизации, поправка часов счетчиков и УСПД соответственно).

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

- посредством «витой пары» интерфейса RS-485 для передачи данных от ИИК ТИ на уровень ИВКЭ;
- по протоколу Profibus для передачи данных от ИВКЭ в ИВК при каскадном опросе УСПД (основной канал);
- посредством интерфейса RS-232 для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал);
- посредством интерфейса ИРПС «токовая петля» для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал);
- посредством канала стандарта GSM для доступа к ИКМ-1 со стороны внешних систем (основной канал);
- посредством сети Internet (основной канал) для передачи данных от сервера БД ИВК внешним системам.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится на формуляр. АИИС КУЭ имеет заводской № 1.

Перечень измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Лист № 4

Всего листов 13

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000», идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК

Идентификационные данные (признаки)	Значение
1	2
Идентификационное наименование программного обеспечения	CalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	1.0.0.0
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	e55712d0b1b219065 d63da949114dae4
Идентификационное наименование программного обеспечения	CalcLeakage.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	1.0.0.0
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
Идентификационное наименование программного обеспечения	CalcLosses.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	1.0.0.0
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	d79874d10fc2b156a0 fdc27e1ca480ac
Идентификационное наименование программного обеспечения	Metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	1.0.0.0
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83
Идентификационное наименование программного обеспечения	ParseBin.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	1.0.0.0
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Идентификационное наименование программного обеспечения	ParseIEC.dll

Продолжение таблицы 2

1	2
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	1.0.0.0
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Идентификационное наименование программного обеспечения	ParseModbus.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	1.0.0.0
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	c391d64271acf4055b b2a4d3fe1f8f48
Идентификационное наименование программного обеспечения	ParsePiramida.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	1.0.0.0
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Идентификационное наименование программного обеспечения	SynchroNSI.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	1.0.0.0
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	530d9b0126f7cdc23e cd814c4eb7ca09
Идентификационное наименование программного обеспечения	VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	1.0.0.0
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Перечень . измерительных компонентов в составе ИК АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование присоединения	Трансформаторы тока			Трансформаторы напряжения			Счетчики электроэнергии			Тип, Рег. № УСПД
		Тип, Рег. №	_К К-т тр.	Кл. точн.	Тип, модификация, Рег. №	К-т тр.	Кл. точн.	Тип, модификация, Рег. №	Кл. точн.
		Тип, Рег. №	_К К-т тр.	Кл. точн.	Тип, модификация, Рег. №	К-т тр.	Кл. точн.	Тип, модификация, Рег. №	акт.	реакт.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Г-10	ТШЛ 20-1, Рег. № 21255-03	8000/5	0,2	UGE, мод. UGE 17,5 D2, Рег. № 25475-08	15750:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04	0,2S	0,5	СИКОН С70, Рег. № 28822-05
2	Г-11	ТШЛ 20-1, Рег. № 21255-03	8000/5	0,2	UGE, мод. UGE 17,5 D2, Рег. № 25475-08	15750:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04	0,2S	0,5
3	Г-12	ТШЛ 20-1, Рег. № 21255-03	8000/5	0,2	UGE, мод. UGE 17,5 D2, Рег. № 25475-08	15750:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04	0,2S	0,5
4	Л-175	SB 0,8, Рег. № 20951-01	1500/1	0,2	НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03; НАМИ, мод. НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 60353-15	110000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04	0,2S	0,5
5	Л-176	SB 0,8, Рег. № 20951-01	1500/1	0,2	НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03; НАМИ, мод. НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 60353-15	110000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04	0,2S	0,5
6	Л-171	SB 0,8, Рег. № 20951-01	1500/1	0,2	НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03; НАМИ, мод. НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 60353-15	110000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04	0,2S	0,5

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
7	Л-172	SB 0,8, Рег. № 20951-01	1500/1	0,2	НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03; НАМИ, мод. НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 60353-15	110000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04	0,2S	0,5	СИКОН С70, Рег. № 28822-05
8	Л-173	SB 0,8, Рег. № 20951-01	600/1	0,2	НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03; НАМИ, мод. НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 60353-15	110000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04	0,2S	0,5
9	Л-174	SB 0,8, Рег. № 20951-01	600/1	0,2	НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03; НАМИ, мод. НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 60353-15	110000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04	0,2S	0,5
10	ОВ-1	SB 0,8, Рег. № 20951-01	1500/1	0,2	НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03; НАМИ, мод. НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 60353-15	110000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04	0,2S	0,5
11	ОВ-2	SB 0,8, Рег. № 20951-01	1500/1	0,2	НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03; НАМИ, мод. НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 60353-15	110000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03, Рег. № 27524-04	0,2S	0,5

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
12	Л-177	SB 0,8, Рег. № 55006-13	600/1	0,2S	НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03; НАМИ, мод. НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 60353-15	110000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-12	0,2S	0,5	СИКОН С70, Рег. № 28822-05
13	Л-178	SB 0,8, Рег. № 55006-13	600/1	0,2S	НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 24218-03; НАМИ, мод. НАМИ-110 УХЛ1, Рег. № 60353-15	110000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-12	0,2S	0,5
14	Г-22	GSR, Рег. № 25477-08	8000/5	0,2S	UGE, мод. UGE 17,5 D2, Рег. № 25475-08	15750:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03М, Рег. № 36697-08	0,2S	0,5
15	Г-21	GSR, Рег. № 25477-08	8000/5	0,2S	UGE, мод. UGE 17,5 D2, Рег. № 25475-08	15750:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03М, Рег. № 36697-08	0,2S	0,5
16	Г-20	GSR, Рег. № 25477-08	8000/5	0,2S	UGE, мод. UGE 17,5 D2, Рег. № 25475-08	15750:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03М, Рег. № 36697-08	0,2S	0,5
17	ВЛ-442	IOSK 362, Рег. № 26510-09	1000/1	0,2S	TEMP 362, Рег. № 25474-03	330000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08	0,2S	0,5
18	ВС-3	IOSK 362, Рег. № 26510-09	1000/1	0,2S	TEMP 362, Рег. № 25474-03	330000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08	0,2S	0,5
19	ВС-2	IOSK 362, Рег. № 26510-09	1000/1	0,2S	TEMP 362, Рег. № 25474-03	330000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08	0,2S	0,5
20	ВЛ-441	IOSK 362, Рег. № 26510-09	1000/1	0,2S	TEMP 362, Рег. № 25474-03	330000:^3/ 100:^3	0,2	СЭТ-4ТМ.03М, мод. СЭТ-4ТМ.03М.16, Рег. № 36697-08	0,2S	0,5	СИКОН С70, 28822-05

Примечание - Для синхронизации времени в ИКМ-Пирамида используются устройства синхронизации времени УСВ-1, рег. № 28716-05

В АИИС КУЭ предусмотрено пломбирование крышек клеммных зажимов и испытательных коробок счетчиков, а также клеммных зажимов во вторичных цепях ТТ и ТН.

Метрологические характеристики приведены в таблице 3, технические характеристики приведены в таблице 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ

I, % От 1ном	Коэффициент мощности	И	К № 1 - 11			ИК № 12 - 20
I, % От 1ном	Коэффициент мощности	Sw_o^a , ±%	sW , ±%	sW , ±%	3w^a , ±%	sW , ±%	sW , ±%
1	2	3	4	5	9	10	11
2	0,50	—	—	—	±1,8	±2,0	±2,0
2	0,80	—	—	—	±1,2	±1,4	±2,3
2	0,87	—	—	—	±1,1	±1,3	±2,5
2	1,00	—	—	—	±0,9	±1,2	—
5	0,50	±2,1	±2,1	±1,6	±1,3	±1,4	±1,9
5	0,80	±1,4	±1,4	±2,1	±0,9	±1,1	±2,0
5	0,87	±1,3	±1,3	±2,4	±0,8	±1,1	±2,1
5	1,00	±0,9	±1,0	—	±0,6	±0,8	—
20	0,50	±1,3	±1,3	±1,0	±0,9	±1,2	±1,6
20	0,80	±0,9	±0,9	±1,3	±0,6	±1,0	±1,7
20	0,87	±0,8	±0,9	±1,5	±0,6	±0,9	±1,7
20	1,00	±0,6	±0,6	—	±0,5	±0,7	—
100, 120	0,50	±1,0	±1,1	±1,0	±0,9	±1,2	±1,6
100, 120	0,80	±0,8	±0,8	±1,1	±0,6	±1,0	±1,7
100, 120	0,87	±0,7	±0,8	±1,2	±0,6	±0,9	±1,7
100, 120	1,00	±0,5	±0,6	—	±0,5	±0,7	—
Примечания: 1. Swoa - границы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной энергии; 2. Swa - границы допускаемой относительной погрешности измерения активной энергии в рабочих условиях применения; 3. SW - границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной энергии в рабочих условиях применения; 4. Пределы допускаемых значений отклонений меток времени, формируемых СОЕВ относительно шкалы времени UTC(SU), не более ± 5 с.

Таблица 4 - Технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	20
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут	30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут	30
Формирование XML-файла для передачи внешним системам	автоматическое
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных	автоматическое
Г лубина хранения результатов измерений в базе данных, лет, не менее	3,5
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ	автоматическое

Продолжение таблицы 4

1	2
Рабочие условия применения измерительных компонентов:
- температура окружающего воздуха для счетчиков, ТТ и ТН в ГРУ генераторов, °С	от +1 до +35
- температура окружающего воздуха для ТТ и ТН на ОРУ 110 кВ, °С	от -40 до +40
- частота сети, Г ц	от 49,5 до 50,5
- напряжение сети питания счетчиков, В	от 198 до 242
- индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более	0,05
Допускаемые значения информативных параметров:
- ток, % от Шом для ИК № 12 - 20	от 2 до 120
- ток, % от I юм для ИК № 1 - 11	от 5 до 120
- напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- коэффициент мощности cos ф для ИК № 1 - 11	0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
- коэффициент мощности cos ф для ИК № 12 - 20	0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист документа НВЦП.422200.037.ФО. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация». Формуляр».

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента	Тип (обозначение)	Кол., шт.
Трансформаторы тока	GSR	9
Трансформаторы тока	IOSK 362	12
Трансформаторы тока	SB 0,8	30
Трансформаторы тока	ТШЛ-20	9
Трансформаторы напряжения	TEMP 362	12
Трансформаторы напряжения	UGE	18
Трансформаторы напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	12
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ4-ТМ.03	11
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ4-ТМ.03М	9
Интеллектуальный кэширующий маршрутизатор	ИКМ-Пирамида	2
Сервер баз данных	-	2
Устройство сбора и передачи данных	СИКОН С70	4
Устройство синхронизации времени	УСВ-1	2
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация». Формуляр	НВЦП.422200.037.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация» и измерительных комплексов «малых точек» измерения». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) филиала «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация»

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

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

ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Изготовитель

Филиал «Калининградская ТЭЦ-2» акционерного общества «Интер РАО -Электрогенерация» (филиал «Калининградская ТЭЦ-2» АО «Интер РАО - Электрогенерация»)

ИНН 7704784450

Юридический адрес: 119435, г. Москва, ул. Большая Пироговская, д. 27, стр.1

Фактический адрес: 236034, г Калининград, пер Энергетиков, 2

Телефон: +7(495) 664-76-80, +7(401) 269-04-88

E-mail: UEG.office@interrao.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4

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

E-mail: director@sniim.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310556.

Лист № 1

Всего листов 8

Регистрационный № 74126-19

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Газоанализаторы оптические стационарные ОГС-ПГП/М

Назначение средства измерений

Газоанализаторы оптические стационарные ОГС-ПГП/М (далее - газоанализаторы) предназначены для непрерывного автоматического измерения довзрывоопасных концентраций или объемной доли горючих газов и паров горючих жидкостей (СН4, С3Н8, С4Н10, С5Н12, С6Н14, и-С4Н10, С3Н6, C2H6, С5Н10, C7H16, СН3ОН) в окружающей атмосфере, сигнализации превышения заданных порогов загазованности и передачи соответствующей информации на верхний уровень.

Описание средства измерений

Принцип действия газоанализаторов - оптический инфракрасный абсорционный, основанный на поглощении инфракрасного излучения в анализируемой среде.

Газоанализаторы являются одноканальными стационарными автоматическими приборами непрерывного действия.

Способ отбора пробы - диффузионный.

Выходными сигналами газоанализаторов являются:

- аналоговый выходной сигнал от 4 до 20 мА/HART;
- цифровой RS-485 MODBUS®RTU;
- дискретные сигналы в виде «сухих» контактов группы реле;
- цветная сигнализация индикатора состояния (для исполнения с LED-индикатором);
- показания цифрового светодиодного дисплея (для исполнения с блоком индикации).

Конструктивно газоанализатор представляет единую моноблочную конструкцию из жёстко связанных между собой составных частей:

- корпуса преобразователя газового (ПГ) с защитным покрытием, имеющего секции и направляющие для установки электронного модуля;
- основания/вводного отсека с защитным покрытием и двумя вводными отверстиями для Ех-кабельных вводов, а также глухими отверстиями с резьбой для крепления кронштейна.

Исполнение газоанализатора с блоком индикации представляет собой преобразователь газовый (ПГ), который установлен в клеммную коробку (трансмиттер) через резьбовое соединение.

ПГ имеет в своем составе в качестве чувствительного элемента инфракрасный оптический газовый сенсор (пироэлектрический приемник) и электронную схему, которая обеспечивает формирование цифрового, аналогового, дискретного сигнала, содержащего информацию об измеренной довзрывоопасной концентрации или объемной доли определяемого газа. Газоанализаторы имеют встроенную флэш-память микроконтроллера с записанными градуировочными коэффициентами.

Опционально газоанализаторы могут поставляться с LED индикатором состояния.

Установка нулевых показаний и чувствительности газоанализаторов может осуществляться с помощью магнитного ключа.

В газоанализаторах имеются три независимых реле, переключаемых по превышению предупредительного и аварийного порога, а также при возникновении неисправности. Имеется возможность настраивать пороги срабатывания реле и другие параметры по интерфейсам RS-485 и HART.

Конструктивное исполнение газоанализаторов ОГС-ПГП/М-Х1-Х2-И, где

Х1 - обозначение определяемого компонента [(СН4) - метан, (С3Н8) - пропан, (С4Н10) -бутан, (С5Н12) - пентан, (С6Н14) - н-гексан, (СН3ОН) - метанол, (И-С4Н10) - изобутан, (С3Н6) -пропилен, (C2H6) - этан, (С5Н10) - циклопентан, (C7H16 ) - гептан];

Х2 - обозначение материала корпуса: А - алюминиевый сплав; С - нержавеющая сталь;

И - наличие блока индикации.

Цвет корпуса из алюминиевого сплава - оранжевый; корпус из нержавеющей стали без дополнительного лакокрасочного покрытия.

Степень защиты корпуса газоанализаторов от доступа к опасным частям, попадания внешних твердых предметов и воды IP 66/67 по ГОСТ 14254-2015.

Заводской номер газоанализаторов наносится на информационную табличку, закрепленную на корпусе газоанализатора, и имеет числовой формат. Способ нанесения маркировки -технология «Алюмофото», прямая печать на алюминиевой пластине, лазерная гравировка на стальной пластине или альтернативный способ.

Нанесение знака поверки на газоанализаторы не предусмотрено.

Общий вид газоанализаторов, информационной таблички с указанием заводского номера, знака утверждения типа, схемы пломбировки от несанкционированного доступа представлены на рисунках 1, 2, 3.

Информационная табличка

Приказ Росстандарта №2143 от 29.08.2022, https://oei-analitika.ru

Место пломбировки

Рисунок 1 - Общий вид газоанализаторов, информационной таблички с указанием заводского номера, знака утверждения типа и схемы пломбировки от несанкционированного доступа

LED-индикатор состояния

( 1 Exd IICT4 GbX IP 66/67

ЕАЭС RU C-RU.HA65.B.00824/20

О ОС ОООяТехБезопасность»

U = 24В(18-32)В; P_ml= 4,5 Вт

_ч - 60°С< Та < + 90°С_____№

Рисунок 2 - Общий вид газоанализаторов ОГС-ПГП/М (с опцией LED-индикатора состояния),

информационной таблички с указанием заводского номера, знака утверждения типа и схемы

пломбировки от несанкционированного доступа

Информационная табличка

Место

пломбировки

Рисунок 3 - Общий вид газоанализаторов ОГС-ПГП/М (с блоком индикации), с указанием информационной таблички и схемы пломбировки от несанкционированного доступа

Программное обеспечение

Встроенное программное обеспечение (ПО) газоанализаторов ОГС-ПГП/М выполняет следующие функции:

-сбор и обработку информации, измеренной чувствительными элементами (пироприемник, датчик температуры) и преобразованной через АЦП, расчет объемной доли или довзрывоопас-ной концентрации измеряемого компонента в атмосфере рабочей зоны;

-самодиагностику оптико-электронного узла, контроль запыленности оптических элементов и исправности пары приемник-излучатель;

-проведение концентрационной и температурной градуировок;

-формирование цифровых выходов по средствам HART модема, RS-485 модема.

Газаоанализаторы комплектуются внешней утилитой OGS Test. Тестовая программа позволяет производить настройки параметров обмена, значений порогов срабатывания, концентрационную калибровку.

Уровень защиты ПО газоанализаторов «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО газоанализаторов указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Г азоанализатор	ОГС-ПГП/М	ОГС-ПГП/М (с опцией LED-индикатора состояния)
Идентификационное наименование ПО	OGS_FW_322.hex	OGS_FW_422.hex
Номер версии (идентификационный номер) ПО	v 3.22	v 4.22
Цифровой идентификатор ПО	ААЕ4Е0А3	1705622В
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода	CRC32
Номер версии ПО должен быть не ниже указанного в таблице. Значение контрольной суммы, приведенное в таблице, относится только к файлу ПО версии, обозначенной в таблице.

Метрологические и технические характеристики средства измерений

Метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2 - Наименования определяемых компонентов, диапазоны измерений, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности газоанализаторов

Определяемый компонент	Диапазон измерений определяемого компонента, % (% НКПР)	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности, % (% НКПР)
Метан (СН4)	от 0 до 4,4 % (от 0 до 100 % НКПР)	±(0,11 %+0,05-С) (±(2,5 % НКПР +0,05-С))
Пропан (С3Н8)	от 0 до 1,7 % (от 0 до 100 % НКПР)	±(0,03 %+0,05-С) (±(1,5 % НКПР +0,05-С))
Бутан (С4Н10)	от 0 до 0,7 %	±0,056 %
Бутан (С4Н10)	(от 0 до 50 % НКПР)	(±4 % НКПР)
Пентан (С5Н12)	от 0 до 0,55 %	±0,05 %
Пентан (С5Н12)	(от 0 до 50 % НКПР)	(±4 % НКПР)
Гексан (С6Н14)	от 0 до 0,5 %	±0,04 %
Гексан (С6Н14)	(от 0 до 50 % НКПР)	(±4 % НКПР)
Метанол (СН3ОН)	от 0 до 3 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,24 % (±4 % НКПР)
Изобутан (и-С4Н10)	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,05 % (±4% НКПР)

Определяемый компонент	Диапазон измерений определяемого компонента, % (% НКПР)	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности, % (% НКПР)
Пропилен (С3Н6)	от 0 до 1,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,08 % (±4% НКПР)
Этан (C2H6)	от 0 до 1,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,10 % (±4% НКПР)
Циклопентан (С5Н10)	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,06 % (±4% НКПР)
Гептан (C7H16)	от 0 до 0,425 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,04 % (±4% НКПР)
*С - измеренное значение объемной доли определяемого компонента, % (% НКПР); - значения НКПР (нижний концентрационный предел распространения пламени) в соответствии с ГОСТ 31610.20-1-2020; - диапазон показаний газоанализаторов от 0 до 100 % НКПР вне зависимости от исполнения; - пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов нормированы только для смесей, содержащих только один определяемый компонент.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Предел допускаемой вариации выходного сигнала, в долях от предела допускаемой основной погрешности	0,5
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры окружающей среды в диапазоне рабочих условий эксплуатации на каждые 10 °С относительно нормальных условий измерений, в долях от предела допускаемой основной погрешности	±0,2
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения относительной влажности окружающей среды в диапазоне рабочих условий эксплуатации на каждые 10 % относительно нормальных условий измерений, в долях от предела допускаемой основной погрешности	±0,2
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения напряжения питания в диапазоне рабочих условий эксплуатации относительно нормальных условий измерений, в долях от предела допускаемой основной погрешности	±0,2
Изменения выходных сигналов за 24 ч непрерывной работы, в долях от предела допускаемой основной погрешности	±0,5
Время установления выходного сигнала То,5, с, не более	10

Наименование характеристики	Значение
Время установления выходного сигнала Т0,9, с, не более (при расходе не менее 1 л/мин): - для исполнения ОГС-ПГП/М пропан, бутан, гексан, пентан, метанол, изобутан, пропилен, этан, циклопентан, гептан	15
- для исполнения ОГС-ПГП/М метан	10
Нормальные условия измерений: - температура окружающего воздуха, °С	от 15 до 25
- относительная влажность окружающего воздуха, %	от 20 до 80
- атмосферное давление, кПа	от 84,4 до 106,0
- напряжение питания постоянного тока, В	от 22 до 26

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Время прогрева, с, не более	30
Время срабатывания при превышении порогов сигнализации, с, не более	0,5
Параметры электрического питания:
-напряжение постоянного тока, В	от 18 до 32
-номинальное напряжение питания постоянного тока, В	24
Потребляемая мощность, Вт, не более	4,5
Выходной сигнал:
- аналоговый токовый, мА	от 4 до 20 / HART
- цифровой	RS-485 Modbus^® RTU
- дискретные (нагрузочные характеристики контактов реле), не более:
-напряжение постоянного тока, В	30
-напряжение переменного тока, В	120
-постоянный ток, А	3
-переменный ток, А	3
Габаритные размеры, мм, не более -для исполнения ОГС-ПГП/М-Х1-Х2
- длина	286
- высота	183
- ширина	106
- для исполнения ОГС-ПГП/М-Х1-Х2-И (с блоком индикации)
- длина	305
- высота	127
- ширина	127
Масса, кг, не более -для исполнения ОГС-ПГП/М-Х1-Х2
- в алюминиевом корпусе	3,5
- в стальном корпусе	5,5
- для исполнения ОГС-ПГП/М-Х1-Х2-И (с блоком индикации)
- в алюминиевом корпусе	3,0
- в стальном корпусе	6,5

Наименование характеристики	Значение
Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность (без образования конденсата), % - атмосферное давление, кПа	от -60 до +90¹⁾ от 20 до 95 от 80 до 120
Средняя наработка на отказ, ч	100000
Средний срок службы, лет	15
Маркировка взрывозащиты -для исполнения ОГС-ПГП/М-Х1-Х2 -для исполнения ОГС-ПГП/М-Х1-Х2-И	1Exd ПС T4 Gb X 1Exd ib ПС T4 Gb X
¹⁾ Согласно сертификату соответствия № ЕАЭС RU C-RU.HA65.B00824/20 серия RU № 0290415 от 20.11.2020 г. выданным органом по сертификации продукции ОС ООО «ТехБезопасность», газоанализаторы допущены к эксплуатации в диапазоне температур от -70 до +120 °С, при этом метрологические характеристики газоанализаторов в диапазоне температур от -70 до -60 °С и +90 до +120 °С не нормированы.

Знак утверждения типа

наносится на информационную табличку, закрепленную на газоанализаторе, способом прямой печати на алюминиевой пластине (лазерной гравировки на стальной пластине, по технологии «Алюмофото», или альтернативным способом), а также на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность газоанализаторов

Наименование	Обозначение	Количество
Газоанализатор оптический стационарный ОГС-ПГП/М (в т.ч. кронштейн и кабельные вводы)	ПДАР.413311.001.1	1 шт.
Руководство по эксплуатации	ПДАР.413311.001.1РЭ	1 экз.
Паспорт	ПДАР.413311.001.1ПС	1 экз.
Методика поверки	-	1 экз.
Комплект принадлежностей	-	1 шт.
Сервисная программа	OGS Test	1 шт.
Упаковка	ПДАР.413935.018	1 шт.
_* - 1 экз. в один адрес поставки

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Газоанализаторы оптические стационарные ОГС-ПГП/М. Руководство по эксплуатации» ПДАР. 413311.001.1РЭ, раздел 1.4.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 31 декабря 2020 г. № 2315 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений содержания компонентов в газовых и газоконденсатных средах»;

ГОСТ 13320-81 Газоанализаторы промышленные автоматические. Общие технические условия;

ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия;

ГОСТ Р 52350.29.1-2010 Взрывоопасные среды. Часть 29-1. Газоанализаторы. Общие технические требования и методы испытаний газоанализаторов горючих газов.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Пожгазприбор» (ООО «Пожгазприбор») ИНН 7811487042

Адрес: 192019, г. Санкт-Петербург, набережная Обводного канала, д. 24А

Испытательный центр

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

Адрес: 620075, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 4

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311373.

Лист № 1 Регистрационный № 60314-15 Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500

Назначение средства измерений

Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 (далее - модули измерительные) предназначены для измерения выходных аналоговых сигналов от первичных измерительных преобразователей в виде напряжения и силы постоянного тока, сопротивления, сигналов термопар и термопреобразователей сопротивления и на основе получаемой измерительной информации выработки сигналов регулирования параметров технологического процесса, выдачи сигналов сигнализации, диспетчерского управления.

Описание средства измерений

Модули измерительные входят в состав контроллеров SIMATIC S7-1500, которые относятся к проектно-компонуемым устройствам и конструктивно выполнены из соединенных согласно требуемой конфигурации: центрального программируемого устройства (CPU), модулей ввода/вывода аналоговых и дискретных сигналов, технологических и коммуникационных модулей (в сети PROFIBUS-DP - в качестве ведущего/ведомого устройства, PROFINET, модема, GSM-модема), пульта индикации и управления, блока питания.

Модули ввода/вывода, в том числе измерительные, выполнены в пластиковых корпусах и устанавливаются на профильную SIMATIC-рейку креплением винтами. Подключение к соседним модулям осуществляется с помощью штекера, которым комплектуется модуль, наружные соединения возможны через съемные терминальные блоки, что позволяет проводить замену модулей без демонтажа внешних цепей.

Конструкция контроллеров позволяет встраивать их в стандартные электротехнические, монтажные шкафы или другое монтажное оборудование, защищающее от воздействия внешней среды, обеспечивающее подвод сигнальных проводов и ограничивающее доступ к контроллеру.

Модули ввода/вывода, в том числе измерительные, также могут использоваться удалённо, в составе устройств распределённого ввода-вывода SIMATIC ET 200MP. В этом случае вместо CPU устанавливается модуль IM155-5. Подключение к CPU производится с использованием промышленных сетей передачи данных PROFINET IO или PROFIBUS DP. Устройства можно использовать в качестве дополнительных монтажных стоек программируемых контроллеров SIMATIC S7-1500.

Общий вид модулей измерительных и место нанесения знака поверки представлены на рисунках 1 и 2. Заводской номер в виде буквенно-цифрового обозначения, однозначно идентифицирующий каждый модуль наносится на корпус с помощью информационной таблички Пломбирование модулей измерительных не предусмотрено.

Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид модулей SIMATIC S7-1500

Рисунок 2 - Место нанесения заводского номера и знака поверки.

Место нанесения знака поверки

J J

■

Программное обеспечение

Программное обеспечение модулей измерительных контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 можно разделить на 2 группы - встроенное программное обеспечение (ВПО) и внешнее, устанавливаемое на персональный компьютер.

ВПО, влияющее на метрологические характеристики, устанавливается в энергонезависимую память измерительных модулей контроллеров в производственном цикле на заводе-изготовителе и в процессе эксплуатации изменению не подлежит (уровень защиты - высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014).

Внешнее программное обеспечение STEP7 (TiaPortal), не влияющее на метрологические характеристики, содержит широкий спектр инструментальных средств для работы с программируемыми контроллерами SIMATIC S7-1500. Оно позволяет выполнять:

- конфигурирование и настройку параметров модулей, центральных процессоров (выбор количества используемых измерительных каналов, диапазон измерения или воспроизведения сигналов, тип подключаемого измерительного преобразователя (датчика) и др.);
- конфигурирование систем промышленной связи на основе стандарта Ethernet; программирование логических задач контроллеров на языках LAD (Ladder

Diagram) и FBD (Function Block Diagram);

- тестирование проектов, выполнение пуско-наладочных работ и обслуживание готовой системы;
- установку парольной защиты от несанкционированного доступа.
- калибровку модулей (с установкой защиты от несанкционированного доступа и возможностью возврата к заводским настройкам).

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значения
Идентификационные данные (признаки)	STEP7 (TiaPortal)
Идентификационное наименование ПО	6ES7822-1 Axxx-xxxx
Номер версии	не ниже V15

Программное обеспечение STEP7 (TiaPortal) не даёт доступ к внутренним программным микрокодам измерительных модулей и не позволяет вносить изменения в ВПО.

Уровень защиты ПО от изменений - высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Основные метрологические характеристики модулей приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Метрологические характеристики модулей ввода аналоговых сигналов

Измерительный модуль	Диапазоны входных сигналов/вх. сопр.	Диапазоны выходных сигналов	Пределы допуск. основной. погрешности	Пределы допуск. погрешности в рабочих усл.
1	2	3	4	5
6ES7531-7NF1- AB* 8 входов	от 1 до 5 В/50 кОм ±10 В/100 кОм ±5 В/50 кОм от 0 до 20 мА/41 Ом ±20 мА/41 Ом от 4 до 20 мА/41 Ом	16 бит, включая знак	±0,2 % диапазона	±0,3 % диапазона
6ES7531-7NF0- AB* 8 входов	от 1 до 5 В/100 кОм ±10 В/100 кОм ±2,5 В/100 кОм ±5 В/100 кОм от 0 до 20 мА/25 Ом ±20 мА/25 Ом от 4 до 20 мА/25 Ом	16 бит, включая знак	±0,05% диапазона	±0,1 % диапазона
6ES7531-7QF*-AB* 8 входов	от 1 до 5 В/10 МОм ±1 В/10 МОм ±10 В/10 МОм ±5 В/10 МОм ±50 мВ/10 МОм ±500 мВ/10 МОм от 0 до 20 мА/25 Ом ±20 мА/25 Ом от 4 до 20 мА/25 Ом от 0 до 600 Ом/ 10 МОм от 0 до 6000 Ом /10МОм	16 бит, включая знак	±0,3 % диапазона	±0,5 % диапазона
6ES7531-7QF*-AB* 8 входов	Сигналы от термопреобразователей сопротивления Ni 100, Ni 1000 от -60 до +250 °С (ст., клим. исполнения) Pt 100, Pt 1000: от -200 до +850 °С (ст., клим. исполнения	16 бит, включая знак	±0,5 К (ст., клим. исполнение) ±1,0 К (ст. исполнение) ±0,5 К (клим.испол-нение)	±0,8 К (ст., клим. исполнения) ±1,2 К (ст. исполнение) ±0,8 К (клим.испол-нение)

П Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5
6ES7531-7KF*- AB* 8 входов 6ES7531-7QD*- AB* 4 входа	1 - 5 В/100 кОм ±1 В/10 МОм ±10 В/100 кОм ±2,5 В/10 МОм ±5 В/100 кОм	16 бит, включая знак	±0,1 % диапазона	±0,3 % диапазона
	±250 мВ/10 МОм ±50 мВ/10 МОм ±80 мВ/10 МОм ±500 мВ/10 МОм
	от 0 до 20 мА/25 Ом ±20 мА/25 Ом от 4 до 20 мА/25 Ом
6ES7531-7KF*- AB* 8 входов 6ES7531-7QD*-AB* 4 входа	от 0 до 150 Ом от 0 до 300 Ом от 0 до 600 Ом от 0 до 6000 Ом	16 бит, включая знак	±0,1 % диапазона	±0,3 % диапазона
	Сигналы термопар*: В: от +600 до +1820 ^ОС		±1,7 К	±4,6 К
	E: от -200 до +1000 ОС		±0,7 К	±1,5 К
	N: от -200 до +1300 ос		±1,2 К	±2,9 К
	J: от -210°C до +1200 ос		±0,8 К	±1,9 К
	K: от -200 до +1372 ос		±1,2 К	±2,4 К
	R: от 0 до +1769 ос		±1,9 К	±4,7 К
	S: от 0 до +1769 ос		±1,9 К	±4,6 К
	T: от -200 до +400 ос		±0,8 К	±2,4 К
	Сигналы от термопреобразователей сопротивления Pt 100, Pt 200, Pt 500, Pt 1000: от -200 до +850 ос (ст.) от -120 до +130ОС (клим.)		±0,7 К ±0,2 К	±1,5 К ±0,5 К
	Ni 100, Ni 1000 от -60 до +250 ос (ст.) от -60 до +130ОС (клим.)		±0,3 К ±0,15 К	±0,5 К ±0,3 К

П Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5
6ES7531-7PF*- AB* 8 входов	±1 В/10 МОм ±25 мВ/10 МОм ±50 мВ/10 МОм ±80 мВ/10 МОм ±250 мВ/10 МОм ±500 мВ/10 МОм от 0 до 150 Ом/10 МОм от 0 до 300 Ом/10 МОм от 0 до 600 Ом/10 МОм от 0 до 6000 Ом/10МОм	16 бит, включая знак для всех типов сигналов. Для сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления при использовании функции «Масштабируемый диапазон измерения температур» 21 бит	±0,05 % диапазона	±0,1 % диапазона
	Сигналы термопар*: В: от +600 до +1820 ^ОС		±1,0 К	±2,0 К
	E: от -200 до +1000 ОС		±0,5 К	±1,0 К
	N: от -200 до +1300 ос		±1,0 К	±2,0 К
	J: от -210 до +1200 ос		±0,5 К	±1,0 К
	K: от -200 до +1372 ос		±1,0 К	±2,0 К
	R: от 0 до +1768 ос		±1,0 К	±2,0 К
	S: от 0 до +1768 ос		±1,0 К	±2,0 К
	T: от -200 до +400 ос		±0,5 К	±1,0 К
	L: от -200 до +800 ос		±0,5 К	±1,0 К
6ES7531-7PF*-AB* 8 входов	сигналы от термопреобразователей сопротивления Pt 10, Pt 50, Pt 100, Pt 200, Pt 500, Pt 1000: от -200 до +850 ос (ст.) от -120 до +130ОС (клим.)	16 бит, включая знак для всех типов сигналов. Для сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления при использовании функции «Масштабируемый диапазон измерения температур» 21 бит	±0,5 К ±0,2 К	±1,0 К ±0,5 К
	Ni 10, Ni 100, Ni 200, Ni 500, Ni 1000 от -60 до +250 ос (ст.) от -60 до +130 ос (клим.)		±0,3 К ±0,15 К	±0,5 К ±0,3 К
	Cu 10, Cu 50, Cu 100 от -180 до +200 ос (ст.) от -50 до +150 оС (клим.)		±0,3 К ±0,2 К	±0,5 К ±0,5 К

П Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5
6ES7531-7MH*- AB* 16 входов	от 0 до 20 мА/25 Ом от -20 до +20 мА/25 Ом от 4 до 20 мА/25 Ом	16 бит	±0,3 % от диапазона	±0,5 % от диапазона
6ES7531-7LH*-AB* 16 входов	от 1 до 5 В/10 МОм от -1 до +1 В/10 МОм от -5 до +5 В/10 МОм от -10 до +10 В/10 МОм	16 бит	±0,3 % от диапазона	±0,5 % от диапазона
Примечания 1 Показания каналов измерения сигналов термопар и термопреобразователей сопротивления - в десятых градуса; 2 Погрешность каналов измерения сигналов термопар указана без учета погрешности канала компенсации температуры холодного спая. 3 Дополнительная погрешность при снижении времени интегрирования АЦП в составе модулей до 2,5 мсек: в диапазонах измерения напряжения ±250 мВ: ± 0,02%; ±80 мВ, ±50 мВ: ±0,05%; в диапазонах измерения сопротивления: ±0,02%; сигналов термопреобразователей сопротивления типа Pt100 (климат.): ±0,08 K, Ni100 (климат.): ±0,08K; сигналов термопар типов B, R, S: ± 3K, типов E, J, K, N, T: ±1K.

Таблица 3 - Метрологические характеристики модулей ввода-вывода аналоговых сигналов

Измерительный модуль	Диапазоны входных сигналов	Диапазоны выходных сигналов	Пределы допуск. основной. погрешности	Пределы допуск. погрешности в рабочих усл.
1	2	3	4	5
6ES7534-7QE*- AB* 4 входа/2 выхода	от 1 до 5 В/100 кОм ±1 В/10 МОм ±10 В/100 кОм ±2,5 В/10 МОм ±5 В/100 кОм ±250 мВ/10 МОм ±50 мВ/10 МОм ±80 мВ/10 МОм ±500 мВ/10 МОм	16 бит, включая знак	±0,1 % диапазона	±0,3 % диапазона
	от 0 до 20 мА/25 Ом ±20 мА/25 Ом от 4 до 20 мА/25 Ом
	от 0 до 150 Ом от 0 до 300 Ом от 0 до 600 Ом от 0 до 6000 Ом

Продолжение таблицы 3

1	2	3	4	5
6ES7534-7QE*-AB* 4 входа/2 выхода (продолжение)	Сигналы термопар*: В: от +600 до +1820 ^ОС	16 бит, включая знак	±1,7 К	±4,6 К
	E: от -200 до +1000 ОС		±0,7 К	±1,5 К
	N:от -200 до +1300 ос		±1,2 К	±2,9 К
	J: от -210°C до +1200 ос		±0,8 К	±1,9 К
	K:от -200 до +1372 ос		±1,2 К	±2,4 К
	R: от 0 до +1768 ос		±1,9 К	±4,7 К
	S: от 0 до +1768 ос		±1,9 К	±4,6 К
	T: от -200 до +400 ос		±0,8 К	±2,4 К
	Сигналы от термопреобразователей сопротивления Pt 100, Pt 200, Pt 500, Pt 1000: от -200 до +850 ос (ст.) от -120 до +130ОС (клим.)		±0,7 К ±0,2 К	±1,5 К ±0,5 К
	Ni 100, Ni 1000 от -60 до +250 ос (ст.) от -60 до +130ОС (клим.)		±0,3 К ±0,15 К	±0,5 К ±0,3 К
	16 бит, включая знак	от 0 до 10 В/1 кОм от 1 до 5 В/0,5 кОм ±10 В/1 кОм	±0,2 %	±0,3 %
	16 бит, включая знак	от 0 до 20 мА/ 750 Ом ±20 мА/750 Ом от 4 до 20 мА/ 750 Ом	±0,2 %	±0,3 %
Примечания 1 Показания каналов измерения сигналов термопар и термопреобразователей сопротивления - в десятых градуса; 2 Погрешность каналов измерения сигналов термопар указана без учета погрешности канала компенсации температуры холодного спая. 3 Дополнительная погрешность при снижении времени интегрирования АЦП в составе модулей до 2,5 мсек: в диапазонах измерения напряжения ±250 мВ: ± 0,02%; ±80 мВ, ±50 мВ: ±0,05%; в диапазонах измерения сопротивления: ±0,02%; сигналов термопреобразователей сопротивления типа Pt100 (климат.): ±0,08 K, Ni100 (климат.): ±0,08K; сигналов термопар типов B, R, S: ± 3K, типов E, J, K, N, T: ±1K.

Таблица 4 - Метрологические характеристики модулей вывода аналоговых сигналов

Измерительный модуль	Диапазоны выходных сигналов	Диапазоны выходных сигналов/вых. сопр.	Пределы допуск. основной привед. погрешности	Пределы допуск. погрешности в рабочих усл.
6ES7532-5HD*- AB* 4 выхода	16 бит, включая знак	от 0 до 10 В/1 кОм от 1 до 5 В/0,5 кОм ±10 В/1 кОм	±0,2 %	±0,3 %
6ES7532-5HD*- AB* 4 выхода	16 бит, включая знак	от 0 до 20 мА/750 Ом ±20 мА/750 Ом от 4 до 20 мА/ 750 Ом	±0,2 %	±0,3 %
6ES7532-5ND*- AB* 4 выхода	16 бит, включая знак	от 0 до 10 В/1 кОм от 1 до 5 В/0,5 кОм ±10 В/1 кОм	±0,06 %	±0,12 % ±0,1 % ±0,12 %
6ES7532-5ND*- AB* 4 выхода	16 бит, включая знак	от 0 до 20 мА/750 Ом ±20 мА/750 Ом от 4 до 20 мА/ 750 Ом	±0,1 %	±0,2 % ±0,2 % ±0,12 %
6ES7532-5HF*-AB* 8 выходов 6ES7532-5NB*-AB* 2 выхода	16 бит, включая знак	от 0 до 10 В/1 кОм от 1 до 5 В/1 кОм ±10 В/1 кОм	±0,2 %	±0,3 %
6ES7532-5HF*-AB* 8 выходов 6ES7532-5NB*-AB* 2 выхода	16 бит, включая знак	от 0 до 20 мА/500 Ом ±20 мА/500 Ом от 4 до 20 мА/ 500 Ом	±0,2 %	±0,3 %

Таблица 5 - Технические характеристики модулей

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания: - напряжение постоянного тока, В	от 19 до 28
Потребляемая мощность модуля, В^А, не более	3,5
Рабочие условия измерений: - температуры окружающей среды:
при горизонтальной установке, °С		от 0 до +60
при вертикальной установке, °С		от 0 до +40
- относительная влажность (без конденсации), %		от 10 до 95
- атмосферное давление, кПа		от 84,0 до 106,7
Нормальные условия измерений: - температуры окружающей среды, °С		+25
- относительная влажность (без конденсации), %		от 10 до 95
- атмосферное давление, кПа		от 84,0 до 106,7
Габаритные размеры модулей, мм, не более	35x147x129
Масса модуля, кг, не более: 6ES7531-7NF*-AB*	0,2
6ES7531-7PF*-AB*	0,29
6ES7531-7KF*-AB*	0,31
6ES7531-7QD*-AB*	0,21
6ES7531-7QF*-AB*	0,29
6ES7532-5HD*-AB*	0,31
6ES7532-5HF*-AB*	0,325
6ES7532-5NB*-AB*	0,2
6ES7532-5ND*-AB*	0,3
6ES7534-7QE*-AB*	0,25
6ES7531-7MH*-AB*	0,25
6ES7531-7LH*-AB*	0,25
Примечание:
для модуля 6ES7532-5ND*-AB* нижнее значение температуры минус 25 °С; для модулей 6ES7531-7NF0-AB, 6ES7531-7MH-AB, 6ES7531-7LH-AB*
нижнее значение температуры минус 30 °С

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации «Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500» типографским способом.

Комплектность средств измерений

Таблица 6 - Комплектность модулей

Наименование	Обозначение	Количество
Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500	-	1 шт.
Упаковка	-	1 шт.
Комплект технической документации на русском языке	-	1 комплект

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе «Определение метрологических характеристик» руководства по эксплуатации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ Р 51841-2001 (МЭК 61131-2) Программируемые контроллеры. Общие технические требования и методы испытаний;

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

Приказ Росстандарта от 1 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1 •IO^-16 до 100 А»;

Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 г. № 3457 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;

Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 г. № 3456 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока».

Изготовитель

фирма «Siemens AG», Германия

Адрес: Gleiwitzer Str. 555, 90327, Nurnberg, BRD

Производственные площадки

«Siemens AG», Wemer-von-Siemens-Str. 50, 92224 Amberg, Germany;

«Siemens AG», Breslauer Str. 5, 90766 Fuerth, Germany;

«Siemens AG», Frauenauracher Str. 80, 91056 Erlangen, Germany;

«Siemens AG», Siemenspromenade 1, 91058 Erlangen, Germany;

«Siemens AG», Siemenspromenade 3, 91058 Erlangen, Germany;

«Siemens AG», Ostliche Rheinbruckenstr. 50, 76187 Karlsruhe, Germany;

«Siemens AG» A&D AS, Gleiwitzer Strasse 555, 90475 Nurnberg, BRD, Germany;

«Siemens Industrial Automation Products Ltd.», No. 99, Tianyuan Road, West High-tech Zone, Chengdu City, 611731 Sichuan P.R. China.

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС») Адрес: 119361, Россия, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Телефон: (495) 437-55-77

Факс: (495) 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «29» августа 2022 г. № 2143

Лист № 1 Регистрационный № 68399-17 Всего листов 22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «СХК»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «СХК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности, сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации в центры сбора.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1) первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений, выполняющие функцию измерений активной и реактивной электрической энергии, и средней мощности и включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи до счетчиков и технические средства приема-передачи данных и каналы связи;
2) второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в свой состав: сервер и автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с установленным программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-2, технические средства приёма-передачи данных.

ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. Тридцатиминутные приращения электрической энергии вычисляются как интеграл по времени от средней мощности за интервал 30 мин.

Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии, служебная информация в виде цифрового кода передаются в базу данных сервера. Связь между счетчиками и сервером осуществляется с использованием линий проводной и беспроводной связи. Сервер осуществляет автоматизированный сбор информации, вычисление приращений электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации, формирование отчетных документов, ведение журнала событий, конфигурирование и параметрирование технических и программных средств АИИС КУЭ, долговременное хранение и передачу данных в центры сбора информации. Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ оператора с использованием программы «АРМ Энергосфера».

Сервер БД также 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.

Передача информации в АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде файлов xml-формата, установленных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в свой состав устройство синхронизации времени УСВ-2, сервер и счетчики. СОЕВ выполняет измерение интервалов времени и обеспечивает синхронизацию шкал времени внутренних часов компонентов СОЕВ. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии.

Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) осуществляет устройство синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация шкалы времени сервера осуществляется от УСВ-2 один раз в сутки при достижении расхождения со шкалой УСВ-2 более 2 с. Синхронизация шкал времени часов счетчиков осуществляется от сервера во время сеанса связи при достижении расхождения со шкалой сервера более 3 с. Расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ со шкалой координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. Заводской номер средства измерений наносится в формуляр АИИС КУЭ типографским способом.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от преднамеренных и непреднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью их кодирования, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

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

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПК «Энергосфера»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 8.0
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b для файла «pso metr.dll»
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК и их метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2 - 5.

Таблица 2 - Состав ИК

Номер ИК	Наименование присоединения	Средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ
		Вид СИ	Фаза	Обозначение	Регистрационный номер в ФИФ ОЕИ	Класс точности	Коэффициент трансформации
1	2	3	4	5	6	7	8
1	СХК, ПС 220 кВ ЭС-2, ОРУ-220 кВ, 2 СШ 220 кВ, яч. 3 ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК (Т-202)	ТТ	А	ТВ-220	46101-10	0,2S	1000/5
			B	ТВ-220
			C	ТВ-220
		ТН	А	НКФ-220-58	1382-60	0,5	220000:^3/ 100:^3
			B	НКФ-220-58
			C	НКФ-220-58
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-02-13-12		58850-14	0,2S/1,0	-
2	СХК, ПС 220 кВ ЭС-2, ОРУ-220 кВ, яч. 6 ОВ-220 кВ	ТТ	А	ТВ-220	46101-10	0,2S	1000/5
			B	ТВ-220
			C	ТВ-220
		ТН	А	НКФ-220-58	1382-60	1,0	220000:^3/ 100:^3
			B	НКФ-220-58
			C	НКФ-220-58
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-02-13-12		58850-14	0,2S/1,0	-
3	СХК, ПС 220 кВ ЭС-2, ОРУ-220 кВ, 1 СШ 220 кВ, яч. 12 ВЛ 220 кВ Томская 500 - ЭС- 2 СХК (Т-205)	ТТ	А	ТВ-220	46101-10	0,2S	1000/5
			B	ТВ-220
			C	ТВ-220
		ТН	А	НКФ-220-58	1382-60	1,0	220000:^3/ 100:^3
			B	НКФ-220-58
			C	НКФ-220-58
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-02-13-12		58850-14	0,2S/1,0	-
4	СХК, ПС 220 кВ ЭС-2, ОРУ-220 кВ, 2 СШ 220 кВ, яч. 13 ВЛ 220 кВ ГПП-220 - ЭС-2 СХК (Т-214)	ТТ	А	ТВ-220	46101-10	0,2S	1000/5
			B	ТВ-220
			C	ТВ-220
		ТН	А	НКФ-220-58	1382-60	0,5	220000:^3/ 100:^3
			B	НКФ-220-58
			C	НКФ-220-58
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-02-13-12		58850-14	0,2S/1,0	-

1	2	3	4	5	6	7	8
5	СХК, ПС 220 кВ ЭС-2, РУСН-6 кВ, Ввод 6 кВ 20Т (Зд. 475)	ТТ	А	ТПОЛ-10	1261-59	0,5	1500/5
			B	-
			C	ТПОЛ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-02-13-12		58850-14	0,2S/1,0	-
6	СХК, ПС 220 кВ ЭС-2, РУСН-6 кВ, Ввод 6 кВ 30Т (Зд. 475)	ТТ	А	ТПОЛ-10	1261-59	0,5	1500/5
			B	-
			C	ТПОЛ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
7	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, ВЛ 110 кВ Восточная - ГПП- 2 СХК с отпайками (Т-1)	ТТ	А	ТВ-110	64181-16	0,2S	600/5
			B	ТВ-110
			C	ТВ-110
		ТН	А	НКФ-110	922-54	1,0	110000:^3/ 100:^3
			B	НКФ-110
			C	НКФ-110
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
8	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ГПП-2 СХК с отпайками (Т-2)	ТТ	А	ТВ-110	64181-16	0,2S	600/5
			B	ТВ-110
			C	ТВ-110
		ТН	А	НКФ-110	922-54	1,0	110000:^3/ 100:^3
			B	НКФ-110
			C	НКФ-110
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
9	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, ЛЭП-25	ТТ	А	ТВ-110	64181-16	0,2S	600/5
			B	ТВ-110
			C	ТВ-110
		ТН	А	НКФ-110	922-54	1,0	110000:^3/ 100:^3
			B	НКФ-110
			C	НКФ-110
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-

1	2	3	4	5	6	7	8
10	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 2	ТТ	А	ТПЛ-10-М	22192-07	0,5	200/5
			B	-
			C	ТПЛ-10-М
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
11	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 6	ТТ	А	ТПОФ	518-50	0,5	1000/5
			B	-
			C	ТПОФ
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
12	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 8	ТТ	А	ТПОФ	518-50	0,5	600/5
			B	-
			C	ТПОФ
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
13	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 9	ТТ	А	ТПЛ-10-М	47958-11	0,5	200/5
			B	-
			C	ТПЛ-10-М
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
14	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 10	ТТ	А	ТПЛ-10	1276-59	0,5	400/5
			B	-
			C	ТПЛ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-

1	2	3	4	5	6	7	8
15	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 11	ТТ	А	ТПФМ-10	814-53	0,5	400/5
			B	-
			C	ТПФМ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
16	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 12	ТТ	А	ТПОФ	518-50	0,5	1000/5
			B	-
			C	ТПОФ
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
17	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 13	ТТ	А	ТПОЛ-10	1261-59	0,5	600/5
			B	-
			C	ТПОЛ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
18	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, I сек., яч. 14	ТТ	А	ТПОФ	518-50	0,5	1000/5
			B	-
			C	ТПОФ
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-05-23-12		58850-14	0,5S/1,0	-
19	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, II сек., яч. 20	ТТ	А	ТПОФ	518-50	0,5	600/5
			B	-
			C	ТПОФ
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-

1	2	3	4	5	6	7	8
20	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, II сек., яч. 21	ТТ	А	ТПФМ-10	814-53	0,5	400/5
			B	-
			C	ТПФМ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
21	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, II сек., яч. 22	ТТ	А	ТПЛ-10	1276-59	0,5	400/5
			B	-
			C	ТПЛ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
22	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, II сек., яч. 23	ТТ	А	ТПФМ-10	814-53	0,5	400/5
			B	-
			C	ТПФМ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
23	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, II сек., яч. 26	ТТ	А	ТПОФ	518-50	0,5	600/5
			B	-
			C	ТПОФ
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
24	СХК, ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, II сек., яч. 27	ТТ	А	ТПОЛ-10	1261-59	0,5	600/5
			B	-
			C	ТПОЛ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-

1	2	3	4	5	6	7	8
25	СХК, ПС 220 кВ ЭС-1, Блок С5ГТ	ТТ	А	ТПОФ	518-50	0,5	1500/5
			B	-
			C	ТПОФ
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
26	СХК, ПС 220 кВ ЭС-1, Блок С6ГТ	ТТ	А	ТПОФ-10	518-50	0,5	1500/5
			B	-
			C	ТПОФ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Протон-К ЦМ-02-А-23-234		35437-07	0,2S/1,0	-
27	СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ВРУ-10 кВ, I сек., яч. 4 (РП-2, яч. 2)	ТТ	А	ТОЛ-СЭЩ-10	32139-11	0,5	400/5
			B	ТОЛ-СЭЩ-10
			C	ТОЛ-СЭЩ-10
		ТН	А B C	НАЛИ-СЭЩ-10	38394-08	0,5	10000/100
		Счетчик	Ф	Фотон 5-57-5-05-13-123	58850-14	0,5S/1,0	-
28	СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ВРУ-10 кВ, II сек., яч. 18 (РП-2, яч. 9)	ТТ	А	ТОЛ-СЭЩ-10	32139-11	0,5	400/5
			B	ТОЛ-СЭЩ-10
			C	ТОЛ-СЭЩ-10
		ТН	А B C	НАЛИ-СЭЩ	51621-12	0,5	10000/100
		Счетчик	Ф	Фотон 5-57-5-05-13-123	58850-14	0,5S/1,0	-
29	СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ВРУ-10 кВ, II сек., яч. 13	ТТ	А	ТОЛ-СЭЩ-10	32139-11	0,5	600/5
			B	ТОЛ-СЭЩ-10
			C	ТОЛ-СЭЩ-10
		ТН	А B C	НАЛИ-СЭЩ	51621-12	0,5	10000/100
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-05-13-123		58850-14	0,5S/1,0	-

1	2	3	4	5	6	7	8
30	СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ВРУ-10 кВ, III сек., яч. 25	ТТ	А	ТОЛ-СЭЩ-10	32139-11	0,5	600/5
			B	ТОЛ-СЭЩ-10
			C	ТОЛ-СЭЩ-10
		ТН	А B C	НАЛИ-СЭЩ-10	38394-08	0,5	10000/100
		Счетчик	Ф	Фотон 5-57-5-05-13-123	58850-14	0,5S/1,0	-
31	СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ВРУ-10 кВ, III сек., яч. 30	ТТ	А	ТОЛ-СЭЩ-10	32139-11	0,5	600/5
			B	ТОЛ-СЭЩ-10
			C	ТОЛ-СЭЩ-10
		ТН	А B C	НАЛИ-СЭЩ-10	38394-08	0,5	10000/100
		Счетчик	Ф	Фотон 5-57-5-05-13-123	58850-14	0,5S/1,0	-
32	СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ОРУ-110 кВ, II СШ, ЛЭП-18	ТТ	А	ТВ-110	64181-16	0,2S	300/5
			B	ТВ-110
			C	ТВ-110
		ТН	А	НКФ-110	922-54	1,0	110000:^3/ 100:^3
			B	НКФ-110
			C	НКФ-110
		Счетчик	Ц	Протон-К М-02-А-23-234	35437-07	0,2S/1,0	-
33	СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ОРУ-110 кВ, I СШ, ЛЭП-21	ТТ	А	ТВ-110	64181-16	0,2S	300/5
			B	ТВ-110
			C	ТВ-110
		ТН	А	НКФ-110	922-54	1,0	110000:^3/ 100:^3
			B	НКФ-110
			C	НКФ-110
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-05-13-123		58850-14	0,5S/1,0	-

1	2	3	4	5	6	7	8
35	СХК, ПС 110 кВ ГПП-1, ЛЭП-23	ТТ	А	ТВ-110	64181-16	0,2S	600/5
			B	ТВ-110
			C	ТВ-110
		ТН	А	НКФ-110	922-54	1,0	110000:^3/ 100:^3
			B	НКФ-110
			C	НКФ-110
		Счетчик	Ф	Фотон э-57-5-05-13-123	58850-14	0,5S/1,0	-
36	СХК, ПС-501, РУ-6 кВ, II сек., яч. 6	ТТ	А	ТПЛ-10	1276-59	0,5	100/5
			B	-
			C	ТПЛ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6-66	2611-70	0,5	6000/100
		Счетчик	ПСЧ-4ТМ.05МК.12		46634-11	0,5S/1,0	-
38	СХК, СЗ, ТП-4, РУ-10 кВ, яч. 4, КЛ-10 кВ ТП-4 - ТП «Угольная»	ТТ	А	ТОЛ-СЭЩ	51623-12	0,5S	100/5
			B	-
			C	ТОЛ-СЭЩ
		ТН	А	ЗНОЛП-10	46738-11	0,5	10000:^3/ 100:^3
			B	ЗНОЛП-10
			C	ЗНОЛП-10
		Счетчик	ПСЧ-4ТМ.05МК.00		64450-16	0,5S/1,0	-
39	СХК, ПС-14, РУ-6 кВ, I сек., яч. 5	ТТ	А	ТПЛ-10	1276-59	0,5	75/5
			B	-
			C	ТПЛ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	ПСЧ-4ТМ.05МК.12		46634-11	0,5S/1,0	-

1	2	3	4	5	6	7	8
40	СХК, ПС-208, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2	ТТ	А	ТШП-0,66	47957-11	0,5S	600/5
			B	ТШП-0,66
			C	ТШП-0,66
		ТН	-		-	-	-
		Счетчик	ПСЧ-4ТМ.05МК.04		46634-11	0,5S/1,0	-
41	СХК, ПС-8, РУ-0,4 кВ, II сек., пан. 1	ТТ	А	ТШП-0,66	47957-11	0,5S	250/5
			B	ТШП-0,66
			C	ТШП-0,66
		ТН	-		-	-	-
		Счетчик	ПСЧ-4ТМ.05МК.04		46634-11	0,5S/1,0	-
42	КТПН-3, РУ-10 кВ, Р-2	ТТ	А	ТОЛ-НТЗ-10	51679-12	0,5S	400/5
			B	ТОЛ-НТЗ-10
			C	ТОЛ-НТЗ-10
		ТН	А	ЗНОЛПМ-10	46738-11	0,5	10000:^3/ 100:^3
			B	ЗНОЛПМ-10
			C	ЗНОЛПМ-10
		Счетчик	ПСЧ-4ТМ.05МК.12		46634-11	0,5S/1,0	-
43	СХК, ПС-924, яч. 23	ТТ	А	ТПОЛ-10	47958-11	0,5	600/5
			B	-
			C	ТПОЛ-10
		ТН	А B C	НТМИ-6	831-53	0,5	6000/100
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-05-13-123		58850-14	0,5S/1,0	-
45	СХК, РУ-3, Л-3-10, ввод 10 кВ (ВЛ-3 10 кВ)	ТТ	А	ТОЛ-НТЗ-10	51679-12	0,5S	100/5
			B	ТОЛ-НТЗ-10
			C	ТОЛ-НТЗ-10
		ТН	А	ЗНОЛПМ-10	46738-11	0,5	10000:^3/ 100:^3
			B	ЗНОЛПМ-10
			C	ЗНОЛПМИ-10
		Счетчик	ПСЧ-4ТМ.05МК.12		46634-11	0,5S/1,0	-

1	2	3	4	5	6	7	8
46	СХК, ТП-87, Л-3-11, ввод 0,4 кВ	ТТ	-		-	-	-
		ТН	-		-	-	-
		Счетчик	ПСЧ-4ТМ.05МК.24		46634-11	1,0/2,0	-
47	ВРП-10 кВ, РУ- 10 кВ, яч.4	ТТ	А	ТОЛ 10	7069-79	0,5	600/5
			В	-
			С	ТОЛ 10
		ТН	А В С	НТМИ-10-66	831-69	0,5	10000/100
		Счетчик	Ф	Фотон 5-57-5-05-13-123	58850-14	0,5S/1,0	-
48	ВРП-10 кВ, РУ- 10 кВ, яч.3	ТТ	А	ТОЛ 10	7069-79	0,5	600/5
			В	-
			С	ТОЛ 10
		ТН	А В С	НТМИ-10-66	831-69	0,5	10000/100
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-05-13-12		58850-14	0,5S/1,0	-
49	ЦРП-10 кВ, РУ- 10 кВ, яч.8	ТТ	А	ТПЛ-10У3	1276-59	0,5	400/5
			В	-
			С	ТПЛ-10У3
		ТН	А В С	НТМИ-10-66	831-69	0,5	10000/100
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-05-13-12		58850-14	0,5S/1,0	-
50	ЦРП-10 кВ, РУ- 10 кВ, яч.1	ТТ	А	ТПЛ-10У3	1276-59	0,5	400/5
			В	-
			С	ТПЛ-10У3
		ТН	А В С	НТМИ-10-66	831-69	0,5	10000/100
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-05-13-12		58850-14	0,5S/1,0	-
51	ЦРП-10 кВ, РУ- 10 кВ, яч.7	ТТ	А	ТПЛ-10У3	1276-59	0,5	400/5
			В	-
			С	ТПЛ-10У3
		ТН	А В С	НТМИ-10-66	831-69	0,5	10000/100
		Счетчик	Фотон Ф-57-5-05-13-12		58850-14	0,5S/1,0	-

1	2	3	4	5	6	7	8
52	СХК, ТП-4 СЗ, РУ-10 кВ, яч.1	ТТ	А	ТОЛ 10-1	47959-11	0,5	300/5
			В	ТОЛ 10-1
			С	ТОЛ 10-1
		ТН	А	ЗНОЛП-10	46738-11	0,5	10000:^3/ 100:^3
			В	ЗНОЛП-10
			С	ЗНОЛП-10
		Счетчик	Ф	Фотон >-57-5-05-13-123	58850-14	0,5S/1,0	-
53	СХК, ЦРП-10 кВ СЗ, РУ-10 кВ, яч.20	ТТ	А	ТЛК 10-6	9143-01	0,5S	150/5
			В	-
			С	ТЛК 10-6
		ТН	А В С	НТМИ-10-66	831-69	0,5	10000/100
		Счетчик	Ф	Фотон >-57-5-05-13-123	58850-14	0,5S/1,0	-
54	СХК, ЦРП-10 кВ СЗ, РУ-10 кВ, яч.19	ТТ	А	ТЛК 10-6	9143-01	0,5S	150/5
			В	-
			С	ТЛК 10-6
		ТН	А В С	НТМИ-10-66	831-69	0,5	10000/100
		Счетчик	Ф	Фотон >-57-5-05-13-123	58850-14	0,5S/1,0	-
55	ПС 110 кВ ГПП-701, РУ-10 кВ, яч.9	ТТ	А	ТПОЛ-10	1261-59	0,5	1000/5
			В	-
			С	ТПОЛ-10
		ТН	А В С	НТМИ-10	831-53	0,5	10000/100
		Счетчик	CE 303 S31 503- JAYVZ(12)		33446-08	0,5S/0,5	-
56	ПС 110 кВ ГПП-701, 0,4 кВ, яч.11	ТТ	А	ТОП-0,66	75076-19	0,5	150/5
			В	-
			С	ТОП-0,66
		ТН	-		-	-	-
		Счетчик	CE 303 S31 543- JAVZ(12)		33446-08	0,5S/0,5	-
57	ПС 110 кВ ГПП-701, РУ-10 кВ, яч.23	ТТ	А	ТПОЛ-10	1261-59	0,5	1000/5
			В	-
			С	ТПОЛ-10
		ТН	А В С	НТМИ-10	831-53	0,5	10000/100
		Счетчик	CE 303 S31 503- JAYVZ(12)		33446-08	0,5S/0,5	-

1	2	3	4	5	6	7	8
58	ПС 110 кВ ГПП-702, ЩСН 0,4 кВ, панель 7	ТТ	А	ТОП-0,66	75076-19	0,5	200/5
			В	ТОП-0,66
			С	ТОП-0,66
		ТН	-		-	-	-
		Счетчик	CE 303 S31 543- JAVZ(12)		33446-08	0,5S/0,5	-
59	ПС 110 кВ ГПП-702, ЩСН 0,4 кВ, панель 9	ТТ	А	ТОП-0,66	75076-19	0,5	200/5
			В	ТОП-0,66
			С	ТОП-0,66
		ТН	-		-	-	-
		Счетчик	CE 303 S31 543- JAVZ(12)		33446-08	0,5S/0,5	-
60	ПС 110 кВ ГПП-702, ЗРУ-10 кВ, яч.5	ТТ	А	ТПШЛ-10	1423-60	0,5	2000/5
			В	-
			С	ТПШЛ-10
		ТН	А В С	НТМИ-10-66У3	831-69	0,5	10000/100
		Счетчик	CE 303 S31 503- JAYVZ(12)		33446-08	0,5S/0,5	-
61	ПС 110 кВ ГПП-702, ЗРУ-10 кВ, яч.27	ТТ	А	ТПШЛ-10	1423-60	0,5	2000/5
			В	-
			С	ТПШЛ-10
		ТН	А В С	НТМИ-10-66У3	831-69	0,5	10000/100
		Счетчик	CE 303 S31 503- JAYVZ(12)		33446-08	0,5S/0,5	-
Информационно-вычислительный комплекс
1-33, 35, 36, 38-43, 45-61	Все присоединения	Устройство синхронизации времени УСВ-2			41681-10	-	-
		Сервер			-	-	-
		Автоматизированные рабочие места оператора			-	-	-
Примечания: 1 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в настоящей таблице, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик, указанных в таблицах 3 и 4. 2 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке, который хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. 4 ФИФ ОЕИ - Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК при измерении активной электрической энергии

Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК	COSф	Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности
		для диапазона 12(1*) < I < I5		для диапазона I5 < I < I20		для диапазона I20 < I < I100		для диа I100 <	шазона -< I120
		бо, %	бру, %	бо, %	бру, %	бо, %	бру, %	бо, %	бру, %
1-4 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2 S	1,0	±1,2	±1,3	±1,0	±1,1	±0,9	±1,0	±0,9	±1,0
	0,8	±1,5	±1,6	±1,5	±1,6	±1,1	±1,2	±1,1	±1,2
	0,5	±2,4	±2,6	±1,8	±2,0	±1,6	±1,8	±1,6	±1,8
7-8, 33, 35 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0; КТ счетчика 0,5 S	1,0	±1,8	±2,2	±1,4	±1,8	±1,3	±1,8	±1,3	±1,8
	0,8	±2,1	±2,5	±2,0	±2,4	±1,7	±2,1	±1,7	±2,1
	0,5	±3,2	±3,5	±2,9	±3,2	±2,7	±3,0	±2,7	±3,0
9, 32 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0; КТ счетчика 0,2 S	1,0	±1,5	±1,6	±1,3	±1,4	±1,2	±1,4	±1,2	±1,4
	0,8	±1,9	±2,0	±1,7	±1,8	±1,6	±1,7	±1,6	±1,7
	0,5	±3,0	±3,1	±2,7	±2,8	±2,6	±2,7	±2,6	±2,7
5-6 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2 S	1,0	не норм.		±1,8	±1,9	±1,1	±1,2	±0,9	±1,1
	0,8	не норм.		±2,9	±3,0	±1,6	±1,7	±1,3	±1,4
	0,5	не норм.		±5,4	±5,5	±2,9	±3,0	±2,2	±2,3
10-14, 15-17, 19-24 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2 S	1,0	не норм.		±1,8	±2,0	±1,1	±1,3	±0,9	±1,2
	0,8	не норм.		±2,9	±3,1	±1,6	±1,9	±1,3	±1,6
	0,5	не норм.		±5,4	±5,6	±2,9	±3,2	±2,2	±2,5
18, 47, 48, 52 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5 S	1,0	не норм.		±1,9	±2,7	±1,2	±2,3	±1,0	±2,2
	0,8	не норм.		±3,1	±3,9	±1,7	±2,9	±1,4	±2,7
	0,5	не норм.		±5,5	±6,3	±3,0	±4,2	±2,3	±3,7
25-26 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,2 S	1,0	не норм.		±1,8	±1,9	±1,1	±1,3	±0,9	±1,1
	0,8	не норм.		±2,9	±3,0	±1,6	±1,8	±1,3	±1,4
	0,5	не норм.		±5,4	±5,5	±2,9	±3,1	±2,2	±2,4
27-31,36, 39, 43, 49-51 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5 S	1,0	не норм.		±1,9	±2,3	±1,2	±1,7	±1,0	±1,6
	0,8	не норм.		±3,1	±3,3	±1,7	±2,1	±1,4	±1,9
	0,5	не норм.		±5,5	±5,7	±3,0	±3,3	±2,3	±2,7

П Продолжение таблицы 3

Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК	COSф	Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности
		для диапазона I2(1*) < I < I5		для диапазона I5 < I < I20		для диапазона I20 < I < I100		для диа I100 <	шазона -< I120
		бо, %	бру, %	бо, %	бру, %	бо, %	бру, %	бо, %	бру, %
38 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5 S	1,0	±2,1	±2,9	±1,2	±2,3	±1,0	±2,2	±1,0	±2,2
	0,8	±2,8	±3,6	±2,0	±3,0	±1,4	±2,7	±1,4	±2,7
	0,5	±4,9	±5,7	±3,1	±4,3	±2,3	±3,7	±2,3	±3,7
40-41 КТ ТТ 0,5S; ТН нет; КТ счетчика 0,5 S	1,0	±2,0	±2,4	±1,0	±1,6	±0,8	±1,5	±0,8	±1,5
	0,8	±2,7	±3,0	±1,8	±2,2	±1,1	±1,7	±1,1	±1,7
	0,5	±4,8	±5,0	±2,9	±3,2	±1,9	±2,4	±1,9	±2,4
42, 45 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5 S	1,0	±2,1	±3,2	±1,2	±2,7	±1,0	±2,6	±1,0	±2,6
	0,8	±2,8	±4,0	±2,0	±3,5	±1,4	±3,2	±1,4	±3,2
	0,5	±4,9	±6,1	±3,1	±4,8	±2,3	±4,3	±2,3	±4,3
46 ТТ нет; ТН нет; КТ счетчика 1,0	1,0	не норм.		±1,7	±4,6	±1,1	±4,4	±1,1	±4,4
	0,8	не норм.		±1,7	±5,0	±1,1	±4,9	±1,1	±4,9
	0,5	не норм.		±1,7	±5,8	±1,1	±5,6	±1,1	±5,6
53, 54 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5 S	1,0	±2,2	±2,3	±1,6	±1,7	±1,5	±1,6	±1,5	±1,6
	0,8	±3,1	±3,2	±2,1	±2,2	±1,8	±1,9	±1,8	±1,9
	0,5	±5,4	±5,7	±3,3	±3,4	±2,7	±2,8	±2,7	±2,8
55, 57, 60, 61 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5 S	1,0	не норм.		±1,8	±2,3	±1,2	±1,7	±1,0	±1,6
	0,8	не норм.		±2,9	±3,2	±1,7	±2,2	±1,3	±1,9
	0,5	не норм.		±5,5	±5,7	±3,0	±3,4	±2,3	±2,7

П Продолжение таблицы 3

Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК	COSф	Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности
		для диапазона I2(1*) < I < I5		для диапазона I5 < I < I20		для диапазона I20 < I < I100		для диа I100 <	шазона -< I120
		бо, %	бру, %	бо, %	бру, %	бо, %	бру, %	бо, %	бру, %
56, 58, 59 КТ ТТ 0,5; ТН нет; КТ счетчика 0,5 S	1,0	не норм.		±1,7	±2,2	±1,0	±1,6	±0,8	±1,5
	0,8	не норм.		±2,8	±3,1	±1,5	±2,0	±1,1	±1,8
	0,5	не норм.		±5,4	±5,6	±2,7	±3,1	±1,9	±2,4
Примечания: 1 В таблице приняты следующие обозначения: I2(1), I5, I20,1100 и I120 - значения первичного тока, соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения К; (1*) - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности для коэффициента мощности cosф, равного 1, нормируется в диапазоне первичного тока I1 < I < I5; бо - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; б_ру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности. 2 Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для измерений тридцатиминутных приращений активной электрической энергии и средней мощности. 3 В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы интервала, соответствующие вероятности 0,95

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электрической энергии

Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК	simp	Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
		для диапазона I2 < I < I5		для диапазона I5 < I < I20		для диапазона I20 < I < I100		для диапазона I100 < I < I120
		бо, %	бру, %	бо, %	бру, %	бо, %	бру, %	бо, %	бру, %
1-4 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0	0,6	±2,5	±4,0	±2,1	±3,8	±1,6	±3,5	±1,6	±3,5
1-4 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0	0,87	±2,1	±3,7	±1,9	±3,6	±1,4	±3,3	±1,4	±3,3
7-9, 32-33, 35 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0; КТ счетчика 1,0	0,6	±3,1	±4,4	±2,8	±4,2	±2,4	±3,9	±2,4	±3,9
7-9, 32-33, 35 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 1,0; КТ счетчика 1,0	0,87	±2,4	±3,8	±2,2	±3,7	±1,8	±3,5	±1,8	±3,5
5-6, 27-31, 36, 39, 43, 49-51 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0	0,6	не норм.		±4,6	±5,6	±2,6	±4,1	±2,1	±3,7
	0,87	не норм.		±3,0	±4,2	±1,8	±3,5	±1,6	±3,4

Продолжение таблицы 4

Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК	simp	Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
		для диа I2 <	шазона < I5	для диапазона I5 < I < I20		для диапазона I20 < I < I100		для диа I100 <	шазона -< I120
		бо, %	бру, %	бо, %	бру, %	бо, %	бру, %	бо, %	бру, %
10-13, 14-24, 47, 48, 52 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0	0,6	не норм.		±4,6	±6,5	±2,6	±5,3	±2,1	±5,0
	0,87	не норм.		±3,0	±5,1	±1,8	±4,5	±1,6	±4,4
25-26 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0	0,6	не норм.		±4,6	±5,7	±2,6	±4,3	±2,1	±4,0
25-26 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0	0,87	не норм.		±3,0	±4,4	±1,8	±3,7	±1,6	±3,6
38 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0	0,6	±4,6	±6,5	±2,9	±5,4	±2,1	±5,0	±2,1	±5,0
38 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0	0,87	±3,0	±5,1	±2,2	±4,7	±1,6	±4,4	±1,6	±4,4
40-41 КТ ТТ 0,5S; ТН нет; КТ счетчика 1,0	0,6	±4,5	±5,5	±2,7	±4,1	±1,8	±3,6	±1,8	±3,6
40-41 КТ ТТ 0,5S; ТН нет; КТ счетчика 1,0	0,87	±2,9	±4,2	±2,0	±3,6	±1,4	±3,3	±1,4	±3,3
42, 45 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0	0,6	±4,6	±7,2	±2,9	±6,2	±2,1	±5,9	±2,1	±5,9
42, 45 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0	0,87	±3,0	±5,7	±2,2	±5,3	±1,6	±5,1	±1,6	±5,1
46 ТТ нет; ТН нет; КТ счетчика 2,0	0,6	не норм.		±2,8	±11	±2,2	±11	±2,2	±11
46 ТТ нет; ТН нет; КТ счетчика 2,0	0,87	не норм.		±2,8	±9,5	±2,2	±9,3	±2,2	±9,3
53, 54 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0	0,6	±5,5	±6,1	±4,2	±4,9	±3,6	±4,5	±3,6	±4,5
53, 54 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0	0,87	±4,1	±4,6	±3,6	±4,1	±3,3	±3,8	±3,3	±3,8
55, 57, 60, 61 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5	0,6	не норм.		4,4	4,7	2,4	2,8	1,9	2,4
55, 57, 60, 61 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5	0,87	не норм.		2,5	2,9	1,5	2,0	1,2	1,8

Продолжение таблицы 4

Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК	sincp	Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
		для диа I2 <	шазона < I5	для диапазона I5 < I < I20		для диапазона I20 < I < I100		для диа I100 <	шазона -< I120
		бо, %	бру, %	бо, %	бру, %	бо, %	бру, %	бо, %	бру, %
56, 58, 59 КТ ТТ 0,5; ТН нет; КТ счетчика 0,5	0,6	не норм.		4,3	4,5	2,2	2,6	1,5	2,1
56, 58, 59 КТ ТТ 0,5; ТН нет; КТ счетчика 0,5	0,87	не норм.		2,4	2,8	1,3	1,9	1,0	1,7
Примечания: 1 В таблице приняты следующие обозначения: I2, I5, I20,1100 и I120 - значения первичного тока, соответствующие 2, 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения 1_н; бо - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; бру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности. 2 Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ указаны для измерений тридцатиминутных приращений электрической энергии и средней мощности. 3 В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ приведены границы интервала, соответствующие вероятности 0,95

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	58
Нормальные условия: - температура окружающей среды, °С - параметры сети: а) напряжение, % от ин б) сила тока, % от L в) частота, Г ц г) коэффициент мощности, cos9	от +20 до +25 от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,8 до 50,2 0,9инд
Рабочие условия: - температура окружающего среды, °С а) для ТТ и ТН б) для счетчиков (ИК 1-9, 27-33, 35, 36, 39-41, 43, 49-51, 53, 54) в) для счетчиков (ИК 25-26) г) для счетчиков (ИК 10-24, 38, 47, 48, 52) д) для счетчиков (ИК 42, 45,46) е) для счетчиков (ИК 55-61) ж) для ИВК - параметры сети: а) напряжение, % от ин б) сила тока, % от L в) коэффициент мощности, cos9 г) индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более	от -45 до +40 от +10 до +35 от 0 до +35 от -25 до +35 от -40 до +40 от -40 до +60 от +15 до +30 от 90 до 110 от 1 (5) до 120 от 0,5 до 1,0 0,5

Продолжение таблицы 5

Наименование характеристики	Значение
Среднее время наработки на отказ компонентов АИИС КУЭ, ч, не менее - ТТ	4000000
- ТН	400000
- счетчики «Фотон» (рег. № 44153-10) и «Протон-К» (рег. № 35437-07)	90000
- счетчики «Фотон» (рег. № 58850-14)	130000
- счетчики «ПСЧ-4ТМ.05МК» (рег. № 46634-11 и рег.№ 64450-16)	165000
- счетчики «СЕ 303» (рег. № 33446-08)	160000
- сервера	286800
Глубина хранения информации: - счетчики: «Фотон» (рег. № 44153-10), «Протон-К» (рег. № 35437-07) «Фотон» (рег. № 58850-14), «СЕ 303» (рег. № 33446-08) а) сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии питания)	10
- счетчики: «ПСЧ-4ТМ.05МК» (рег. № 46634-11 и рег.№ 64450-16) а) сохранение данных в памяти, лет, не менее (при отсутствии питания)	40
- сервер: а) хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее	3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с	±5

Надежность системных решений:

- резервирование питания сервера с помощью источников бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

- в журнале событий счетчика;
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени;

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование измерительных трансформаторов, счетчиков, испытательных клеммников, разветвителей интерфейсов и питания, сервера, УСВ;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка паролей на счетчики и сервер.

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра печатным способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформаторы тока	ТВ-220	12 шт.
	ТПОЛ-10	14 шт.
	ТВ-110	18 шт.
	ТПЛ-10-М	4 шт.
	ТПОФ	14 шт.
	ТПЛ-10	8 шт.
	ТПФМ-10	6 шт.
	ТПОФ-10	2 шт.
	ТОЛ-СЭЩ	2 шт.
	ТОЛ-СЭЩ-10	15 шт.
	ТШП-0,66	6 шт.
	ТОЛ-НТЗ-10	6 шт.
	ТОЛ 10	4 шт.
	ТПЛ-10У3	6 шт.
	ТОЛ 10-1	3 шт.
	ТЛК 10-6	4 шт.
	ТОП-0,66	8 шт.
	ТПШЛ-10	4 шт.
Трансформаторы напряжения	НКФ-220-58	6 шт.
	НТМИ-6	9 шт.
	НТМИ-6-66	1 шт.
	НКФ-110	12 шт.
	НАЛИ-СЭЩ	1 шт.
	НАЛИ-СЭЩ-10	2 шт.
	ЗНОЛП-10	3 шт.
	ЗНОЛПМ-10	5 шт.
	ЗНОЛПМИ-10	1 шт.
	НТМИ-10-66	6 шт.
	НТМИ-10-66У3	2 шт.
	НТМИ-10	2 шт.
Счетчики электрической энергии цифровые многозадачные трехфазные «Протон-К»	Протон-К ЦМ-02-А-23-234	21 шт.
Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные «Фотон»	Фотон Ф-57-5-02-13-12	5 шт.
	Фотон Ф-57-5-05-23-12	1 шт.
	Фотон Ф-57-5-05-13-123	12 шт.
	Фотон Ф-57-5-05-13-12	4 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные «ПСЧ-4ТМ.05МК»	ПСЧ-4ТМ.05МК.12	4 шт.
	ПСЧ-4ТМ.05МК.04	2 шт.
	ПСЧ-4ТМ.05МК.24	1 шт.
	ПСЧ-4ТМ.05МК.00	1 шт.
Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные «СЕ 303»	CE 303 S31 503 JAYVZ(12)	4 шт.
	CE 303 S31 543 JAVZ(12)	3 шт.
Устройство синхронизации системного времени	УСВ-2	1 шт.
Сервер	Dell PowerEdge R630	1 шт.
Формуляр	ТЕ.411711.561 ФО	1 экз.
Руководство пользователя	ТЕ.411711.561 И3	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «СХК», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «СХК»

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 «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА»

(ООО «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА»)

ИНН 7705803916

Адрес: 121421, г. Москва, ул. Рябиновая д. 26, стр. 2

Юридический адрес: 115230, г. Москва, Хлебозаводский проезд, д. 7, стр. 9

Телефон: (495) 795-09-30

Web-сайт: www.telecor.ru

E-mail: info@telecor.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 634012, Томская область, г. Томск, ул. Косарева, д.17-а

Телефон: (3822) 55-44-86, факс: (3822) 56-19-61

Web-сайт: tomskcsm.ru

E-mail: tomsk@tcsms.tomsk.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30113-13.

В части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»

(ООО «Энергокомплекс»)

ИНН:7444052356

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

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

Телефон: +7 (351) 958-02-68

E-mail: encomplex@yandex.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312235.

Лист № 1 Регистрационный № 83721-21 Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные электрические цепи и технические средства приема - передачи данных.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС), включающий центр сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (далее - ИА), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, УССВ, средства связи и приема-передачи данных, специализированное программное обеспечение (далее - СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).

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 (далее - СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времении UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным 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).

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (далее - БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС. В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМ1.. и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Степная, принадлежащему ПАО «ФСК ЕЭС».

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 «Комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01», которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

Синхронизация внутренних часов УСПД выполняется автоматически при расхождении времени УСПД со временем УССВ-2 более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.

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

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

Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ ЭСТ.422231.002.02.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, 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 СПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование СПО	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) СПО	не ниже 1.0.0.4.
Цифровой идентификатор СПО	26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)	DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
Примечание - Алгоритм вычисления цифрового идентификатора СПО - MD5

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

Уровень защиты СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав И		К АИИС КУЭ
Номер ИК	Наименование ИК	Измерительные компоненты
Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счётчик	УСПД/ УССВ
1	2	3	4	5	6
1	Т-1 220 кВ	TG Кл. т. 0,2S Ктт 200/1 Рег. № 75894-19	ЕТН-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 220000:^3/100:^3 Рег. № 59981-18	Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20	RTU-325T, рег. № 44626-10/ СТВ-01, рег. № 49933-12, УССВ-2 рег. № 54074-13
2	ВЛ 220 кВ Степная -Югачи	TG Кл. т. 0,2S Ктт 1000/1 Рег. № 75894-19	ЕТН-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 220000:^3/100:^3 Рег. № 59981-18	Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20

ВЛ 220 кВ

Степная -Камышта

Кл. т. 0,2S

Ктт 1000/1

Рег. № 75894-19

ЕТН-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2

Ктн 220000:^3/100:^3

Рег. № 59981-18

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

RTU-325X рег. № 44626-10/

СТВ-01, рег. № 49933-12, УССВ-2, рег. № 54074-13

Т-2 220 кВ

Кл. т. 0,2S

Ктт 200/1 Рег. № 75894-19

ЕТН-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2

Ктн 220000:^3/100:^3

Рег. № 59981-18

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ВЛ 220 кВ

Степная -

Бискамжа

Кл. т. 0,2S

Ктт 1000/1

Рег. № 75894-19

ЕТН-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2

Ктн 220000:^3/100:^3

Рег. № 59981-18

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ВЛ 220 кВ Означенное -

Степная II цепь с отпайкой на

ПС Бея

Кл. т. 0,2S

Ктт 1000/1

Рег. № 75894-19

ЕТН-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2

Ктн 220000:^3/100:^3

Рег. № 59981-18

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ВЛ 220 кВ Означенное -Степная I цепь с отпайкой на ПС Бея

Кл. т. 0,2S

Ктт 1000/1 Рег. № 75894-19

ЕТН-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2

Ктн 220000:^3/100:^3

Рег. № 59981-18

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ВЛ 220 кВ Степная -

Абаза

Кл. т. 0,2S

Ктт 1000/1 Рег. № 75894-19

ЕТН-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2

Ктн 220000:^3/100:^3

Рег. № 59981-18

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

Т-1 35 кВ

ТГМ

Кл. т. 0,5S

Ктт 1000/5 Рег. № 59982-15

НАМИ

Кл. т. 0,5

Ктн 35000/100

Рег. № 60002-15

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

Т-2 35 кВ

ТГМ

Кл. т. 0,5S

Ктт 1000/5 Рег. № 59982-15

НАМИ

Кл. т. 0,5

Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ВЛ 35 кВ

Степная -Полтаково с отпайкой на ПС Аскиз-3

ТГМ

Кл. т. 0,5S Ктт 300/5

Рег. № 59982-15

НАМИ

Кл. т. 0,5

Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ВЛ 35 кВ Степная -

Бельтыры с отпайкой на ПС Аскиз-3

ТГМ

Кл. т. 0,5S Ктт 300/5

Рег. № 59982-15

НАМИ

Кл. т. 0,5

Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ф.11-02

TPU

Кл. т. 0,5S

Ктт 300/5

Рег. № 51368-12

TJP

Кл. т. 0,5

Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51401-12

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

RTU-325T, рег. № 44626-10/

СТВ-01, рег. № 49933-12, УССВ-2, рег. № 54074-13

ДГР-1

TPU

Кл. т. 0,5S

Ктт 100/5

Рег. № 51368-12

TJP

Кл. т. 0,5

Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51401-12

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ТСН-1 10 кВ

TPU

Кл. т. 0,5S

Ктт 100/5

Рег. № 51368-12

TJP

Кл. т. 0,5

Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51401-12

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

Т-1 10 кВ

LMZB1-10

Кл. т. 0,5S

Ктт 3000/5

Рег. № 81347-21

TJP

Кл. т. 0,5

Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51401-12

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ф.11-13

TPU

Кл. т. 0,5S

Ктт 600/5

Рег. № 51368-12

TJP

Кл. т. 0,5

Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51401-12

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ф.11-03

TPU

Кл. т. 0,5S

Ктт 100/5 Рег. № 51368-12

TJP

Кл. т. 0,5

Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51401-12

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ф.11-05

TPU

Кл. т. 0,5S

Ктт 300/5

Рег. № 51368-12

TJP

Кл. т. 0,5

Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51401-12

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

яч.110

TPU

Кл. т. 0,5S

Ктт 600/5

Рег. № 51368-12

TJP

Кл. т. 0,5

Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51401-12

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ф.11-15

TPU

Кл. т. 0,5S

Ктт 300/5

Рег. № 51368-12

TJP

Кл. т. 0,5

Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51401-12

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ДГР-2

TPU

Кл. т. 0,5S

Ктт 100/5 Рег. № 51368-12

TJP

Кл. т. 0,5

Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51401-12

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

ТСН-2 10 кВ

TPU

Кл. т. 0,5S

Ктт 100/5 Рег. № 51368-12

TJP

Кл. т. 0,5

Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51401-12

Альфа А1800

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

1	2	3	4	5	6
24	Т-2 10 кВ	LMZB1-10 Кл. т. 0,5S Ктт 3000/5 Рег. № 81347-21	TJP Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 51401-12	Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20	RTU-325X рег. № 44626-10/ СТВ-01, рег. № 49933-12, УССВ-2, рег. № 54074-13
25	ф.11-01	TPU Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 51368-12	TJP Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 51401-12	Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
26	ф.11-14	TPU Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 51368-12	TJP Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 51401-12	Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
27	ф.11-04	TPU Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 51368-12	TJP Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 51401-12	Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
28	яч.210	TPU Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 51368-12	TJP Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 51401-12	Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-20
29	КЛ-1 МТС	ТОП Кл. т. 0,5S Ктт 30/5 Рег. № 47959-16	-	Альфа А1800 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20
30	КЛ-1 Ростелеком	ТОП Кл. т. 0,5S Ктт 30/5 Рег. № 47959-16	-	Альфа А1800 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20
31	КЛ-2 Ростелеком	ТОП Кл. т. 0,5S Ктт 30/5 Рег. № 47959-16	-	Альфа А1800 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20
32	КЛ-2 МТС	ТОП Кл. т. 0,5S Ктт 30/5 Рег. № 47959-16	-	Альфа А1800 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20

Примечания

1. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблицах 2 и 3, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики И			К АИИС КУЭ
Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы интервала основной относительной погрешности измерений, (±£), %, при доверительной вероятности Р=0,95	Границы интервала относительной погрешности измерений, (± ()), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95
1 - 8	Активная	0,6	2,2
1 - 8	Реактивная	1,1	2,0
9 - 28	Активная Реактивная	1,1 2,3	5,5 3,0
29 - 32	Активная	1,0	5,5
	Реактивная	2,1	4,1
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 измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,5 инд, 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-32 от + 15 до + 30 °C.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	32
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,87
- температура окружающей среды, ^оС	от +21 до +25

1	2
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom	от 90 до 110
- ТОК, % ОТ Ihom	от 2 до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ^оС	от -25 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ^оС	от -40 до +65
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, ^оС	от 0 до +50
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ^ОС	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч	55000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
ИВКЭ: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, сут, не менее	45
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журнале событий счетчика фиксируются факты:

- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.

В журнале событий УСПД фиксируются факты:

- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД. Защищённость применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- выводы измерительных трансформаторов тока;

- счётчика;

- испытательной коробки;

- УСПД;

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

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

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

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество шт./экз.
1	2	3
Трансформатор тока	TG	24
Трансформатор тока	ТГМ	12
Трансформатор тока	TPU	42
Трансформатор тока	LMZB1-10	6
Трансформатор тока	ТОП	12
Трансформатор напряжения	ЕТН-220 УХЛ1	24
Трансформатор напряжения	НАМИ	2

1	2	3
Трансформатор напряжения	TJP	6
Счётчик электрической энергии многофункциональный	Альфа А1800	32
Устройство сбора и передачи данных	RТU-325Т	1
Устройство синхронизации системного времени	УССВ-2	1
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1
Специализированное программное обеспечение	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)	1
Паспорт-Формуляр	ЭСТ.422231.002.02 ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Степная, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

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

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

Правообладатель

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

Изготовитель

ИНН 4716016979

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

Телефон: +7 (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»

(ООО «Спецэнергопроект») Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: +7 (495) 410-28-81 E-mail: info@sepenergo.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312429.

Лист № 1 Регистрационный № 54598-13 Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (ЗАО «Лукойл-АИК»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (ЗАО «Лукойл-АИК») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

(далее - ИВКЭ), включающий в себя:

для измерительных каналов (далее - ИК) №№ 1, 2- устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) ЭКОМ-3000, установленное на ПС 110 кВ «Антипино», УСПД ЭКОМ-3000, принадлежащее АО «Россети Тюмень», сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ АО «Россети Тюмень».

для ИК №№ 3-7, 9, 10, 14, 15 - УСПД ЭКОМ-3000, принадлежащее ООО «Газпром энергосбыт Брянск», каналообразующую аппаратуру.

3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер БД ООО «Газпром энергосбыт Брянск», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), сервер синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

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

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

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

Для ИК №№ 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на сервер БД АО «Россети Тюмень», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. На сервере АО «Россети Тюмень» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML 80020, 80030 на сервер БД ООО «Газпром энергосбыт Брянск» и прочим заинтересованным организациям осуществляется по выделенному каналу связи через Internet-провайдера.

Для ИК №№ 3-7, 9, 10, 14, 15 цифровой сигнал с выходов счетчиков с использованием GSM/GPRS комуникатора поступает на входы УСПД, где осуществляется, хранение измерительной информации и передача накопленных данных на сервер БД ООО «Газпром энергосбыт Брянск», где, в свою очередь, происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

Измерительная информация записывается в сервер БД ООО «Газпром энергосбыт Брянск» в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формируются и отправляются по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам (АО «АТС», ООО «Лукойл-АИК», филиал АО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ, смежные субъекты ОРЭ).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, ИВКЭ и ИВК.

Время сервера БД АИИС КУЭ АО «Россети Тюмень», синхронизируется от УСПД, принадлежащего АО «Россети Тюмень» и установленного на ПС 110 кВ «Антипино». УСПД оснащено встроенным приемником сигналов точного времени (ГЛОНАСС/GРS). Корректировка времени сервера БД АО «Россети Тюмень» происходит при каждом сеансе связи с УСПД ПС 110 кВ «Антипино» независимо от расхождения времени сервера и УСПД.

ИК №№ 1, 2 АИИС КУЭ оснащены УСПД, установленным на ПС 110 кВ «Омичка». Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД автоматически, при каждом сеансе связи, при расхождении времени часов счетчиков и УСПД более чем на ±1 с (программируемая величина). Время УСПД ПС 110 кВ «Омичка» корректируется от времени сервера БД АО «Россети Тюмень». Время УСПД синхронизируется при расхождении времени УСПД и сервера БД АО «Россети Тюмень» на ±0,1 с (программируемая величина).

ИК №№ 3-7, 9, 10, 14, 15 АИИС КУЭ оснащены ССВ-1Г, на основе приемника сигналов точного времени (ГЛОНАСС/GРS). ССВ-1Г обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД ООО «Газпром энергосбыт Брянск». Коррекция часов сервера БД ООО «Газпром энергосбыт Брянск» от ССВ-1Г проводится не реже одного раза в сутки (программируемая величина) при любом расхождении часов сервера БД ООО «Газпром энергосбыт Брянск» и времени приемника. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера БД ООО «Газпром энергосбыт Брянск» автоматически, при каждом сеансе связи, при расхождении времени УСПД и Сервера БД более чем на ±0,1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД автоматически, при каждом сеансе связи, при расхождении времени часов счетчиков и УСПД более чем на ±1 с.

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

Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ 001.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.0 и ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО Энергосфера обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - И	дентификационные данные ПО
Наименование программного обеспечения	Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)	Наименование файла	Номер версии программного обеспечения	Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)	Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
ПО на серве]		ре ООО «Газпром энергосбыт Брянск»
ПО ПК «Энергосфера»	Модуль сервера опроса	PSO_metr.dll	Не ниже 8.0	CBEB6F6CA69318 BED976E08A2BB7 814B	MD5
ПО на сервере АО «Россети Тюмень»
ПО ПК «Энергосфера»	Модуль сервера опроса	PSO_metr.dll	Не ниже 7.0	CBEB6F6CA69318 BED976E08A2BB7 814B	MD5

ПО не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

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

Номер ИК	Наименование ИК	Измерительные компоненты				Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счётчик	УСПД / сервер синхронизации времени	Вид электроэнергии	Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	ВЛ-35кВ Чайка-1	ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 200/5 Рег. № 26418-04	НАМИ-35 УХЛ1 Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 35000/100 Рег. № 19813-05	СЭТ-4ТМ.03М Кл. точн. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12	ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 / ССВ-1Г Рег. № 58301-14	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,0 ±4,7
2	ВЛ-35кВ Чайка-2	ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 200/5 Рег. № 26418-08 Рег. № 26418-04	НАМИ-35 УХЛ1 Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 35000/100 Рег. № 19813-05	СЭТ-4ТМ.03М Кл. точн. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,0 ±4,7
3	ЗРУ-6 1АТ яч.12	ТЛШ-10 Кл. точн. 0,5S Коэфф. тр. 3000/5 Рег. № 11077-03	ЗНОЛ.06 Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04	СЭТ-4ТМ.03 Кл. точн. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04	ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 / ССВ-1Г Рег. № 58301-14	активная реактивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,9
4	ЗРУ-6 3СТ яч.18	ТЛШ-10 Кл. точн. 0,5S Коэфф. тр. 3000/5 Рег. № 11077-03	ЗНОЛ.06 Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04	СЭТ-4ТМ.03 Кл. точн. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04	ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 / ССВ-1Г Рег. № 58301-14	активная реактивная	±1,1 ±2,6	±3,0 ±4,9

Продолжение таблицы 2

ТП-6/0,4 кВ «База», ввод-0,4 кВ

ТШП М-0,66 У3

Кл. точн. 0,5

Коэфф. тр. 1000/5

Рег. № 59924-15

СЭТ-4ТМ.03М.09

Кл. точн. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

ЭКОМ-

3000

Рег. № 17049-09 /

ССВ-1Г Рег. № 58301-14

активная реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

КРУН-СВЛ-6 кВ, Ввод-6 кВ

ТОЛ 10-1

Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 50/5 Рег. № 15128-96

ЗНОЛ.06

Кл. точн. 0,5

Коэфф. тр. 6000:^3/100:^3

Рег. № 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. точн. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

активная реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

ТП-6/0,4 кВ 160 кВА,

Ввод-0,4 кВ

ТШП

Кл. точн. 0,5S Коэфф. тр. 200/5 Рег. № 64182-16

ПСЧ-

4ТМ.05МК.04

Кл. точн. 0,5S/1,0

Рег. № 46634-11

активная реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,6

ТП-6/0,4 кВ «АБЗ»,

Ввод-0,4 кВ

ТШП

Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр.600/5 Рег. № 47957-11

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. точн. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

активная реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,6

ТП-6/0,4 кВ

«Дробилка»,

Ввод-0,4 кВ

ТШП

Кл. точн. 0,5 Ктт 600/5

Рег. № 47957-11

СЭТ-4ТМ.03М.08

Кл. точн. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

активная реактивная

±0,8

±2,2

±2,9

±4,6

ВЛ-35кВ АИК-1

ТОЛ-СЭЩ-35-IV

Кл. точн. 0,2S Коэфф. тр. 300/5 Рег. № 47124-11

НАМИ-35 УХЛ1

Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 35000/100

Рег. № 19813-05

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. точн. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

активная реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

ВЛ-35кВ АИК-2

ТОЛ-СЭЩ-35-IV

Кл. точн. 0,2S Коэфф. тр. 300/5 Рег. № 47124-11

НАМИ-35 УХЛ1

Кл. точн. 0,5 Коэфф. тр. 35000/100 Рег. № 19813-00

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. точн. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

активная реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

Продолжение таблицы 2

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, I = 0,02(0,05)Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии ИК №№ 1-7, 9, 10, 14, 15 от 0 до + 40 °C.
4 В Таблице 2 и далее по тексту приняты следующие сокращения (обозначения): Кл. точн. - класс точности, Коэфф. тр. - коэффициент трансформации, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
5 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.
6 Допускается замена УСПД, сервера синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов.
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	11
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,9
- температура окружающей среды, ^оС	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ^оС	от -40 до +70
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ^оС	от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ^оС	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - для счетчика СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17);	220000
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08, СЭТ-4ТМ.03М.09 (Рег. № 36697-12);	140000
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03;	90000
- для счётчика ПСЧ-4ТМ.05МК.04	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД ЭКОМ-3000: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:	50000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации Счетчики и УСПД: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	35
- при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформатор тока	ТФЗМ 35А-ХЛ1	4
Трансформатор тока	ТЛШ-10	6
Трансформатор тока	ТШП М-0,66 У3	3
Трансформатор тока	ТОЛ 10-1	2
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-35-IV	6
Трансформатор тока	ТШП	9
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-35-IV	6
Трансформатор напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	4
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06	9
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТM.03M	5
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.09	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТM.03	2
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТM.05MК.04	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТM.03M.08	2
Устройство сбора и передачи данных	ЭКОМ-3000	3
Сервер синхронизации времени	ССВ-1Г	1
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	2
Формуляр	АИИС КУЭ.001.СРЗ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (ЗАО «Лукойл-АИК»)», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

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

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Системы Релейной Защиты»

(ООО «Системы Релейной Защиты»)

ИНН 7722722657

Юридический адрес: 111020, г. Москва ул. Боровая, д. 7, стр. 10, пом. XII, комн. 11

Адрес: 140070, Московская область, п. Томилино, ул. Гаршина д. 11, а/я 868

Телефон/факс: +7 (495) 772-41-56/(495) 544-59-88

E-mail: info@srza.ru

Испытательный центр

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

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Факс: +7 (495) 781-86-40

Web-сайт: http//www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru,

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

В части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»

(ООО «Спецэнергопроект»)

ИНН 7722844084

Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, помещ. I, ком. 6, 7

Телефон: +7 (495) 410-28-81

E-mail: info@sepenergo.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312429.

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

2143

29 августа 2022 г.

Москва

О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений

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

1. Внести изменения в сведения об утвержденных типах средств измерений в части конструктивных изменений, влияющих на их метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.
2. Утвердить измененные описания типов средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.
3. 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.
4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

/" л

Заместитель Руководителя

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

Е.Р.Лазаренко

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат; O29D1Q9BO00BAE27A64C995DDBO6O203A9

Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович

Действителен: с 27.12.2021 до 27.12.2022

\__________—_________/

Техническая поддержка

7069 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 2143 от 29.08.2022

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель

Техническая поддержка

Добро пожаловать !

Found 17 results

Users

Erwin Brown

Jacob Deo

7069 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 2143 от 29.08.2022

Текст приказа Росстандарта № 2143 от 29.08.2022

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель