Приказ Росстандарта №535 от 14.03.2023

№535 от 14.03.2023
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 422267
ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (10)
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 535 от 14.03.2023

2023 год
месяц March

2912 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» марта 2023 г. № 535

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	Устанавлива -емая 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 информацио нно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЦСОИ с АИИС КУЭ ООО «ЕвроХим-Энерго» на объекте ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий»		119	49602-12			РТ-МП-103-500-2021			19.12. 2022	Общество с ограниченной ответственностью «Оператор коммерческого учета» (ООО «ОКУ»), г. Санкт-Петербург	ФБУ «Т ест-С. -Петербург», г. Санкт-Петербург
2.	Аэрологические радиозонды комплексного зондирования	АК2-02м	№ 2205799; №220263 0; № 2202348; № 2202850	60688-15	Общество с ограниченной ответственностью «Аэроприбор» (ООО «Аэроприбор), г. Москва		МИРТ 2219-2015 (с Изменение м №1)	РТ-МП- 1095-442-2022	Общество с ограниченной ответственное ТЬЮ «монолит» (ООО «МОНОЛИТ») г. Москва	20.01. 2023	Общество с ограниченной ответственностью «МОНОЛИТ» (ООО «МОНОЛИТ») г. Москва	ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва

Система автоматизированная информацио нно -измерительная учета энергоресурсов ПАО «11111 ХО»

65964-16

МП 65964-

30.08.

2022

Акционерное общество «Русатом Инфраструктурные решения»

(АО «РИР»),

г. Москва

ФБУ «Пензенский ЦСМ», г. Пенза

Система автоматизированная информацио нно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Юктали

АУВП.41 1711.ФСК .РИК.008.

69282-17

РТ-МП-4704-500-2017

РТ-МП-

1355-500-2022

26.12.

2022

Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТ КОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»), г. Москва

ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва

Система автоматизированная информацио нно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Архара

АУВП.41 1711.ФСК .РИК.008.

69295-17

РТ-МП-4694-500-2017

РТ-МП-26-

500-2023

23.01.

2023

Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТ КОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»), г. Москва

ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва

Система автоматизированная информацио нно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Сковородино

АУВП.41 1711.ФСК

.008.17

69324-17

РТ-МП-4701-500-2017

РТ-МП-

1320-500-2022

19.12.

2022

Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТ КОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»), г. Москва

ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва

Система автоматизированная информацио нно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорская

АУВП.41 1711.ФСК .РИК.008.

69327-17

РТ-МП-4695-500-2017

РТ-МП-20-

500-2023

25.01.

2023

Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТ КОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»), г. Москва

ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва

Система автоматизированная информацио нно -измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Мегион

019

73712-18

РТ-МП-5652-500-2018

РТ-МП-

1239-500-2022

16.12.

2022

Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТ КОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»), г. Москва

ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва

Система автоматизированная информацио нно -измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Амурская

ВСТ006

81220-21

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

МП-009-

2020

06.02.

2023

Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТ КОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»), г. Москва

ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва

Система измерений количества и показателей качества нефти

№ 1525 на напорном нефтепроводе УПН Чаяндинского месторождения ООО «Г азпромнефть-Заполярье»

773

83251-21

Общество с ограниченной ответственностью «Г азпромнефть-Заполярье» (ООО ««Г азпромнефть-Заполярье»), г. Тюмень

МП 2406/1-311229-2021

25.11.

2022

Общество с ограниченной ответственностью «Г азпромнефть-Заполярье» (ООО ««Г азпромнефть-Заполярье»), Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Новый Уренгой

АО

«Нефтеавтоматика»,

г. Казань

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» марта 2023 г. № 535

Лист № 1

Всего листов 42

Регистрационный № 65964-16

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета энергоресурсов ПАО «ППГХО»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная учета энергоресурсов ПАО «ППГХО» (далее по тексту - АИИС УЭ ПАО «ППГХО») предназначена для измерений тепловой энергии, расхода, массы, давления и температуры сетевой воды, расхода, объема и давления хозяйственно-питьевой воды, расхода пара и массы угля.

Описание средства измерений

Принцип действия АИИС УЭ ПАО «ППГХО» основан на следующем.

Для измерений тепловой энергии и параметров теплоносителя на каждом из трубопроводов установлены по три первичных измерительных преобразователя:

- преобразователь расхода теплоносителя в частотно-импульсный или цифровой сигнал (датчик расхода);
- преобразователь температуры теплоносителя в значение электрического сопротивления или силы постоянного электрического тока (датчик температуры);
- преобразователь давления теплоносителя в значение силы постоянного электрического тока.

Сигналы с выходов первичных измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы или контроллеров измерительных ROC 809 или преобразователей расчетно-измерительных ТЭКОН-19, выполняющих функции тепловычислителей. Тепловычислители производят измерения сигналов с выходов первичных измерительных преобразователей, расчет по результатам этих измерений требуемых параметров и их сохранение во внутренней памяти.

Для измерений расхода и количества хозяйственно-питьевой воды на каждом из соответствующих трубопроводов установлены по два первичных измерительных преобразователя:

- преобразователь расхода воды в частотно-импульсный или цифровой сигнал (датчик расхода);
- преобразователь давления теплоносителя в значение силы постоянного электрического тока.

Сигналы с выходов первичных измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы или контроллеров измерительных ROC 809 или вычислителей ВКТ-5. Контроллеры ROC 809 и вычислители ВКТ-5 производят измерения сигналов с выходов первичных измерительных преобразователей, расчет по результатам этих измерений требуемых параметров и их сохранение во внутренней памяти.

Для измерений расхода и количества хозяйственно-технической воды на каждом из соответствующих трубопроводов установлены по два первичных измерительных

преобразователя:

- преобразователь расхода воды в частотно-импульсный или цифровой сигнал (датчик расхода);
- преобразователь температуры теплоносителя в значение силы постоянного электрического тока (датчик температуры.

Сигналы с выходов первичных измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы контроллеров измерительных ROC 809. Контроллеры ROC 809 производят измерения сигналов с выходов первичных измерительных преобразователей, расчет по результатам этих измерений требуемых параметров и их сохранение во внутренней памяти.

Для измерений расхода и количества пара на каждом из трубопроводов установлены по три первичных измерительных преобразователя:

- преобразователь расхода теплоносителя в частотно-импульсный сигнал (датчик расхода);
- преобразователь температуры теплоносителя в значение силы постоянного электрического тока (датчик температуры);
- преобразователь давления теплоносителя в значение силы постоянного электрического тока.

Сигналы с выходов первичных измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы вычислителей ВКТ-5. Вычислители ВКТ-5 производят измерения сигналов с выходов первичных измерительных преобразователей, расчет по результатам этих измерений требуемых параметров и их сохранение во внутренней памяти.

Для измерений расхода и количества воздуха на каждом из трубопроводов установлены по три первичных измерительных преобразователя:

- преобразователь расхода теплоносителя в частотно-импульсный сигнал (датчик расхода);
- преобразователь температуры теплоносителя в значение силы постоянного электрического тока (датчик температуры);
- преобразователь давления теплоносителя в значение силы постоянного электрического тока.

Сигналы с выходов первичных измерительных преобразователей поступают на соответствующие входы преобразователей расчетно-измерительных ТЭКОН-19. Преобразователи ТЭКОН-19 производят измерения сигналов с выходов первичных измерительных преобразователей, расчет по результатам этих измерений требуемых параметров и их сохранение во внутренней памяти.

Для взвешивания угля, транспортируемого ленточным конвейером используются весы конвейерные «КУРС». Метод измерения заключается в преобразовании нагрузки с помощью весоизмерительных тензорезисторных датчиков, а также скорости движения ленты с помощью датчика скорости в электрические сигналы, которые подаются на соответствующие входы контроллеров измерительных ROC 809. Контроллеры ROC 809 производят измерения этих сигналов, расчет по результатам этих измерений требуемых параметров и их сохранение во внутренней памяти.

Накопленная в памяти контроллеров измерительных ROC 809, преобразователей расчетно-измерительных ТЭКОН-19 и вычислителей ВКТ-5 (далее контроллеров) информация передается цифровыми кодами на сервер опроса автоматически и (или) по запросу, формируемому программным обеспечением (ПО) «MasterSCADA», через каналообразующую аппаратуру по рабочим интерфейсам. На жёстких дисках сервера опроса и базы данных АИИС УЭ ПАО «ППГХО» хранятся полученные данные, ведется журнал событий, выводятся и отображаются данные на АРМ.

Состав измерительных каналов (ИК) узлов учета (УУ) АИИС УЭ ПАО «ППГХО» приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Состав измерительных каналов узлов учета АИИС УЭ ПАО «11111ХО»

№ УУ	Наименование узла учета	Тип СИ, входящих в состав ИК узлов учета; № в реестре СИ ФИФ ОЕИ
1	2	3
1	1ород т.7. УУ Х1В (1-я нитка)	Трубопровод ХПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
2	1ород т.7. УУ отопления «Зеленое хозяйство» Теплоснабжение	Трубопровод подающий: Расходомер МЕТРАН-350-SFA; 25407-05 Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Трубопровод обратный: Расходомер МЕТРАН-350-SFA; 25407-05 Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
3	1ород т.7. УУ Х1В (2-я нитка)	Трубопровод ХПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
4	1ород т.8. УУ ХПВ	Трубопровод ХПВ: Расходомер ультразвуковой УРСВ 540ц «Взлет МР» 28363-04 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 59616-15
5	Город т.8. УУ отопления «Стадион»	Трубопровод подающий: Расходомер УРСВ 540ц «Взлет МР» 28363-04 Комплект термопреобразователей сопротивления «Взлет ТПС» 21278-06 Датчик давления Метран-55; 18375-08 Тепловычислитель ВЗЛЕТ ТСРВ -024М 27010-09
		Трубопровод обратный: Расходомер УРСВ 540ц «Взлет МР» 28363-04 Комплект термопреобразователей сопротивления «Взлет ТПС» 21278-06 Датчик давления Метран-55; 18375-08 Тепловычислитель ВЗЛЕТ ТСРВ -024М 27010-09
		Контроллер измерительный ROC 809; 59616-15
6	1ород т.9 УУ отопления «6-й микрорайон»	Трубопровод подающий: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-510ц; 28363-04 Комплект термопреобразователей сопротивления «Взлет ТПС» 21278-11 Датчик давления Метран-55; 18375-08 Тепловычислитель ВЗЛЕТ ТСРВ -024М 27010-09

1	2	3
6	Город т.9 УУ отопления «6-й микрорайон»	Трубопровод обратный: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-510ц; 28363-04 Комплект термопреобразователей сопротивления «Взлет ТПС» 21278-11 Датчик давления Метран-55; 18375-08 Тепловычислитель ВЗЛЕТ ТСРВ -024М 27010-09
		Контроллер измерительный ROC 809; 59616-15
7	Город т.10 УУ отопления «Проспект»	Трубопровод подающий: Расходомер METPAH-350-SFA; 25407-05 Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Трубопровод обратный: Расходомер 3051SFA; 46963-11 преобразователь 3051SMV; 46317-10 Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809 59616-15
8	Город т.15 УУ ХПВ	Трубопровод ХПВ: Расходомер УРСВ 540ц «Взлет МР» 28363-04 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 59616-15
9	Город т.15 УУ отопления «Проходной канал»	Трубопровод подающий: Расходомер УРСВ 540ц «Взлет МР» 28363-04 Комплект термопреобразователей сопротивления «Взлет ТПС» 21278-06 Датчик давления Метран-55; 18375-08 Тепловычислитель ВЗЛЕТ ТСРВ -024М 27010-09
		Трубопровод обратный: Расходомер УРСВ 540ц «Взлет МР» 28363-04 Комплект термопреобразователей сопротивления «Взлет ТПС» 21278-06 Датчик давления Метран-55; 18375-08 Тепловычислитель ВЗЛЕТ ТСРВ -024М 27010-09
		Контроллер измерительный ROC 809; 59616-15
10	Весовые измерения. УУ угля	Подающий контейнер ЛК-3А: Весы конвейерные «КУРС»; 27126-09
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
11	Весовые измерения. УУ угля	Подающий контейнер ЛК-3Б: Весы конвейерные «Курс»; 27126-09
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
12	УУ техн. воды на ТЭЦ. 1-я нитка	Трубопровод техн. воды: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-520ц; 28363-04 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
13	УУ техн. воды на ТЭЦ. 2-я нитка	Трубопровод техн. воды: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-520ц; 28363-04 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08

УУ хозтехнич. воды вход на ТЭЦ №1

Трубопровод хозтехнич. воды:

Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-520ц; 28363-04

Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10

Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08

УУ хозтехнич. вход на ТЭЦ

№2

Трубопровод хозтехнич. воды:

Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-520ц; 28363-04 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10

Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08

Сетевая вода на город

УУ сетевой воды

Трубопровод подающий:

Расходомер МЕТРАН-350-SFA; 25407-05

Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08

Датчик давления Метран-55; 18375-08

Трубопровод обратный №1:

Расходомер МЕТРАН-350-SFA; 25407-05

Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08

Датчик давления Метран-55; 18375-08

Трубопровод обратный №2:

Расходомер МЕТРАН-350-SFA; 25407-05

Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08

Датчик давления Метран-55; 18375-08

Трубопровод подпиточный

Расходомер МЕТРАН-350-SFA; 25407-05

Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08

Датчик давления Метран-55; 18375-08

Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08

Сетевая вода на подразделения

УУ сетевой воды

Трубопровод подающий:

Расходомер МЕТРАН-350-SFA; 25407-05

Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08

Датчик давления Метран-55; 18375-08

Трубопровод обратный №1:

Расходомер МЕТРАН-350-SFA; 25407-05

Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08

Датчик давления Метран-55; 18375-08

Трубопровод обратный №2:

Расходомер МЕТРАН-350-SFA; 25407-05

Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08

Датчик давления Метран-55; 18375-08

Трубопровод подпиточный

Расходомер МЕТРАН-350-SFA; 25407-05

Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08

Датчик давления Метран-55; 18375-08

Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08

1	2	3
18	ГМЗ УУ хозпитьевой воды (ХПВ) 1-я нитка	Трубопровод ХПВ: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-520; 28363-04 Преобразователь давления измерительный АИР-10; 31654-09
		Вычислитель количества теплоты ВКТ-5; 20195-07
19	ГМЗ УУ хозпитьевой воды (ХПВ) 2-я нитка	Трубопровод ХПВ: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-520; 28363-04 Преобразователь давления измерительный АИР-10; 31654-09
		Вычислитель количества теплоты ВКТ-5; 20195-07
20	ГМЗ УУ сетевой воды на ГМЗ	Трубопровод подающий: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-520; 28363-04 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Трубопровод обратный: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-520; 28363-04 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10 Преобразователь давления измерительный ОВЕН ПД100-ДИ; 35220-07
		Преобразователь расчетно-измерительный ТЭКОН-19; 24849-10
21	ГМЗ УУ сетевой воды на СКЗ	Трубопровод подающий: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-520; 28363-04 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Трубопровод обратный: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-520; 28363-04 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Преобразователь расчетно-измерительный ТЭКОН-19; 24849-10
22	ГМЗ УУ пара на ГМЗ 1-й ввод	Трубопровод пара: Расходомер-счетчик вихревой «Ирга-РВ»; 26133-08 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10 Датчик давления Метран-150; 32854-09
		Вычислитель количества теплоты ВКТ-5; 20195-07
23	ГМЗ УУ пара на ГМЗ 2-й ввод	Трубопровод пара: Расходомер-счетчик вихревой «Ирга-РВ»; 26133-08 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10 Датчик давления Метран-150; 32854-09
		Вычислитель количества теплоты ВКТ-5; 20195-07
24	ГМЗ УУ пара на СКЗ	Трубопровод пара: Расходомер-счетчик вихревой «Ирга-РВ»; 26133-08 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10 Датчик давления Метран-150; 32854-09
		Вычислитель количества теплоты ВКТ-5; 20195-07

1	2	3
26	ГМЗ УУ воздуха в Ц2	Трубопровод воздуха: Расходомер-счетчик вихревой «Ирга-РВ»; 26133-08 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Преобразователь расчетно-измерительный ТЭКОН-19; 24849-10
27	ГМЗ УУ воздуха в Ц3	Трубопровод воздуха: Расходомер-счетчик вихревой «Ирга-РВ»; 26133-08 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10 Преобразователь давления измерительный АИР-10; 31654-09
		Преобразователь расчетно-измерительный ТЭКОН-19; 24849-10
28	ГМЗ УУ воздуха в Ц1	Трубопровод воздуха: Расходомер-счетчик вихревой «Ирга-РВ»; 26133-08 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10 Преобразователь давления измерительный АИР-10; 31654-09
		Преобразователь расчетно-измерительный ТЭКОН-19; 24849-10
29	ГМЗ УУ воздуха на УГРУ	Трубопровод воздуха: Расходомер-счетчик вихревой «Ирга-РВ»; 26133-08 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Преобразователь расчетно-измерительный ТЭКОН-19; 24849-10
30	НПВ-2 УУ хозпитьевой воды (ХПВ) 1-я нитка	Трубопровод ХПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
31	НПВ-2 УУ хозпитьевой воды (ХПВ) 2-я нитка	Трубопровод ХПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
32	НПВ-2 УУ хозпитьевой воды (ХПВ) 3-я нитка	Трубопровод ХПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
33	НПВ-3 УУ питьевой воды (ПВ) 1 -я нитка город	Трубопровод ПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
34	НПВ-3 УУ питьевой воды (ПВ) 2-я нитка город	Трубопровод ПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
35	НПВ-3 УУ питьевой воды (ПВ) 1 -я нитка к ТЭЦ	Трубопровод ПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08

1	2	3
36	НПВ-3 УУ питьевой воды (ПВ) 2-я нитка к ТЭЦ	Трубопровод ПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
37	НПВ-3 УУ питьевой воды (ПВ) на ЦРП	Трубопровод ПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
38	НПВ-3 УУ питьевой воды (ПВ) на РПК	Трубопровод ПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
39	НПВ-4,4а УУ питьевой воды (ПВ) к УГРУ	Трубопровод ПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
40	НПВ-4,4а УУ питьевой воды (ПВ) к РУ-2	Трубопровод ПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
41	ТНС-5 УУ питьевой воды (ПВ) к шахте 6Р	Трубопровод ПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
42	ТНС-5 УУ сетевой воды	Трубопровод подающий к шахте 6Р 1-я нитка: Расходомер 3051SFA; 46963-11 преобразователь 3051SMV; 46317-10
		Трубопровод подающий к шахте 6Р 2-я нитка: Расходомер 3051SFA; 46963-11 преобразователь 3051SMV; 46317-10
		Трубопровод обратный от шахты 6Р: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-510; 28363-04 Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
43	СКЗ УУ хозпитьевой воды (ХИН) 1 -я нитка	Трубопровод ХПВ: Преобразователь расхода вихревой «ЭМИС-ВИХРЬ 200»; 42775-14 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
44	СКЗ УУ хозпитьевой воды (ХЛВ) 2-я нитка	Трубопровод ХПВ: Преобразователь расхода вихревой «ЭМИС-ВИХРЬ 200»; 42775-14 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08

1	2	3
45	ТНС-2 УУ сетевой воды на П1	Трубопровод подающий к П1: Расходомер 3051SFA; 46963-11 преобразователь 3051SMV; 46317-10
		Трубопровод обратный от П1 1-я нитка: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-522; 28363-04 Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Трубопровод обратный от П1 2-я нитка: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-522; 28363-04 Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
46	ТНС-2 УУ сетевой воды на ТП РПК	Трубопровод подающий: Расходомер 3051SFA; 46963-11 преобразователь 3051SMV; 46317-10
		Трубопровод обратный: Расходомер 3051SFA; 46963-11 преобразователь 3051SMV; 46317-10
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
47	ТНС-3 УУ сетевой воды	Трубопровод подающий П1: Расходомер 3051SFA; 46963-11 преобразователь 3051SMV; 46317-10
		Трубопровод обратный П1 1-я нитка: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-522; 28363-04 Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Трубопровод обратный П1 2-я нитка: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-522; 28363-04 Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
48	ТНС-11 УУ сетевой воды	Трубопровод подающий к Ш11в, 15в: Расходомер 3051SFA; 46963-11 преобразователь 3051SMV; 46317-10
		Трубопровод обратный к кольцу белазов: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-510; 28363-04 Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08

1	2	3
49	ТНС-14 УУ сетевой воды	Трубопровод подающий: Расходомер 3051SFA; 46963-11 преобразователь 3051SMV; 46317-10
		Трубопровод обратный: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-522ц; 28363-04 Термопреобразователь сопротивления ДТС; 28354-10 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
50	ТНС-14 УУ питьевой воды (ПВ)	Трубопровод ПВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
51	БСИ УУ питьевой воды (ПВ)	Трубопровод ПВ: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-510; 28363-04 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
52	БСИ УУ сетевой воды	Трубопровод подающий на БСИ 1-я нитка: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-522; 28363-04 Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Трубопровод подающий на БСИ 2-я нитка: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-522; 28363-04 Термопреобразователь измерительный ТПТУ-1-3; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Трубопровод обратный с БСИ: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-522; 28363-04 Термопреобразователь измерительный ТПТУ; 37365-08 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
53	НТВ-2 УУ технической воды (ТВ)	Трубопровод ТВ: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-510; 28363-04 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
54	НТВ-3 УУ технической воды (ТВ) 1-я нить	Трубопровод ТВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
55	НТВ-3 УУ технической воды (ТВ) 2-я нить	Трубопровод ТВ: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-522; 28363-04 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08

1	2	3
56	НТВ-5 УУ технической воды (ТВ)	Трубопровод ТВ: Расходомер ультразвуковой АКРОН-01; 20711-00 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
57	БНВС УУ сточной воды от БНВС К1	Трубопровод сточной воды: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-510; 28363-04 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
58	БНВС УУ сточной воды от БНВС К2	Трубопровод сточной воды: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-510; 28363-04 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
59	КНС УУ сточной воды от КНС-1 КЗ	Трубопровод сточной воды: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-510; 28363-04 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08
60	КНС УУ сточной воды от КНС-1 К4	Трубопровод сточной воды: Расходомер-счетчик УРСВ «ВЗЛЕТ МР» исп. УРСВ-510; 28363-04 Датчик давления Метран-55; 18375-08
		Контроллер измерительный ROC 809; 14661-08

Структурно АИИС УЭ ПАО «ППГХО» представляет собой трехуровневую территориально-распределенную измерительную систему с централизованным управлением. Система функционирует автоматически в режиме реального времени, с передачей информации по каналам связи.

Первый уровень представляет собой совокупность информационно-измерительных комплексов (далее ИИК), которые сформированы из первичных измерительных преобразователей расхода, температуры, давления и весов конвейерных.

Второй уровень состоит из контроллеров и каналообразующей аппаратуры.

Контроллеры преобразуют непрерывные аналоговые, цифровые (HART) и числоимпульсные сигналы, поступающие от первичных измерительных преобразователей, в расход, давление и температуру теплоносителя и вычисляют массу и объем теплоносителя, разность температур и тепловую энергию.

Третий уровень включает в себя:

- сервер опроса и баз данных;
- АРМ на базе IBM PC совместимых компьютеров;
- прикладное программное обеспечение «MasterSCADA».

В АИИС УЭ ПАО «ППГХО» предусмотрены защита от несанкционированного доступа к данным и сохранность данных при отключении электропитания.

Пломбирование АИИС УЭ ПАО «ППГХО» проводится путем пломбирования клеммных сборок информационных электрических цепей, пломбирование клеммных сборок тепловы-числителей; пломбирование клеммных сборок компьютера сервера; пломбирование корпуса компьютера АРМ.

Программное обеспечение

На первом и втором уровне используется программное обеспечение (ПО) для которого защита от несанкционированного доступа к узлам регулировки и настройки его, а также к элементам конструкции осуществляется многоуровневым аппаратно-программным способом и штатными средствами микропроцессоров.

На третьем уровне используется следующее ПО:

АРМ и сервер опроса работают под управлением ПО:

- OC Windows 7 Профессиональная Service Pack 1;

сервер СУБД работает под управлением ПО:

- ОС Windows Server 2008 R2 Standard Service Pack 1;

В АИИС УЭ ПАО «ППГХО» используется специализированное прикладное программное обеспечение «MasterSCADA» (далее - ПО «MasterSCADA»). Посредством ПО «MasterSCADA» осуществляется сбор данных с теплосчетчиков, комплексов измерительновычислительных и расходомеров-счетчиков, архивирование информации в базу данных сервера, формирование отчетов и отображение результатов измерений за интервалы времени час (сутки, месяц) на экране мониторов АРМ. В сервере ведутся архивы часовых и суточных интегральных и средних значений параметров. Накопленные в архивах данные могут выводиться на экран монитора в виде таблиц и графиков.

ПО «MasterSCADA» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблицах 2-7.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «MasterSCADA»
Номер версии (идентификационный номер ПО)	3.5 и выше
Цифровой идентификатор ПО	0710C509CF8AFEAF148477982A0D3E93
Другие идентификационные данные (если имеются)	MasterSCADA.exe

Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «MasterSCADA»
Номер версии (идентификационный номер ПО)	3.5 и выше
Цифровой идентификатор ПО	515E8EBF2A3 9E3D0743 CE0DBF9C80B4F
Другие идентификационные данные (если имеются)	MasterSCADA.DB.dll

Таблица 4 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «MasterSCADA»
Номер версии (идентификационный номер ПО)	3.5 и выше
Цифровой идентификатор ПО	AC466A4F4B3FD760887E8744F72A01D7
Другие идентификационные данные (если имеются)	InternalModules.dll

Таблица 5 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «MasterSCADA»
Номер версии (идентификационный номер ПО)	3.5 и выше
Цифровой идентификатор ПО	9395AC9AE811B28FD44CF52224BEFC31
Другие идентификационные данные (если имеются)	MasterSCADA.Archive.dll

Таблица 6 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «MasterSCADA»
Номер версии (идентификационный номер ПО)	3.5 и выше
Цифровой идентификатор ПО	41C825BED90DEDFF50777901C7ABB8F8
Другие идентификационные данные (если имеются)	VVControls1.dll

Таблица 7 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «MasterSCADA»
Номер версии (идентификационный номер ПО)	3.5 и выше
Цифровой идентификатор ПО	DF7D9CF46937CB77392A880ED078547F
Другие идентификационные данные (если имеются)	templates.xml

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Метрологические характеристики измерительных каналов узлов учета АИИС УЭ ПАО «ППГХО» приведены в таблице 8.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 8 - Метрологические характеристики измерительных каналов узлов учета АИИС УЭ ПАР «ППГХО»

№ УУ	Наименование узла учета (УУ)	Наименование трубопровода	№ ПК в УУ	Измеряемая величина	Состав измерительного канала				Диапазон измерений ПК; пределы погрешности ПК
					измерительный преобразователь 1-го уровня		измерительный преобразователь 2-го уровня
					тип СИ	пределы погрешности СИ	тип СИ	пределы погрешности СИ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Город т.7. УУ хпв (1-я нитка)	Трубопровод ХПВ DN400	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %	ROC 809	у=±0,1 %	От 100 до 300; 5=±1,6-G_M/G%
		Трубопровод ХПВ DN400	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 16; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
2	Город т.7. УУ отопления «Зеленое хозяйство» Теплоснабжение	Трубопровод подающий DN700	1	объемный расход воды, м³/ч	МЕТРАН- 350-SFA	6=±(1,0-3,0) %	ROC 809	6=±0,01 %	От 300 до 2000; 5=±(1,0-3,0)%
			2	температура воды, °C	ТИТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; Д=±1,3 °C
			3	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %
		Трубопровод обратный DN700	4	объемный расход воды, м³/ч	МЕТРАН- 350-SFA	6=±(1,0-3,0) %		6=±0,01 %	От 700 до 3500; 6=±(1,0-3,0) %
			5	температура воды, °C	ТИТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; Д=±1,3 °C
			6	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
		Трубопровод обратный DN700	7	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5 1-го уровня			6=±0,01 %	От 0 до 100; 6=±2,44/At %
			8	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(4±2,44/At) %
			9	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(2,0-6,0) %
3	Город т.7. У У хпв (2-я нитка)	Трубопровод ХПВ DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %	ROC 809	у=±0,1 %	От 100 до 300; 5=±1,6-G_M/G%
		Трубопровод ХПВ DN500	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
4	Город т.8. УУ ХПВ	Трубопровод ХПВ DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ 540ц	6 = ±(l,5±0,2/v) %	ROC 809	6 = ±0,01 %	от 71 до 500; 5 = ±(l,5±0,2/v)%
		Трубопровод ХПВ DN500	2	давление, кгс/см²	Метран-55	у_о= ±0,5 % с1_Уд =±0,015 %/°С		у о = ±0,1 % йу_д1 = ±0,003 %/°с	от 0 до 25; у = ±1,1 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	5 = ±(l,5±0,2/v) %
5	Город т.8. УУ отопления «Стадион»	Трубопровод подающий DN350	1	массовый расход воды, т/ч	УРСВ 540ц	6 = ±(l,5±0,2/v) %	ВЗЛЕТ ТСРВ- 024М, ROC 809	6 = ±0,2 %	от 35 до 800; 6 = ±(l,7±0,2/v) %
			2	температура воды, °C	ТИС	A = ±(0,15±0,002\|t\|) °C		6 =±0,2 %	от 0 до 180; А= ±(0,15±0,004\|t\|) °C
			3	давление, кгс/см²	Метран-55	у_о= ±0,5 % dy_;i =±0,015 %/°С		6 = ±0,5 %	от 0 до 25; у = ±1,4%

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
		Трубопровод обратный DN350	4	массовый расход воды, т/ч	УРСВ 540ц	6 = ±(l,5±0,2/v) %		6 = ±0,2 %	от 35 до 800; 6 = ±(l,7±0,2/v) %
			5	температура воды, °C	тпс	A = ±(0,15±0,002t) °C		6 =±0,2 %	от 0 до 180; А= ±(0,15±0,004\|t\|) °C
			6	давление, кгс/см²	Метран-55	у_о= ±0,5 % dy_;i =±0,015 %/°С		6 = ±0,5 %	от 0 до 25; у = ±1,4%
			7	разность температур, °C	ТПС	А= ±(0,05+0,001 \|At\|) °C		6 =±0,1 %	от 3 до 180; А= ±(0,05±0,002 At )°C
			8	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6 = ±0,5 %	6 = ±(2 ± 4’Atmin/At + + 0,02-Gmax/G) %
			9	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6 = ±0,2 %	6 = ±(l,7±0,2/v) %
6	Город т.9 УУ отопления «6-й микрорайон»	Трубопровод подающий DN250	1	массовый расход воды, т/ч	УРСВ-510ц	6 = ±(l,5±0,2/v) %	ВЗЛЕТ ТСРВ- 024М, ROC 809	6 = ±0,2 %	от 18 до 500; 6 = ±(l,7±0,2/v) %
			2	температура воды, °C	ТПС	A =±(0,15±0,002\|t\|) °C		6 =±0,2 %	от 0 до 180; А= ±(0,15±0,004\|t\|) °C
			3	давление, кгс/см²	Метран-55	у_о= ±0,5 % с1у_д =±0,015 %/°С		6 = ±0,5 %	от 0 до 25; у = ±1,4%
		Трубопровод обратный DN250	4	массовый расход воды, т/ч	УРСВ-510ц	6 = ±(l,5±0,2/v) %		6 = ±0,2 %	от 18 до 500; 6 = ±(l,7±0,2/v) %
			5	температура воды, °C	ТПС	A =±(0,15±0,002\|t\|) °C		6 =±0,2 %	от 0 до 180; А= ±(0,15±0,004\|t\|) °C
			6	давление, кгс/см²	Метран-55	у_о= ±0,5 % с1у_д =±0,015 %/°С		6 = ±0,5 %	от 0 до 25; у = ±1,4%

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
			7	разность температур, °C	тпс	А= ±(0,05+0,001 At ) °C		6 =±0,1 %	от 3 до 180; Д= ±(0,05±0,002 At )°C
			8	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6 = ±0,5 %	6 = ±(2 ± 4’Atmin/At + + 0,02-Gmax/G) %
			9	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6 = ±0,2 %	6 = ±(l,7±0,2/v) %
7	Город т.10 УУ отопления «Проспект»	Трубопровод подающий DN500	1	массовый расход воды, т/ч	МЕТРАН- 350-SFA	6 = ±(1,0-3,0) %	ROC 809	6 = ±0,01 %	от 365 до 2000; 6 = ±(1,0-3,0) %
			2	температура воды, °C	ТИТУ	у_о = ±0,5 % а_Уд1 = ±0,025 %/°С йу_Д2 = ±0,25 % отн. влажность		у о = ±0,1 % йу_д1 = ±0,003 %/°с	от 0 до 150; А = ±2,3 °C
			3	давление, кгс/см²	Метран-55	у_о = ±0,5 % йу_д=±0,015 %/°С		у о = ±0,1 % йу_д1 = ±0,003 %/°с	от 0 до 25; у = ±1,1 %
		Трубопровод обратный DN500	4	массовый расход воды, т/ч	Расходомер 3051SFA; преобразов. 3051SMV	8 = ±(0,9-3,7) %		6 = ±0,01 %	от 0 до 1280; 8 = ±(0,9-3,7) %
			5	температура воды, °C	ТИТУ	у_о = ±0,5 % а_Уд1 = ±0,025 %/°С йу_Д2 = ±0,25 % отн. влажность		у о = ±0,1 % йу_д1 = ±0,003 %/°с	от 0 до 150; А = ±2,3 °C
			6	давление, кгс/см²	Метран-55	у_о = ±0,5 % йу_д=±0,015 %/°С		у о = ±0,1 % йу_д1 = ±0,003 %/°с	от 0 до 25; у = ±1,1 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
			7	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5 1-го уровня			у о = ±0,1 % с!у_Д1 = ±0,003 %/°с	от 0 до 150; А = ±4,5 °C
			8	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6 = ±0,01 %	6=± (2±4 • Atrnin/ At+ ±0,02-Gmax/G) %
			9	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6 = ±0,01 %	6 = ±(1,0-3,8) %
8	Город т. 15 У У хпв	Трубопровод ХПВ DN300	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-540ц	5 = ±(l,5+0,2/v)%	ROC 809	6 = ±0,01 %	от 0 до 400; 6 = ±(l,5±0,2/v) %
		Трубопровод ХПВ DN300	2	давление, кгс/см²	Метран-55	у_о = ±0,5 % йу_д =±0,015 %/°С		у о = ±0,1 % с!у_Д1 = ±0,003 %/°с	от 0 до 25; у = ±1,1 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6 = ±0,01 %	6 = ±(l,5±0,2/v) %
9	Город т. 15 УУ отопления «Проходной канал»	Трубопровод подающий DN700	1	массовый расход воды, т/ч	УРСВ-540ц	5 = ±(l,5+0,2/v)%	ВЗЛЕТ ТСРВ- 024М, ROC 809	6 =±0,2 %	от 139 до 3200; 6 = ±(l,7±0,2/v) %
			2	температура воды, °C	ТИС	A =±(0,15±0,002t) °C		6 = ±0,2 %	от 0 до 180; А = ±(0,15±0,004\|t\|) °C
			3	давление, кгс/см²	Метран-55	у_о = ±0,5 % а_Уд=±0,015 %/°с		6 = ±0,5 %	от 0 до 25; у = ±1,4%
		Трубопровод обратный DN700	4	массовый расход воды, т/ч	УРСВ-540ц	6 = ±(l,5±0,2/v) %		6 = ±0,2 %	от 139 до 3200; 6 = ±(l,7±0,2/v) %
			5	температура воды, °C	ТИС	A = ±(0,15±0,002\|t\|) °C		6 = ±0,2 %	от 0 до 180; А = ±(0,15±0,004\|t\|) °C
			6	давление, кгс/см²	Метран-55	у_о = ±0,5 % йу_д =±0,015 %/°С		6 = ±0,5 %	от 0 до 25; у = ±1,4%

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	Город т. 15 УУ отопления «Проходной канал»		7	разность температур, °C	тпс	Д= ±(0,05+0,001 \|At\|) °C		6 = ±0,1 %	от 3 до 180; Д= ±(0,05±0,002\|ДЦ)°С
			8	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6 = ±0,5 %	6 = ±(2 ± 4Atmin/At + + 0,02-Gmax/G) %
			9	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6 = ±0,01 %	6 = ±(l,7±0,2/v) %
10	Весовые измерения. УУ угля	Подающий конвейер ЛК-ЗА	1	масса угля, т	Весы конвейерные «Курс»	6=±0,5 %	ROC 809	6=±0,01 %	6=±0,5 %
и	Весовые измерения. УУ угля	Подающий конвейер ЛК-ЗБ	1	масса угля, т	Весы конвейерные «Курс»	6=±0,5 %		6=±0,01 %	6=±0,5 %
12	УУ техн, воды на ТЭЦ. 1 -я нитка	Трубопровод техн. воды. DN350	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-520	6=±(l,5±0,2/v) %		6=±0,01 %	От 0 до 800; 5=±(l,5±0,2/v)%
		Трубопровод техн. воды. DN350	2	температура воды, °C	дтс	у_о=±0,5 % Ду_д=±О, 1 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; А=±0,7 °C
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(l,5±0,2/v) %
13	УУ техн, воды на ТЭЦ. 2-я нитка	Трубопровод техн. воды. DN350	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-520	6=±(l,5±0,2/v) %		6=±0,01 %	От 0 до 800; 6=±(l,5±0,2/v) %
		Трубопровод техн. воды. DN350	2	температура воды, °C	ДТС	у_о=±0,5 % Ду_д=±О, 1 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; Д=±0,7 °C
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(l,5±0,2/v) %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
14	УУ хозтехнич. воды вход на ТЭЦ №1	Трубопровод хозтехнич. воды DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-520	6=±(l,5±0,2/v) %		6 =±0,01 %	От 0 до 1600; 6=±(l,5±0,2/v) %
		Трубопровод хозтехнич. воды DN500	2	температура воды, °C	ДТС	у_о=±0,5 % Ау_д=±0,1 %/°С		у±0,1 %	От 0 до 100; А=±0,7 °C
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(l,5±0,2/v) %
15	УУ хозтехнич. воды вход на ТЭЦ №2	Трубопровод хозтехнич. воды DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-520	6=±(l,5±0,2/v) %		6=±0,01 %	От 0 до 1600; 6=±(l,5±0,2/v) %
		Трубопровод хозтехнич. воды DN500	2	температура воды, °C	ДТС	у_о=±0,5 % Ау_д=±0,1 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; А=±0,7 °C
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(l,5±0,2/v) %
16	Сетевая вода на город УУ сетевой воды	Трубопровод подающий DN 1000	1	объемный расход воды, м³/ч	МЕТРАН- 350-SFA	6=±(1,0-3,0) %	ROC 809	6=±0,01 %	От 600 до 4000; 6=±(1,0-3,0) %
			2	температура воды, °C	ТИТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; А=±1,3 °C
			3	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %
		Трубопровод обратный №1 DN800	4	объемный расход воды, м³/ч	МЕТРАН- 350-SFA	6=±(1,0-3,0) %		6=±0,01 %	От 600 до 3000; 6=±(1,0-3,0)
			5	температура воды, °C	ТИТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; А=±1,3 °C
			6	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
		Трубопровод обратный №2 DN800	7	объемный расход воды, м³/ч	МЕТРАН- 350-SFA	6=±(1,0-3,0) %		6=±0,01 %	От 200 до 3000; 6=±(1,0-3,0) %
			8	температура воды, °C	ТПТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; А=±1,3 °C
			9	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %
		Трубопровод подпиточный DN600	10	объемный расход воды, м³/ч	МЕТРАН- 350-SFA	6=±(1,0-3,0) %		6=±0,01 %	От 200 до 2500; 6=±(1,0-3,0) %
			И	температура воды, °C	ТПТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; А=±1,3 °C
			12	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %
			13	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5, ИК8, ИК11 Его уровня			6=±0,01 %	От 0 до 100 6=±4,88/At %
			14	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК12 Его уровня			6=±0,01 %	6=±(8+4,88/At) %
			15	масса воды, т	СИ, вх ИК1-Й	одящие в состав К12 1-го уровня		6=±0,01 %	6=±8 %
17	Сетевая вода на подразделения УУ сетевой воды	Трубопровод подающий DN 1000	1	объемный расход воды, м³/ч	МЕТРАН- 350-SFA	6=±(1,0-3,0) %	ROC 809	6=±0,01 %	От 600 до 4000; 6=±(1,0-3,0) %
			2	температура воды, °C	ТПТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; А=±1,3 °C
			3	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	Сетевая вода на подразделе-НИЯ УУ сетевой воды	Трубопровод обратный №1 DN800	4	объемный расход воды, м³/ч	МЕТРАН- 350-SFA	6=±(1,0-3,0) %	ROC 809	5=±0,01%	От 600 до 3000; 6=±(1,0-3,0) %
			5	температура воды, °C	ТПТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; А=±1,3 °C
			6	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %
		Трубопровод обратный №2 DN800	7	объемный расход воды, м³/ч	МЕТРАН- 350-SFA	6=±(1,0-3,0) %		6=±0,01 %	От 600 до 3000; 6=±(1,0-3,0)
			8	температура воды, °C	ТПТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; А=±1,3 °C
			9	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %
		Трубопровод подпиточный DN500	10	объемный расход воды, м³/ч	МЕТРАН- 350-SFA	6=±(1,0-3,0) %		6=±0,01 %	От 200 до 2500; 6=±(1,0-3,0) %
			И	температура воды, °C	ТПТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; А=±1,3 °C
			12	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %
			13	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5, ИК8, ПК 11 1-го уровня			6=±0,01 %	От 0 до 100 6=±4,88/At %
			14	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК12 Его уровня			6=±0,01 %	6=±(8+4,88/At) %
			15	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК12 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±8 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
18	гмз УУ хозпитье-вой воды (ХПВ) 1 -я нитка	Трубопровод ХПВ DN200	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-520	6=±(l,5+0,2/v) %	ВКТ-5	6=±0,1 %	От 0 до 180; 6=±(l,6+0,2/v) %
		Трубопровод ХПВ DN200	2	давление, МПа	АИР-10	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,035 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 2,5 у=±1,5 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,05 %	6=±(l,65+0,2/v) %
19	ГМЗ УУ хозпитье-вой воды (ХПВ) 2-я нитка	Трубопровод ХПВ DN200	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-520	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,1 %	От 0 до 180; 6=±(l,6+0,2/v) %
		Трубопровод ХПВ DN200	2	давление, МПа	АИР-10	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,035 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 2,5 у=±1,48ш %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,05 %	6=±(l,65+0,2/v) %
20	ГМЗ УУ сетевой воды на ГМЗ	Трубопровод подающий DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-520	6=±(l,5+0,2/v) %	ТЭКОН- 19	6=±0,1 %	От 0 до 1600; 6=±(l,6+0,2/v) %
			2	температура воды, °C	ДТС	у_о=±0,5 % Ау_д=±0,1 %		А1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 100 А=±0,8 °C
			3	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		А1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 2,5 у=±1,8 %
		Трубопровод обратный DN500	4	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-520	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,1 %	От 0 до 1600; 6=±(l,6+0,2/v) %
			5	температура воды, °C	ДТС	у_о=±0,5 % Ау_д=±0,1 %		А1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 100 А=±0,8 °C
			6	давление, МПа	ОВЕН пдюо-ди	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,045 %/°С		6=±0,1 %	От 0 до 2,5 6=±1,8 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
			7	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5 1-го уровня			у=±0,0002 %	От 0 до 100 6=±1,46/Д %
			8	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6=±0,15 %	6=±(3,4±0,4/v+ +1,46/Д)%
			9	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6=±0,1 %	6=±(3,3±0,4/v) %
21	гмз УУ сетевой воды на СКЗ	Трубопровод подающий DN200	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-520	6=±(l,5+0,2/v) %	тэкон- 19	6=±0,1 %	От 0 до 1000; 6=±(l,6±0,2/v) ;
			2	температура воды, °C	дтс	у_о=±0,5 % Ду_д=±0,1 %		Д1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 100; Д=±0,6 °C
			3	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		Д1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 0,25 у=±1,8 %
		Трубопровод обратный DN200	4	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-520	5=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,1 %	От 0 до 1000; 6=±(l,6±0,2/v) %
			5	температура воды, °C	ДТС	у_о=±0,5 % Ду_д=±0,1 %		Д1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 100; Д=±0,8 °C
			6	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		6=±0,1 %	От 0 до 1 у=±1,8 %
			7	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5 1-го уровня			у=±0,0002 %	От 0 до 100 6=±1,46/Д %
			8	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6=±0,15 %	6=±(3,4±0,4/v+ +1,46/Д)%
			9	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6=±0,1 %	6=±(3,3±0,4/v) %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
22	гмз УУ пара на ГМЗ 1-й ввод	Трубопровод пара DN500	1	массовый расход пара, т/ч	Ирга-РВ	6=±1 %	ВКТ-5	6=±0,1 %	От 17 до 72; 6=±1,1 %
			2	температура пара, °C	дтс	у_о=±0,5 % Ду_д=±0,1 %		Д=±0,1 °C	От 0 до 500; Д=±3,1 °C
			3	давление, МПа	Метран-150	у=±0,2 %		у=±0,1 %	От 0 до 2,5; у=±0,3 %
			4	масса пара, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИКЗ 1-го уровня			6=±0,05 %	5=±(1,8+0,95-ш) %
23	ГМЗ УУ пара на ГМЗ 2-й ввод	Трубопровод пара DN500	1	массовый расход пара, т/ч	Ирга-РВ	6=±1 %		6=±0,1 %	От 18 до 72; 6=±1,1 %
			2	температура пара, °C	Дтс	у=±0,5 % Ду_д=±0,1 %		Д=±0,1 °C	От Одо 500; Д=±3,1 °C
			3	давление, МПа	Метран-150	у_о=±0,2 %		у=±0,1 %	От 0 до 2,5; у=±0,3 %
			4	масса пара, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИКЗ 1-го уровня			6=±0,05 %	5=±(1,8+0,95-ш) %
24	ГМЗ УУ пара на СКЗ	Трубопровод пара DN350	1	массовый расход пара, т/ч	Ирга-РВ	6=±1 %		6=±0,1 %	От 7 до 30; 6=±1,1 %
			2	температура пара, °C	Дтс	у_о=±0,5 % Ду_д=±0,1 %		Д=±0,1 °C	От 0 до 500; Д=±3,1 °C
			3	давление, МПа	Метран-150	у_о=±0,2 %		у=±0,1 %	От 0 до 2,5; у=±0,3 %
			4	масса пара, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИКЗ 1-го уровня			6=±0,05 %	5=±(1,8+0,95-ш) %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
25	гмз УУ воздуха сРПК	Трубопровод воздуха DN250	1	объемный расход воздуха, м³/ч	Ирга-РВ	6=±1 %	тэкон- 19	6=±0,1 %	От 6000 до 8000 6=±1,1 %
			2	температура воздуха, °C	дтс	у_о=±0,5 % Ау_д=±0,1 %		А1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 180; А=±1,4 °C
			3	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5% с1у_д=±0,046 %/°С		А1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 2,5; у=±1,8 %
			4	объем воздуха, м	СИ, входящие в состав ИК1-ИКЗ 1-го уровня			6=±0,1 %	6=±( 1,2+2,25-ш) %
26	ГМЗ УУ воздуха в Ц2	Трубопровод воздуха DN500	1	объемный расход воздуха, м³/ч	Ирга-РВ	6=±1 %		6=±0,1 %	От 50000 до 55000; 6=±1,1 %
			2	температура воздуха, °C	Дтс	у_о=±0,5 % Ау_д=±0,1 %		А1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 180; А=±1,4 °C
			3	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		А1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 2,5; у=±1,8 %
			4	объем воздуха, «з м	СИ, входящие в состав ИК1-ИКЗ 1-го уровня			6=±0,1 %	6=±( 1,2+2,25-ш) %
27	ГМЗ УУ воздуха вЦЗ	Трубопровод воздуха DN300	1	объемный расход воздуха, м³/ч	Ирга-РВ	6=±1 %		6=±0,1 %	От 8000 до 9000 6=±1,1 %
			2	температура воздуха, °C	Дтс	у_о=±0,5 % Ау_д=±0,1 %		А1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 180; А=±1,4 °C
			3	давление, МПа	АИР-10	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,035 %/°С		А=±0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 2,5; у=±1,5 %
			4	объем воздуха, «з м	СИ, входящие в состав ИК1-ИКЗ 1-го уровня			6=±0,1 %	5=±(1,2+1,35-ш) %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
28	гмз УУ воздуха в Ц1	Трубопровод воздуха DN300	1	объемный расход воздуха, м³/ч	Ирга-РВ	6=±1 %	тэкон- 19	6=±0,1 %	От 8000 до 9000 6=±1,1 %
			2	температура воздуха, °C	дтс	у_о=±0,5 % Ау_д=±0,1 %		А1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 180; А=±1,4 °C
			3	давление, МПа	АИР-10	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,035 %/°С		А=±0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 2,5; у=±1,5 %
			4	объем воздуха, м	СИ, входящие в состав ИК1-ИКЗ 1-го уровня			6=±0,1 %	5=±(1,2+1,35-ш) %
29	ГМЗ УУ воздуха на УГРУ	Трубопровод воздуха DN500	1	объемный расход воздуха, м³/ч	Ирга-РВ	6=±1 %		6=±0,1 %	От 8000 до 10000 6=±1,1 %
			2	температура воздуха, °C	Дтс	у_о=±0,5 % Ау_д=±0,1 %		А1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 180; А=±1,4 °C
			3	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		А1=0,02 мА у=±0,0001 %	От 0 до 2,5; у=±1,8 %
			4	объем воздуха, м	СИ, входящие в состав ИК1-ИКЗ 1-го уровня			6=±0,1 %	5=±(1,2+2,25-ш) %
30	НПВ-2 УУ хозпитье-вой воды (ХПВ) 1 -я нитка	Трубопровод ХПВ DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %	ROC 809	у=±0,1 %	От 600 до 1000; 5=±1,6-G_M/G %
		Трубопровод ХПВ DN500	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 0,5 у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
31	НПВ-2 УУ хозпитье-вой воды (ХПВ) 2-я нитка	Трубопровод ХПВ DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %		у=±0,1 %	От 600 до 1000; 5=±1,6-G_M/G %
		Трубопровод ХПВ DN500	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 0,5 у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
32	НПВ-2 УУ хозпитье-вой воды (ХПВ) 3-я нитка	Трубопровод ХПВ DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %		у=±0,1 %	От 600 до 1000; 6=±1,6-G_M/G %
		Трубопровод ХПВ DN500	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 0,5 у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
33	нпв-з УУ питьевой воды (ПВ) 1 -я нитка город	Трубопровод ПВ DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %		у=±0,1 %	От 250 до 600; 6=±1,6-G_M/G %
		Трубопровод ПВ DN500	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6 у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
34	НПВ-З УУ питьевой воды (ПВ) 2-я нитка город	Трубопровод ПВ DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %		у=±0,1 %	От 250 до 600; 6=±1,6-G_M/G %
		Трубопровод ПВ DN500	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 0,5 у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
35	нпв-з УУ питьевой воды (ПВ) 1 -я нитка к ТЭЦ	Трубопровод ПВ DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %	ROC 809; 14661-08	у=±0,1 %	От 250 до 600; 5=±1,6-G_M/G%
		Трубопровод ПВ DN500	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5% с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 0,5; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
36	НПВ-З УУ питьевой воды (ПВ) 2-я нитка к ТЭЦ	Трубопровод ПВ DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %		у=±0,1 %	От 250 до 600; 5=±1,6-G_M/G%
		Трубопровод ПВ DN500	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 0,5; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
37	НПВ-З УУ питьевой воды (ПВ) на ЦРП	Трубопровод ПВ DN400	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %		у=±0,1 %	От 100 до 500; 5=±1,6-G_M/G%
		Трубопровод ПВ DN400	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 4; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
38	НПВ-З УУ питьевой воды (ПВ) на РПК	Трубопровод ПВ DN400	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %		у=±0,1 %	От 100 до 500; 5=±1,6-G_M/G%
		Трубопровод ПВ DN400	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 0,5; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
39	НПВ-4,4а УУ питьевой воды (ПВ) к УГРУ	Трубопровод ПВ DN300	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %	ROC 809; 14661-08	у=±0,1 %	От 100 до 360; 5=±1,6-G_M/G%
		Трубопровод ПВ DN300	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 4; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
40	НПВ-4,4а УУ питьевой воды (ПВ) кРУ-2	Трубопровод ПВ DN 150	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %		у=±0,1 %	От 60 до 180; 5=±1,6-G_M/G%
		Трубопровод ПВ DN 150	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 4 у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
41	ТНС-5 УУ питьевой воды (ПВ) к шахте 6Р	Трубопровод ПВ DN250	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %	ROC 809	у=±0,1 %	От 100 до 250; 5=±1,6-G_M/G%
		Трубопровод ПВ DN250	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
42	ТНС-5 УУ сетевой воды	Трубопровод воды к шахте 6Р 1 -я нитка DN300	1	объемный расход воды, м³/ч	Расходомер 3051SFA; преобразо-ватель 3051SMV	5=±(0,9-3,0) %		6=±0,01 %	От 0 до 480; 5=±(0,9-3,0) %
			2	температура, °C		Д=±1,3 °C		6=±0,01 %	От 0 до 130; Д=±(1,3+0,0001 \|t\|) °C
			3	давление воды, МПа		у=±0,1 %		у=±0,1 %	От 0,03 до 1,67; у=±0,2 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	ТНС-5 УУ сетевой воды	Трубопровод воды к шахте 6Р 2-я нитка DN300	4	объемный расход воды, м³/ч	Расходомер 3051SFA; преобразо-ватель 3051SMV	5=±(0,9-3,0) %	ROC 809	6=±0,01 %	От 0 до 480; 5=±(0,9-3,0) %
			5	температура воды, °C		Д=±1,3 °C		6=±0,01 %	От 0 до 130; Д=±(1,3+0,0001 \|t\|) °C
			6	давление, МПа		у=±0,1 %		у=±0,1 %	От 0,03 до 1,67; у=±0,2 %
		Трубопровод воды от шахты 6Р DN400	7	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-510	6=±(l,5+0,2/v) %		6 =±0,01 %	От 0 до 1000; 6=±(l,5+0,2/v) %
			8	температура воды, °C	ТПТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; Д=±1,3 °C
			9	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %
			10	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5, ИК8 1-го уровня			6=±0,01 %	От 0 до 130; 6=±3,82/At %
			И	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК9 1-го уровня			6=±0,01 %	6 = ±(5,5+0,2/v+ +3,82/At) %
			12	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК9 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(5,5+0,2/v) %
43	скз УУ хозпитье-вой воды (ХПВ) 1 -я нитка	Трубопровод ХПВ DN 150	1	объемный расход воды, м³/ч	ЭМИС- ВИХРЬ 200	6=±1 %	ROC 809	6=±0,01 %	От 18 до 575; 6=±1 %
		Трубопровод ХПВ DN 150	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±1 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
44	скз УУ хозпитье-вой воды (ХПВ) 2-я нитка	Трубопровод ХПВ DN 150	1	объемный расход воды, м³/ч	ЭМИС-ВИХРЬ 200	6=±1 %		6=±0,01 %	От 18 до 575; 6=±1 %
		Трубопровод ХПВ DN 150	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±1 %
45	ТНС-2 УУ сетевой воды на П1	Трубопровод подающий к П1 DN700	1	объемный расход воды, м³/ч	Расходомер 3051SFA; преобразова-тель 3051SMV	5=±(0,9-3,0) %	ROC 809	6=±0,01 %	От 0 до 4000; 5=±(0,9-3,0) %
			2	температура воды, °C		Д=±1,3 °C		6=±0,01 %	От 0 до 130; Д=±(1,3+0,0001 \|t\|) °C
			3	давление, МПа		у=±0,1 %		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±0,2 %
		Трубопровод обратный от П1 1 -я нитка DN500	4	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-522	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 0 до 1600; 6=±(l,5+0,2/v) %
			5	температура воды, °C	ТИТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; Д=±1,3 °C
			6	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,0 у=±1,8 %
		Трубопровод обратный от П1 2-я нитка DN500	7	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-522	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 0 до 1600; 6=±(l,5+0,2/v) %
			8	температура воды, °C	ТИТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; Д=±1,3 °C
			9	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1; у=±1,8 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
			10	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5, ИК8 1-го уровня			6=±0,01 %	От 0 до 130; 5=±1,7/At %
			И	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК9 1-го уровня			6=±0,01 %	5=±(5+0,4/v+l,7/At) %
			12	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК9 1-го уровня			6=±0,01 %	8=±(5+0,4/v) %
46	ТНС-2 УУ сетевой воды на ТП РПК	Трубопровод подающий DN600	1	объемный расход воды, м³/ч	Расходомер 3051SFA; преобразова-тель 3051SMV	5=±(0,9-3,0) %		6=±0,01 %	От 0 до 1600; 5=±(0,9-3,0) %
			2	температура воды, °C		А=±1,3 °C		6=±0,01 %	От 0 до 130; А=±(1,3+0,0001 \|t\|) °C
			3	давление, МПа		у=±0,1 %		у=±0,1 %	От 0,03 до 1,67; у=±0,2 %
		Трубопровод обратный DN600	4	объемный расход воды, м³/ч	Расходомер 3051SFA; преобразова-тель 3051SMV	5=±(0,9-3,0) %		6=±0,01 %	От 0 до 1600; 5=±(0,9-3,0) %
			5	температура воды, °C		А=±1,3 °C		6=±0,01 %	От 0 до 130; А=±(1,3+0,0001 \|t\|) °C
			6	давление, МПа		у=±0,1 %		у=±0,1 %	От 0,03 до 1,67; у=±0,2 %
			7	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5 1-го уровня			6=±0,01 %	От 0 до 130; 6=±2,6/At %
			8	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(4+2,6/At) %
			9	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6=±0,01 %	5=±(1,8-6,0) %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
47	ТНС-3 УУ сетевой воды	Трубопровод подающий П1 DN700	1	объемный расход воды, м³/ч	Расходомер 3051SFA; преобразо-ватель 3051SMV	5=±(0,9-3,0) %	ROC 809	6=±0,01 %	От 0 до 2500; 5=±(0,9-3,0) %
			2	температура воды, °C		Д=±1,3 °C		6=±0,01 %	От 0 до 130; Д=±(1,3+0,0001 \|t\|) °C
			3	давление, МПа		у=±0,1 %		у=±0,1 %	От 0 до 1,25; у=±0,2 %
		Трубопровод обратный П1 1-я нитка DN500	4	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-522	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 0 до 1200; 6=±(l,5+0,2/v) %
			5	температура воды, °C	ТПТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 д оЮО; Д=±1,3 °C
			6	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1; у=±1,8 %
		Трубопровод обратный П1 2-я нитка DN500	7	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-522	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 0 до 1200; 6=±(l,5+0,2/v) %
			8	температура воды, °C	ТПТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; Д=±1,3 °C
			9	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1; у=±1,8 %
			10	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5, ИК8 1-го уровня			6=±0,01 %	От 0 до 130; 6=±1,7/At %
			И	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК9 1-го уровня			6=±0,01 %	5=±(5+0,4/v+l,7/At) %
			12	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК9 1-го уровня			6=±0,01 %	8=±(5+0,4/v) %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
48	ТНС-11 УУ сетевой воды	Трубопровод подающий к ШИв, 15в DN300	1	объемный расход воды, м³/ч	Расходомер 3051SFA; преобразо-ватель 3051SMV	5=±(0,9-3,0) %	ROC 809	6=±0,01 %	От 0 до 800; 5=±(0,9-3,0) %
			2	температура воды, °C		Д=±1,3 °C		6=±0,01 %	От 0 до 130; Д=±(1,3+0,0001 \|t\|) °C
			3	давление, МПа		у=±0,1 %		у=±0,1 %	От 0,03 до 1,67; у=±0,2 %
		Трубопровод обратный к кольцу белазов DN300	4	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-510	5=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 0 до 800; 5=±(l,5+0,2/v) %
			5	температура воды, °C	ТПТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; Д=±1,3 °C
			6	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 0,5; у=±1,8 %
			7	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5 1-го уровня			6=±0,01 %	От 0 до 130 6=±2,52/At %
			8	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(3,5+0,2/v+ +2,52/At) %
			9	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6=±0,01 %	5=±(2,0-6,0) %
49	ТНС-14 УУ сетевой воды	Трубопровод подающий DN400	1	объемный расход воды, м³/ч	Расходомер 3051SFA; преобразо-ватель 3051SMV	5=±(0,9-3,0) %	ROC 809	6=±0,01 %	От 0 до 800; 5=±(0,9-3,0) %
			2	температура воды, °C		Д=±1,3 °C		6=±0,01 %	От 0 до 130; Д=±(1,3+0,0001 \|t\|) °C
			3	давление, МПа		у=±0,1 %		у=±0,1 %	От 0,03 до 1,67; у=±0,2 %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
		Трубопровод обратный DN400	4	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-522	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 0 до 800; 6=±(l,5±0,2/v) %
			5	температура воды, °C	ДТС	у_о=±0,5 % Ду_д=±О, 1 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; А=±0,7 °C
			6	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 4,0; у=±1,8 %
			7	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5 1-го уровня			6=±0,01 %	От 0 до 130; 6=±2/At %
			8	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(3,5±0,2/v+2/At) %
			9	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК6 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(3,5±0,2/v) %
50	ТНС-14 УУ питьевой воды (ПВ)	Трубопровод ПВ DN300	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %		у=±0,1 %	От 100 до 300; 5=±1,6-G_M/G%
		Трубопровод ПВ DN300	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
51	БСИ УУ питьевой воды (ПВ)	Трубопровод воды ПВ DN400	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-510	6=±(l,5±0,2/v) %	ROC 809	6=±0,01 %	От 100 до 300; 6=±(l,5±0,2/v) %
		Трубопровод воды ПВ DN400	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 16; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(l,5±0,2/v) %

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
52	БСИ УУ сетевой воды	Трубопровод подающий на БСИ 1-я нитка DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-522	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 0 до 1000; 6=±(l,5+0,2/v) %
			2	температура воды, °C	ТИТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; Д=±1,3 °C
			3	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %
		Трубопровод подающий на БСИ 2-я нитка DN500	4	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-522	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 0 до 1000; 6=±(l,5+0,2/v) %
			5	температура воды, °C	ТИТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; Д=±1,3 °C
			6	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1,6; у=±1,8 %
		Трубопровод обратный с БСИ DN700	7	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-522	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 0 до 1000; 6=±(l,5+0,2/v) %
			8	температура воды, °C	ТИТУ	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,025 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 100; Д=±1,3 °C
			9	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 16; у=±1,8 %
			10	разность температур, °C	СИ, входящие в состав ИК2, ИК5, ИК8 1-го уровня			6=±0,01 %	От 0 до 120; 6=±3,66/At %
			И	тепловая энергия, Г кал	СИ, входящие в состав ИК1-ИК9 1-го уровня			6=±0,01 %	8=±(4,5+0,6/v+ +3,66/At) %
			12	масса воды, т	СИ, входящие в состав ИК1-ИК9 1-го уровня			6=±0,01 %	8=±(4,5+0,6/v) %

1	2	3	4	5	6		7	8	9
53	НТВ-2 УУ техниче-ской воды (ТВ)	Трубопровод ТВ DN 1200	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-510	6=±(l,5+0,2/v) %	ROC 809	6=±0,01 %	От 800 до 3000 6=±(l,5+0,2/v) %
		Трубопровод ТВ DN 1200	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 25 у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(l,5+0,2/v) %
54	НТВ-3 УУ технической воды (ТВ) 1 -я нить	Трубопровод ТВ DN800	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %	ROC 809	у=±0,1 %	От 600 до 1000; 5=±1,6-G_M/G%
		Трубопровод ТВ DN800	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 4; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %
55	НТВ-3 УУ технической воды (ТВ) 2-я нить	Трубопровод ТВ DN800	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-522	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 600 до 1000; 6=±(l,5+0,2/v) %
		Трубопровод ТВ DN800	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 16; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(l,5+0,2/v) %
56	НТВ-5 УУ технической воды (ТВ)	Трубопровод ТВ DN600	1	объемный расход воды, м³/ч	АКРОН-01	у=±1,5 %	ROC 809	у=±0,1 %	От 700 до 1000; 5=±1,6-G_M/G%
		Трубопровод ТВ DN600	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 16; у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±2 %

1	2	3	4	5	6	7	8	10	1
57	БНВС УУ сточной воды от БНВС К1	Трубопровод сточной воды DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-510	6=±(l,5+0,2/v) %	ROC 809	6=±0,01 %	От 300 до 600; 6=±(l,5+0,2/v) %
		Трубопровод сточной воды DN500	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1 у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(l,5+0,2/v) %
58	БНВС УУ сточной воды от БНВС К2	Трубопровод сточной воды DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-510	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 300 до 600; 6=±(l,5+0,2/v) %
		Трубопровод сточной воды DN500	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1 у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(l,5+0,2/v) %
59	КНС УУ сточной воды от КНС-1 КЗ	Трубопровод сточной воды DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-510	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 300 до 600; 6=±(l,5+0,2/v) %
		Трубопровод сточной воды DN500	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1 у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(l,5+0,2/v) %
60	КНС УУ сточной воды от КНС-1 К4	Трубопровод сточной воды DN500	1	объемный расход воды, м³/ч	УРСВ-510	6=±(l,5+0,2/v) %		6=±0,01 %	От 300 до 600; 6=±(l,5+0,2/v) %
		Трубопровод сточной воды DN500	2	давление, МПа	Метран-55	у_о=±0,5 % с1у_д=±0,046 %/°С		у=±0,1 %	От 0 до 1 у=±1,8 %
			3	объем воды, м³	СИ, входящие в состав ИК1 1-го уровня			6=±0,01 %	6=±(l,5+0,2/v) %

Примечание: А - пределы допускаемой абсолютной погрешности; 6 - пределы допускаемой относительной погрешности; у - пределы допускаемой приведенной погрешности; v - скорость потока в трубопроводе; At - разность температур теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах; G_M и G - расходы, максимальный и измеренный.

Технические характеристики измерительных каналов узлов учета АИИС УЭ ПАО «ППГХО» приведены в таблице 9.

Таблица 9 - Технические характеристики АИИС УЭ ПАО «ППГХО»

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)	от +21 до +25 от 30 до 80 от 84 до 106 (от 630 до 795)
Условия эксплуатации: температура окружающей среды, °С, для: - компонентов нижнего уровня - компонентов верхнего уровня относительная влажность воздуха, % для: - компонентов нижнего уровня - компонентов верхнего уровня атмосферное давление, кПа вибрация, удары и электромагнитные помехи отсутствуют параметры питающей сети: - напряжение, В - частота, Г ц	от +5 до +50 от +10 до +40 до 95 при +35 °С до 80 при +35 °С от 84 до 106,7 от 198 до 242 от 49 до 51
Среднее время наработки на отказ, ч	15 000
Средний срок службы, лет	12

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС УЭ ПАО «ППГХО» типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект АИИС УЭ ПАО «ППГХО» входят технические средства, программное обеспечение и документация, представленные в таблицах 10, 11 и 12 соответственно.

Таблица 10 - Технические средства

№	Наименование	Кол-во (шт.)
1	Расходомеры ультразвуковые АКРОН-01	17
2	Датчики давления Метран-55	62
3	Расходомеры Метран-350-SFA	11
4	Термопреобразователи измерительные ТПТУ	20
5	Расходомеры-счетчики ультразвуковые УРСВ-510	14
6	Комплект термопреобразователей сопротивления «Взлет ТПС»	12
7	Расходомеры 3051SFA	29
8	Датчики давления «Метран-150»	3
9	Весы конвейерные ЛК-3А	1
10	Весы конвейерные ЛК-3Б	1
11	Расходомеры-счетчики ультразвуковые УРСВ-520	8
12	Термопреобразователи сопротивления ДТС	17
13	Преобразователи давления измерительные АИР-10	4
14	Преобразователи давления измерительные ОВЕН ПД100-ДИ	1
15	Расходомеры-счетчики вихревые «ИРГА-РВ»	8

№	Наименование	Кол-во (шт.)
16	Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200»	2
17	Расходомеры-счетчики ультразвуковые УРСВ-522	9
18	Контроллеры измерительные ROC 809	24
19	Вычислители количества теплоты ВКТ-5	2
20	Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19	3
21	Сервер опроса и баз данных	1
22	Автоматизированные рабочие места	18
23	Расходомеры-счетчики ультразвуковые УРСВ-540ц	6
24	Тепловычислитель ВЗЛЕТ ТСРВ -024М	5

Таблица 11 - Программное обеспечение

№	Наименование	Кол-во (шт.)
1	Системное ПО
1.1	ОС Windows Server 2008 R2 Standard Service Pack 1	1
1.2	OC Windows 7 Профессиональная Service Pack 1	18
2	Специализированное прикладное программное обеспечение
2.1	Программное обеспечение «MasterSCADA»	19

Таблица 12 - Документация

№	Наименование	Кол-во (шт.)
1	Приложение № 1 к договору субподряда № 0326-21 2012. Техническое задание на создание автоматизированной информационно-измерительной системы учета энергоресурсов ОАО «ППГХО».	1
2	Автоматизированная информационно-измерительная система учета энергоресурсов ОАО «ППГХО». Технорабочий проект. ЭНСТ.411711.104.	1
3	Автоматизированная информационно-измерительная система учета энергоресурсов ПАО «ППГХО». Руководство пользователя. ЭНСТ.07.16.РП	1
4	Документация на ПО «MasterSCADA»: - MasterSCADA. Основные принципы построения проектов; - MasterSCADA. Принципы создания мнемосхем; - MasterSCADA. Построение отчетов в MasterReport; - MasterSCADA. Создание сетевых проектов; - MasterSCADA. Работа с базами данных.	1
5	Автоматизированная информационно-измерительная система учета энергоресурсов ПАО «ППГХО». Паспорт-формуляр. ЭНСТ.07.16.ФО	1
6	Система автоматизированная информационно-измерительная учёта энергоресурсов ПАО «ППГХО». Методика поверки.	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная учета энергоресурсов филиала ПАО «ППГХО». Методика измерений тепловой энергии, расхода, массы, давления и температуры сетевой воды, расхода, объема и давления хозяйственно-питьевой воды, расхода пара и массы угля».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Изготовитель

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

ИНН 5001061220

Адрес юридического лица: 142700, Московская обл., г. Ступино, ул. Транспортная, влд. 11

Адрес места осуществления деятельности: 142700, Московская обл., г. Ступино, ул. Транспортная, влд. 11

Е-mail: info@energoset.com

Тел./факс: (495) 660-50-19

Испытательный центр

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

Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20

Телефон/факс: (8412) 49-82-65

Е-mail: info@penzacsm.ru

Web-site: www.penzacsm.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311197.

Лист № 1 Регистрационный № 81220-21 Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Амурская

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Амурская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

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

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

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и сервер баз данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ ИВК), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «Россети» - МЭС, ПМЭС, каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

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

- хранение информации по заданным критериям;

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

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

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

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

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

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

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

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC(SU).

ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC(SU) более чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 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 на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер ВСТ006. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, метрологические и основные технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД	УССВ ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.10, ВЛ-500 кВ Амурская - Хэйхэ	AGU-525 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 40087-08	VCU-525 кл.т. 0,2 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) рег. № 37847-08	Dialog ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 22422-07	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
2	ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.10 ВЛ - 500 кВ Бурейская ГЭС -Амурская	AGU-525 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 40087-08	VCU-525 кл.т. 0,2 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) рег. № 37847-08	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
3	ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.2, ВЛ - 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская №1	IOSK 550 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 26510-09	СРВ 550 кл.т. 0,2 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) рег. № 15853-06	ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97
4	ПС 500кВ Амурская, ОРУ - 500 кВ, яч.8, ВЛ - 500 кВ Зейская ГЭС - Амурская №2	AGU-525 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 40087-08	VCU-525 кл.т. 0,2 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) рег. № 37847-08	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
5	ПС 500 кВ Амурская ОРУ-500 кВ, яч.1, Реактор Р-1 500 кВ	ТОГФ (П) кл.т. 0,2S Ктт = 500/1 рег. № 61432-15	CPB 550 кл.т. 0,2 Ктн = (500000/^3)/(100/^3) рег. № 15853-06	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
6	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ - 220 кВ, яч.3, ВЛ 220 кВ Свободненская ТЭС-Амурская - №1	CA 245 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 23747-12	DFK 245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 80254-20	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
7	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ - 220 кВ, яч.10, ВЛ 220 кВ Свободненская ТЭС-Амурская - №2	CA 245 кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 23747-12	DFK 245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 80254-20	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

1	2	3	4	5	6	7
8	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-220 кВ, яч.11, ВЛ 220 кВ Амурская - НПС-26	ТФМ кл.т. 0,2S Ктт = 500/5 рег. № 83514-21	DFK 245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 80254-20	ЕвроАЛЬФА кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 16666-97	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
9	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ - 220 кВ, ОВ-220кВ	CA 245 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 23747-12	DFK 245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 80254-20	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
10	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 1, ВЛ-35 кВ Амурская- Костюковка №2	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
11	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, яч. 3, ВЛ-35 кВ Амурская- Костюковка №1	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
12	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, яч. 5, ВЛ-35 кВ Амурская-Лесная	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
13	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 11, ВЛ-35 кВ Амурская-Свободный №2	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
14	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, яч. 13, ВЛ-35 кВ Амурская-Свободный №1	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
15	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 15, ВЛ-35 кВ Амурская-Базовая	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
16	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, яч. 17, ВЛ-35 кВ Амурская-Северная №2	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
17	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 18, ВЛ-35 кВ Амурская-Северная №1	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

1	2	3	4	5	6	7
18	ПС 500 кВ Амурская, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, яч. 19, ВЛ-35 кВ Амурская- Новоивановка	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
19	ПС 500 кВ Амурская, Шкаф учета №1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Мегафон №1	ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 58465-14	-	Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06
20	ПС 500 кВ Амурская, Шкаф учета №2 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Мегафон №2	ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 58465-14	-	Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06
21	ПС 500 кВ Амурская, КЛ-0,22 кВ НРП ОАО "Ростелеком" ввод №1	ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 75345-19	-	Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06
22	ПС 500 кВ Амурская, КЛ-0,22 кВ НРП ОАО "Ростелеком" ввод №2	ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 75345-19	-	Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06
23	ПС 500 кВ Амурская, ЭЭП-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ МТС	-	-	Альфа А1140 кл.т. 1,0 рег. № 33786-07
24	ПС 500 кВ Амурская, ВЛ 0,22 кВ Читатехэнерго	-	-	Альфа А1800 кл.т. 0,5S рег. № 31857-11

Пр имечания

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

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)%,	65(10) %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5(10) %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1 - 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,0	0,6	0,5	0,5
	0,8	1,1	0,8	0,6	0,6
	0,5	1,8	1,3	0,9	0,9
6 - 18 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
19 - 22 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)	1,0	-	1,7	1,0	0,8
	0,8	-	2,8	1,5	1,1
	0,5	-	5,4	2,7	1,9
23 (Счетчик 1,0)	1,0	-	1,1	1,1	1,1
	0,8	-	1,3	1,1	1,1
	0,5	-	1,7	1,1	1,1
24 (Счетчик 0,5S)	1,0	-	1,1	0,6	0,6
	0,8	-	1,1	0,6	0,6
	0,5	-	1,1	0,7	0,7
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		62%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2, 4, 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	1,8	1,4	1,0	1,0
1, 2, 4, 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,5	0,9	0,8	0,8
3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,1	1,3	0,9	0,9
3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,5	1,0	0,7	0,7
6 - 10, 12, 15 - 17 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,3	1,6	1,3	1,3
6 - 10, 12, 15 - 17 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,2	1,0	0,9
11, 13, 14, 18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,0	1,6	1,3	1,3
11, 13, 14, 18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,1	1,0	1,0

1	2	3	4	5	6
19 - 22 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,8	-	4,5	2,4	1,8
19 - 22 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,5	-	2,8	1,6	1,3
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)%,	65(10) %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5(10) %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1 - 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,2	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	1,9	1,4	1,1	1,1
6 - 18 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
19 - 22 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)	1,0	-	2,1	1,6	1,4
	0,8	-	3,1	1,9	1,7
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
23 (Счетчик 1,0)	1,0	-	2,7	2,7	2,7
	0,8	-	2,9	2,8	2,8
	0,5	-	3,2	2,9	2,9
24 (Счетчик 0,5S)	1,0	-	1,6	1,3	1,3
	0,8	-	1,7	1,4	1,4
	0,5	-	1,7	1,5	1,5
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		62%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2, 4, 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,2	1,9	1,6	1,6
1, 2, 4, 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,9	1,5	1,4	1,4
3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,8	1,7	1,2	1,1
3 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	2,1	1,4	1,0	1,0
6 - 10, 12, 15 - 17 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,9	1,9	1,5	1,4
6 - 10, 12, 15 - 17 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,2	1,5	1,2	1,2
11, 13, 14, 18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,4	2,1	1,9	1,9
11, 13, 14, 18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,0	1,7	1,6	1,6

1	2	3	4	5	6
19 - 22 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,8	-	5,1	2,8	2,2
19 - 22 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,5	-	3,4	2,1	1,9
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов 5 АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Д), с
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от 12%. 2 Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК № 23 нормируются от I10%. 3 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии
ГОСТ Р 52425-2005	от +21 до +25
ГОСТ 26035-83	от +18 до +22
Рабочие условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА (рег. № 16666-97):
- средняя наработка на отказ, ч, не менее	50000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72

1	2
счетчики электроэнергии Dialog ZMD:
- средний срок службы, лет	30
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД RTU-325:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее	100000
комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000
Глубина хранения информации
счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	AGU-525	9 шт.
Трансформатор тока	IOSK 550	6 шт.
Трансформатор тока	ТОГФ (П)	3 шт.
Трансформатор тока	CA 245	9 шт.
Трансформатор тока	ТФМ	3 шт.
Трансформатор тока	ТГМ	27 шт.
Трансформатор тока	ТТН-Ш	8 шт.
Трансформатор напряжения	VCU-525	18 шт.
Трансформатор напряжения	СРВ 550	6 шт.
Трансформатор напряжения	DFK 245	6 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	2 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Dialog ZMD	1 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа А1800	20 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	ЕвроАЛЬФА	2 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа А1140	1 шт.
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325L	1 шт.
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1 шт.
Паспорт-формуляр	РЭМ-ПТР-2019.ВСТ006.ПС-ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Амурская». Методика измерений аттестована ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311298.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

ИНН 4716016979

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

Телефон: (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Web-сайт: www.fsk-ees.ru

E-mail: info@fsk-ees.ru

Изготовитель

ИНН 4716016979

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

Телефон: (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Web-сайт: www.fsk-ees.ru

E-mail: info@fsk-ees.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 129327, г. Москва, ул. Коминтерна, д.7, корп. 2, ком. 504 Телефон: +7 (499) 991-19-91

Web-сайт: www.enertest.ru

E-mail: info@enertest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311723.

В части вносимых изменений

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

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-т, д. 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-сайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «14» марта 2023 г. № 535

Лист № 1 Регистрационный № 49602-12 Всего листов 13

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЦСОИ с АИИС КУЭ ООО «ЕвроХим-Энерго» на объекте ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчик активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), который включает в себя сервер, расположенный в ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий» (СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий») и сервер, расположенный в ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат» (СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат»), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;

третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных (СБД ЦСОИ), расположенный в ИВЦ АО «НАК «АЗОТ», автоматизированные рабочие места операторов (далее по тексту - АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2, рег. № 41681-10 в ФИФ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений АИИС КУЭ огранчен на всех уровнях при помощи механических и программных методов и способов защиты.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ, заводские номера средств измерений уровней ИИК и ИВКЭ, идентификационные обозначения элементов уровня ИВК указаны в формуляре.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к национальной шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

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

передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера СБД ЦСОИ по каналу связи сети Internet через интернет-провайдера или сотовой связи;

сервер СБД ЦСОИ 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;

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

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

передача журналов событий счетчиков.

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

СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий», СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат», автоматически в соответствии с параметрами конфигурации один раз в 30 мин по линиям связи производят опрос, считывание, накопление, хранение, отображение измерительной информации со счетчиков. Считанные данные результатов измерений заносятся в базу данных (с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН). Также в базу данных заносятся журналы событий счетчиков.

СБД ЦСОИ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации со счетчиков АИИС КУЭ (с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и из СБД ИВКЭ второго уровня.

СБД ЦСОИ осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в КО АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется национальная шкала координированного времени UTC(SU).

В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий», СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат», СБД ЦСОИ. В качестве УСВ используется УСВ-2, в составе которого есть ГЛОНАСС-приемник. УСВ-2 обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальнно навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU). УСВ-2 осуществляет прием сигналов точного времени системы ГЛОНАСС один раз в 30 минут.

Сравнение показаний часов СБД ЦСОИ и УСВ-2 происходит один раз в 60 минут. Синхронизация часов СБД ЦСОИ и УСВ-2 осуществляется при расхождении показаний часов СБД ЦСОИ и УСВ-2 на величину более ±1,0 с.

Сравнение показаний часов СБД ЦСОИ и СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий», СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат» происходит один раз в 30 минут. Синхронизация часов СБД ЦСОИ и СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий», СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат» осуществляется при расхождении показаний часов СБД ЦСОИ и СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий», СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат» на величину более ±1,0 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий», СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат», СБД ЦСОИ происходит один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков и СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий», СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат», СБД ЦСОИ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий», СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат», СБД ЦСОИ на величину более ±1,0 с.

Программное обеспечение

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «АльфаЦЕНТР».

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентификационные данные (признаки)	Метрологически значимая часть ПО
Наименование ПО	АльфаЦЕНТР
Идентификационное наименование ПО	ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	12.01
Цифровой идентификатор ПО	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения	MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК, указанные в таблице 2.

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

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3 , 4.

Таблица 2 - Состав И

К АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование ИК

Состав ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

ПС 220/6 кВ

КамаКалий,

КРУЭ-220 кВ, ячейка D10

AMT245/1

Кл. т. 0,2S

Ктт = 400/1

Рег. № 37101-14

SU245/S

Кл. т. 0,2

Ктн = 220000/^3/100/^3

Рег. № 37115-14

A1802RALXQV-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий»,

СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат»

СБД ЦСОИ, УСВ-2

ПС 220/6 кВ

КамаКалий, КРУЭ-220 кВ, ячейка D08

AMT245/1

Кл. т. 0,2S

Ктт = 400/1

Рег. № 37101-14

SU245/S

Кл. т. 0,2

Ктн = 220000/^3/100/^3

Рег. № 37115-14

A1802RALXQV-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС 220/6 кВ

КамаКалий, КРУЭ-220 кВ, ячейка D04

AMT245/1

Кл. т. 0,2S

Ктт = 400/1

Рег. № 37101-14

SU245/S

Кл. т. 0,2

Ктн = 220000/^3/100/^3

Рег. № 37115-14

A1802RALXQV-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС ГОК-

110/10 кВ, Яч. «ТСН 1

10/0,4 кВ»

Т-0,66 М УЗ

Кл. т. 0,5S

Ктт = 400/5

Рег. № 36382-07

A1802RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС ГОК-

110/10 кВ, Яч. «ТСН 2

10/0,4 кВ»

Т-0,66 М УЗ

Кл. т. 0,5S

Ктт = 400/5

Рег. № 36382-07

A1802RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС ГОК-

110/10 кВ,

Яч. 11 «В-10 Т-

1» (Ввод 10 кВ от Т-1)

ТОЛ-СЭЩ-10-21

Кл. т. 0,5S

Ктт = 1500/5

Рег. № 32139-06

НАМИ-10-95

Кл. т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 20186-05

A1802RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС ГОК-

110/10 кВ,

Яч. 12 «В-10 Т-

2» (Ввод 10 кВ от Т-2)

ТОЛ-СЭЩ-10-21

Кл. т. 0,5S

Ктт = 1500/5

Рег. № 32139-06

НАМИ-10-95

Кл. т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 20186-05

A1802RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС-214 110 кВ,

ЗРУ-6 кВ, яч. 25

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S

Ктт = 3000/5

Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК-10

Кл. т. 0,5

Ктн = 6000/^3/100/^3

Рег. № 47583-11

A1805RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/0,1

Рег. № 31857-11

Продолжение таблицы 2

ПС-214 110 кВ,

ЗРУ-6 кВ, яч. 6

ТЛШ-10

Кл. т. 0,5S

Ктт = 1500/5

Рег. № 11077-07

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

Ктн = 6000/100

Рег. № 2611-70

A1805RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/0,1

Рег. № 31857-11

СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий»,

СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат»

СБД ЦСОИ, УСВ-2

ПС-214 110 кВ,

ЗРУ-6 кВ, яч. 70

LZZB

Кл. т. 0,5S

Ктт = 3000/5

Рег. № 63176-16

JDZX

Кл. т. 0,2

Ктн = 6300/^3/100/^3

Рег. № 63263-16

A1805RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/0,1

Рег. № 31857-11

ПС-214 110 кВ,

ЗРУ-6 кВ, яч. 50

ТЛШ-10УЗ

Кл. т. 0,5S

Ктт = 1500/5

Рег. № 11077-07

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

Ктн = 6000/100

Рег. № 2611-70

A1805RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/0,1

Рег. № 31857-11

ПС-214 110 кВ,

ЗРУ-6 кВ, яч. 80

LZZB

Кл. т. 0,5S

Ктт = 3000/5

Рег. № 63176-16

JDZX

Кл. т. 0,2

Ктн = 6300/^3/100/^3

Рег. № 63263-16

A1805RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/0,1

Рег. № 31857-11

ПС-214 110 кВ,

ЗРУ-6 кВ, яч. 63

ТЛШ-10УЗ

Кл. т. 0,5S

Ктт = 1500/5

Рег. № 11077-07

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

Ктн = 6000/100

Рег. № 2611-70

A1805RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/0,1

Рег. № 31857-11

ПС-214 110 кВ,

ЗРУ-6 кВ, яч. 40

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S

Ктт = 3000/5

Рег. № 25433-11

ЗНОЛП-ЭК-10

Кл. т. 0,5

Ктн = 6000/^3/100/^3

Рег. № 47583-11

A1805RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/0,1

Рег. № 31857-11

ПС-214 110 кВ,

ЗРУ-6 кВ, яч. 19

ТЛШ-10УЗ

Кл. т. 0,5S

Ктт = 1500/5

Рег. № 11077-07

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5

Ктн = 6000/100

Рег. № 2611-70

A1805RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/0,1

Рег. № 31857-11

ПС-214 110 кВ,

ЗРУ-35 кВ, КЛ

35 кВ Кг-2

ТФНД-35М

Кл. т. 0,5

Ктт = 600/5

Рег. № 3689-73

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5

Ктн = 35000/^3/100/^3

Рег. № 912-07

A1805RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/0,1

Рег. № 31857-11

ПС-214 110 кВ,

ЗРУ-35 кВ, ВЛ

35 кВ ЮК-1 (л. ЮК-1)

ТФНД-35М

Кл. т. 0,5

Ктт = 600/5

Рег. № 3689-73

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5

Ктн = 35000/^3/100/^3

Рег. № 912-07

A1805RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/0,1

Рег. № 31857-11

ПС-214 110 кВ,

ЗРУ-35 кВ, ВЛ

35 кВ ЮК-2 (л. ЮК-2)

ТФНД-35М

Кл. т. 0,5

Ктт = 600/5

Рег. № 3689-73

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5

Ктн = 35000/^3/100/^3

Рег. № 912-07

A1805RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/0,1

Рег. № 31857-11

Продолжение таблицы 2

ПС-214 110 кВ,

ЗРУ-35 кВ, КЛ

35 кВ Кг-1

ТФНД-35М

Кл. т. 0,5

Ктт = 600/5

Рег. № 3689-73

ЗНОМ-35-65

Кл. т. 0,5

Ктн = 35000/^3/100/^3

Рег. № 912-07

A1805RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,5S/0,1

Рег. № 31857-11

СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий»,

СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат»

СБД ЦСОИ, УСВ-2

ПС-317 110 кВ,

ЗРУ-110 кВ,

Ввод 110 кВ Т-

1 от отпайки

ВЛ 110 кВ

Фосфоритская-

4 (л. Ф-4)

ТФЗМ-110Б-ГУ ХЛ1

Кл. т. 0,2S

Ктт = 600/5; 1200/5

Рег. № 26422-06

НКФ-110 ГГ У1

Кл. т. 0,5

Ктн = 110000/^3/100/^3

Рег. № 26452-06

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС-317 110 кВ, ЗРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-

2 от отпайки ВЛ 110 кВ Фосфоритская-
3 (л. Ф-3)

ТФЗМ-110Б-ГУ ХЛ1

Кл. т. 0,2S

Ктт = 600/5; 1200/5

Рег. № 26422-06

НКФ-110 ГГ У1

Кл. т. 0,5

Ктн = 110000/^3/100/^3

Рег. № 26452-06

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС

Ацетиленовая

110 кВ, яч.

№ 46, КЛ 6кВ

ф.№1 Руссоль

ТОЛ-СЭЩ-10-11

Кл. т. 0,5 Ктт = 1000/5

Рег. № 51623-12

НТМИ-6-66-У3

Кл. т. 0,5

Ктн = 6000/^3/100/^3

Рег. № 2611-70

A1802RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС

Ацетиленовая

110 кВ, яч.

№ 22, КЛ 6кВ ф.№2 Руссоль

ТОЛ-СЭЩ-10-11

Кл. т. 0,5 Ктт = 1000/5

Рег. № 51623-12

НТМИ-6-66-У3

Кл. т. 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3

Рег. № 2611-70

A1802RAL-

P4GB-DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС 110 кВ

Аммиачная,

ЗРУ-110 кВ, яч. 1, КВЛ 110 кВ

Кингисеппская-

Аммиачная № 1

ELK-CT0

Кл. т. 0,2S

Ктт = 400/1

Рег. № 84282-21

EGK 145-3/VT1

Кл. т. 0,2

Ктн = 110000/^3/100/^3

Рег. № 73513-18

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

ПС 110 кВ

Аммиачная, ЗРУ-110 кВ, яч. 8, КВЛ 110 кВ Кингисеппская-

Аммиачная № 2

ELK-CT0

Кл. т. 0,2S

Ктт = 400/1

Рег. № 84282-21

EGK 145-3/VT1

Кл. т. 0,2

Ктн = 110000/^3/100/^3

Рег. № 73513-18

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
34	ПС 220 кВ ГОК, КРУЭ-220 кВ, яч. D02, ВЛ 220 кВ Заливская-ГОК	JK ELK CN14 Кл. т. 0,2S Ктт = 1200/1 Рег. № 41961-09	EGK 300 Кл. т. 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 41963-09	A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	СБД ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий», СБД ООО «ЕвроХим-Усольский калийный комбинат»	СБД ЦСОИ, УСВ-2
35	ПС 220 кВ ГОК, КРУЭ-220 кВ, яч. D05, ВЛ 220 кВ Волгодонск-ГОК	JK ELK CN14 Кл. т. 0,2S Ктт = 1200/1 Рег. № 41961-09	EGK 300 Кл. т. 0,2 Ктн = 220000/^3/100/^3 Рег. № 41963-09	A1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11		СБД ЦСОИ, УСВ-2
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 3, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в Таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменение в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть.

Таблица 3- Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

№ ИК	знач. cos9	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), %
№ ИК	знач. cos9	5wp1-2, [%] Wpp^WpmM <Wp2%	5wp2-5, [%] WP2%<Wft^WP5 %	5wp5-20, [%] ^Vp5%<^Vpn34 <Wp20%	5Wp20-100, [%] Wр20%<Wризм <Wp100%	5Wp100-120, [%] Wр100%<WриЗM <Wp120%
1	2	3	4	5	6	7
1-3, 32-35 TT-0,2S; TH-0,2; C4-0,2S	1,0	±1,2	±1,2	±0,8	±0,7	±0,7
	0,8	не норм.	±1,4	±1,0	±0,8	±0,8
	0,5	не норм.	±2,1	±1,3	±1,1	±1,1
6, 13 TT-0,5S; C4-0,2S	1,0	±1,8	±1,8	±1,1	±0,9	±0,9
	0,8	не норм.	±2,5	±1,6	±1,2	±1,2
	0,5	не норм.	±4,7	±2,8	±1,9	±1,9
14, 15 TT-0,5S; TH-0,5; C4-0,2S	1,0	±1,9	±1,9	±1,2	±1,0	±1,0
	0,8	не норм.	±2,6	±1,7	±1,4	±1,4
	0,5	не норм.	±4,8	±3,0	±2,3	±2,3
16, 17, 19, 21-23 TT-0,5S; ТН-0,5; C4-0,5S	1,0	±2,4	±2,4	±1,6	±1,5	±1,5
	0,8	не норм.	±3,2	±2,1	±1,8	±1,8
	0,5	не норм.	±5,6	±3,3	±2,6	±2,6
18, 20 TT-0,5S; TH-0,2; C4-0,5S	1,0	±2,3	±2,3	±1,6	±1,4	±1,4
	0,8	не норм.	±3,2	±2,0	±1,6	±1,6
	0,5	не норм.	±5,5	±3,2	±2,3	±2,3
24-27 TT-0,5; TH-0,5; C4-0,5S	1,0	не норм.	не норм.	±2,2	±1,6	±1,5
	0,8	не норм.	не норм.	±3,1	±2,0	±1,8
	0,5	не норм.	не норм.	±5,6	±3,2	±2,6
28, 29 TT-0,2S; TH-0,5; C4-0,2S	1,0	±1,3	±1,3	±1,0	±0,9	±0,9
	0,8	не норм.	±1,6	±1,2	±1,1	±1,1
	0,5	не норм.	±2,4	±1,8	±1,6	±1,6
30, 31 TT-0,5; TH-0,5; C4-0,2S	1,0	не норм.	не норм.	±1,9	±1,2	±1,0
	0,8	не норм.	не норм.	±2,9	±1,7	±1,4
	0,5	не норм.	не норм.	±5,5	±3,0	±2,3

№ ИК	знач. cos9	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), %
№ ИК	знач. cos9	5wq2-5, [%] Wq2% < WomM < Wq5%	5wq5-20, [%] W Q5%<W 0изм<^^ Q20%	5wq20-100, [%] W Q20%<W Оиз <W Q10 0%	5Wq100-120, [%] W Q100%<W Оизм W Q120%
1-3, 32-35	0,9	±2,8	±2,4	±1,9	±1,9
ТТ-0,2Б; ТН-0,2;	0,7	±2,3	±2,2	±1,7	±1,7
Сч-0,5	0,5	±2,2	±2,1	±1,7	±1,7
6, 13	0,9	±6,6	±3,7	±2,5	±2,4
6, 13	0,7	±3,5	±2,1	±1,4	±1,4
ТТ-0,5Б; Сч-0,5	0,7	±3,5	±2,1	±1,4	±1,4
ТТ-0,5Б; Сч-0,5	0,5	±2,7	±1,6	±1,2	±1,2
14, 15	0,9	±6,8	±4,1	±2,9	±2,9
ТТ-0,5Б; ТН-0,5;	0,7	±3,6	±2,3	±1,7	±1,7
Сч-0,5	0,5	±2,7	±1,8	±1,3	±1,3
16, 17, 19, 21-23	0,9	±6,6	±4,9	±4,1	±4,1
ТТ-0,5Б; ТН-0,5;	0,7	±4,4	±3,8	±3,4	±3,4
Сч-1,0	0,5	±3,9	±3,5	±3,1	±3,1
18, 20	0,9	±6,5	±4,7	±3,9	±3,9
ТТ-0,5Б; ТН-0,2;	0,7	±5,0	±4,0	±3,5	±3,5
Сч-1,0	0,5	±3,8	±3,4	±3,1	±3,1
24-27	0,9	не норм.	±7,2	±4,7	±4,1
ТТ-0,5; ТН-0,5;	0,7	не норм.	±4,7	±3,6	±3,4
Сч-1,0	0,5	не норм.	±4,0	±3,3	±3,1
28, 29	0,9	±3,2	±2,8	±2,3	±2,3
ТТ-0^; ТН-0,5;	0,7	±2,5	±2,3	±1,9	±1,9
Сч-0,5	0,5	±2,3	±2,2	±1,8	±1,8
30, 31	0,9	не норм.	±6,7	±3,8	±3,0
ТТ-0,5; ТН-0,5;	0,7	не норм.	±3,9	±2,5	±2,1
Сч-0,5	0,5	не норм.	±3,2	±2,1	±1,9

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов

АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая);
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	27
Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от Ином	от 98 до 102
ток, % от Ком	от 100 до 120
частота, Гц	от 49,85 до 50,15
коэффициент мощности cos9	0,9
температура окружающей среды, °С	от + 21 до + 25
относительная влажность воздуха, % при + 25 °С	от 30 до 80
Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от Ином	от 90 до 110
ток, % от 1ном для ИИК №№ 1-23, 28, 29,32-35	от 1 до 120
ток, % от 1ном для ИИК №№ 24-27, 30, 31	от 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, °С	от - 40 до + 50
температура окружающей среды для счетчиков, УСВ, °С	от + 5 до + 35
относительная влажность воздуха, % при + 25 °С	от 75 до 98
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: среднее время наработки на отказ, часы, не менее:	120000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСВ: среднее время наработки на отказ, часы, не менее:	35000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Глубина хранения информации Счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	113,7
при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

В журналах событий счетчиков фиксируются факты: параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.

Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках;

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

Знак утверждения типа

Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта-формуляра печатным способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Тип	Количество
1	2	3
Трансформатор тока	ТЛО-10	6 шт.
Трансформатор тока	ТЛШ-10У3	8 шт.
Трансформатор тока	LZZB	6 шт.
Трансформатор тока	ТФНД-35М	8 шт.
Трансформатор тока	ТФЗМ-110Б-ГУ ХЛ1	6 шт.
Трансформатор тока	Т-0,66 М УЗ	6 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10-21	6 шт.
Трансформатор тока	AMT245/1	9 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10-11	4 шт.
Трансформатор тока	ELK-CTO	6 шт
Трансформатор тока	JK ELK CN14	6 шт
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-ЭК-10	6 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	4 шт.
Трансформатор напряжения	JDZX	6 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65	6 шт.
Трансформатор напряжения	НКФ-110 II У1	6 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-10-95	2 шт.
Трансформатор напряжения	SU245/S	6 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66-У3	6 шт.
Трансформатор напряжения	EGK 145-3/VT1	2 шт
Трансформатор напряжения	EGK 300	6 шт
Счетчики электрической энергии многофункциональные	A1802RAL-P4GB-DW4	8 шт.
	A1802RALXQV-P4GB-DW-4	3 шт.
	A1802RALQ-P4GB-DW-4	2 шт.
	A1805RAL-P4GB-DW-4	12 шт.
	СЭТ-4ТМ.03М.16	2 шт.
GSM-модем	IRZ MC52iT	1 шт.
GSM-модем	Siemens MC35/35i	3 шт.

Продолжение таблицы 5

1	2	3
GSM-модем	IRZ TC65Smart	1 шт.
GSM/GPRS модем	iRZ ATM3-485	2 шт.
GSM/GPRS модем	iRZ ATM21.B	2 шт.
4-портовый асинхронный сервер RS-422/485 в Ethernet	MOXA NPort S8455I-MM-SC	2 шт.
4-портовый асинхронный сервер RS-422/485 в Ethernet	MOXA NPort 5430	1 шт.
Преобразователь RS-232/Ethernet	MOXA NPort 5610-8	1 шт.
Преобразователь RS-232/Ethernet	MOXA NPort 5650-8-DT	1 шт.
Преобразователь RS-422/485 в Ethernet	MOXA NPort 5232	2 шт.
Преобразователь RS-422/485 в Ethernet	MOXA NPort 5230	1 шт.
Преобразователь RS-422/485 в Ethernet	MOXA NPort 5130	1 шт.
ПреобразовательRS-422/485 в Ethernet	MOXA А52	2 шт.
16-портовый асинхронный сервер RS232/422/485 в Ethernet	Moxa NPort 5650-16	1 шт.
Источник бесперебойного питания	APC Smart-UPS SC 1000VA	2 шт.
Источник бесперебойного питания	APC Smart-UPS 2200VA	1 шт.
Коммутатор на 8 портов	Catalyst 2960 8 10/100 + 1 T/SFP LAN	1 шт.
У стройство синхронизации системного времени	УСВ-2	1 шт.
ИВК (ЦСОИ) сервер	IBM совместимый компьютер	1 шт.
ИВКЭ сервер	IBM совместимый компьютер	1 шт.
ИВКЭ сервер	IBM совместимый компьютер	1 шт.
Специализированное программное обеспечение	ПО «АльфаЦЕНТР»	3 шт.
Методика поверки	РТ-МП-103-500-2021	1 экз.
Паспорт-формуляр	ВИТК.13723208.119.ПС	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЦСОИ с АИИС КУЭ ООО «ЕвроХим-Энерго» на объекте ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий»», аттестованом ФБУ «Ростест-Москва», регистрационный номер RA.RU 311703 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации, и в документе «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЦСОИ с АИИС КУЭ ООО «ЕвроХим-Энерго» на объекте ООО «ЕвроХим-ВолгаКалий» в части измерительных каналов №№ 32-35», аттестованой ООО «ОКУ», регистрационный номер RA.RU311468 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

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.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЕвроХим-Энерго»

(ООО «ЕвроХим-Энерго»)

ИНН 7116146467

Адрес: 301651, Тульская обл., г. Новомосковск, ул. Связи, д. 10, оф. 312 Телефон: +7 (48762) 307-00

Факс: +7 (48762) 307-77

Испытательный центр

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-т, д. 31

Телефон: +7(495) 544-00-00, +7(499) 129-19-11

Факс: +7(499) 124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

В части вносимых изменений

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Санкт-Петербурге и Ленинградской области» (ФБУ «Тест-С.-Петербург»)

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

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

Факс: 8 (812) 244-10-04

E-mail: letter@rustest.spb.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311484.

Лист № 1

Всего листов 5

Регистрационный № 83251-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1525 на напорном нефтепроводе УПН Чаяндинского месторождения ООО «Газпромнефть-Заполярье»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1525 на напорном нефтепроводе УПН Чаяндинского месторождения ООО «Газпромнефть-Заполярье» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы нефти.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы сбора и обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от преобразователей массового расхода (частотный/импульсный сигнал), давления (от 4 до 20 мА), перепада давления (от 4 до 20 мА), температуры (от 4 до 20 мА), плотности (частотный сигнал), вязкости (от 4 до 20 мА) и влагосодержания (цифровой интерфейс RS-485).

В состав СИКН входят:

- блок измерительных линий (далее - БИЛ), состоящий из трех рабочих (DN80) измерительных линий (далее - ИЛ);
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- блок фильтров (далее - БФ);
- СОИ.

Состав средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКН, представлен в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Состав СИ СИКН

Наименование	Количество	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
БИЛ
Расходомер массовый Promass (модификация Promass 300), DN80	3	68358-17
Датчик давления Метран-150 (модель 150TG)	3	32854-13
Датчик температуры TMT142R	3	63821-16

Продолжение таблицы 1

Наименование	Количество	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
БИК
Преобразователь плотности и расхода CDM	2	63515-16
Преобразователь плотности и вязкости FVM	2	62129-15
Влагомер нефти поточный УДВН-2п	2	77816-20
Ротаметр H 250	1	48092-11
Датчик давления Метран-150 (модель 150CD)	1	32854-13
Датчик давления Метран-150 (модель 150TG)	1	32854-13
Датчик температуры TMT142R	2	63821-16
БФ
Датчик давления Метран-150 (модель 150CD)	1	32854-13
СОИ
Преобразователь измерительный тока и напряжения с гальванической развязкой (барьер искрозащиты) серии K (модель KFD2-STC4-Ex1.2O.H)	3	22153-14
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее - ИМЦ-07)	1	75139-19

Основные функции СИКН:

- измерение избыточного давления, перепада давления, температуры, плотности, вязкости, массового расхода, массы брутто нефти и объемной доли воды в нефти;
- вычисление массы нетто нефти;
- автоматический отбор проб;
- контроль метрологических характеристик преобразователей массового расхода;
- регистрация, индикация и хранение результатов измерений;
- формирование, отображение и печать текущих отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.

Пломбирование СИКН не предусмотрено.

Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится на шильд-табличку блок-бокса СИКН.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН.

ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров паролем, разграничением уровня доступа, пломбировкой ИМЦ-07.

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

Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 2.

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

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационные данные (признаки)	ПО ИМЦ-07	ПО «ФОРВАРД PRO»
Идентификационное наименование ПО	EMC07. Metrology.dll	ArmA.dll	ArmMX.dll	ArmF.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже PX.7000.01.08	4.0.0.2	4.0.0.4	4.0.0.2
Цифровой идентификатор ПО	6CFE8968	1D7C7BA0	E0881512	96ED4C9B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	CRC-32	CRC-32	CRC-32	CRC-32

Метрологические и технические характеристики

Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Расход нефти через СИКН, т/ч: - минимальный - максимальный	34 283
Диапазон измерений расхода нефти через одну ИЛ, т/ч	от 34 до 94
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %	±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %	±0,35

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

Наименование характеристики	Значение
Количество ИЛ, шт.	3 рабочих
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858-2002
Температура нефти, °С	от +5 до +40
Избыточное давление нефти, МПа	от 1,0 до 8,0
Плотность нефти при рабочих условиях, кг/м³	от 857,1 до 879,0
Массовая доля воды, %, не более	0,5
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³, не более	100
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
Содержание свободного газа, %	отсутствует
Режим работы СИКН	непрерывный
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц	220±22, 380±38 50±1
Условия эксплуатации: а) температура окружающей среды, °С: - в месте установки СИ БИЛ, БИК, БФ - в месте установки СОИ б) относительная влажность, %, не более в) атмосферное давление, кПа	от +5 до +40 от +15 до +30 80, без конденсации влаги от 84,0 до 106,7

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта по центру типографским способом.

Лист № 4 Всего листов 5 Комплектность средства измерений

Т а б л и ц а 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1525 на напорном нефтепроводе УПН Чаяндинского месторождения ООО «Газпромнефть-Заполярье», заводской № 773	-	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Инструкция по эксплуатации	-	1 экз.
Методика поверки	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе МН 1200 - 2022 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1525 на напорном нефтепроводе УПН Чаяндинского месторождения ООО «Газпромнефть - Заполярье», ФР.1.29.2022.43714.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-Заполярье»

(ООО ««Газпромнефть-Заполярье»)

ИНН 7728720448

Адрес: 625048, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, д. 8 Б

кабинет 2001

Телефон: +7 (3452) 53-90-27

E-mail: GPN-Zapolar@yamal.gazprom-neft.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Системы Нефть и Газ»

(ООО «СНГ»)

ИНН 5050024775

Адрес: 141101, Московская обл., г. Щелково, ул. Заводская, д. 1, корп. 1

Телефон: (495) 995-01-53, факс: (495) 741-21-18

Web-сайт: https://www.og.systems

E-mail: office@og.systems

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП»

(ООО ЦМ «СТП»)

Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, корп. 5, оф. 7

Телефон: (843) 214-20-98, факс: (843) 227-40-10

Web-сайт: http://www.ooostp.ru

E-mail: office@ooostp.ru

Уникальный номер в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311229.

В части вносимых изменений

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») ИНН 0278005403

Адрес:420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366.

Лист № 1 Регистрационный № 60688-15 Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Аэрологические радиозонды комплексного зондирования АК2-02м

Назначение средства измерений

Аэрологические радиозонды комплексного зондирования АК2-02м предназначены для измерений температуры и относительной влажности окружающего воздуха, преобразования измерительной информации в телеметрический радиосигнал и передачи его для дальнейшей обработки на наземную станцию слежения.

Описание средства измерений

Аэрологические радиозонды комплексного зондирования АК2-02м являются приборами одноразового действия, которые поднимаются в атмосферу на латексной оболочке, наполненной водородом или гелием.

Конструктивно аэрологические радиозонды комплексного зондирования АК2-02м изготавливаются в прямоугольном литом пенопластовом корпусе, толщиной 10 - 12 мм. Внутри корпуса располагаются электронные компоненты, антенна и батарея питания. Корпус радиозонда защищает электронные компоненты и батарею питания от механических повреждений и обеспечивает необходимый тепловой режим во время работы (полета). Датчики температуры, влажности и давления крепятся на внешнем держателе, прикрепляемому к корпусу радиозонда.

Принцип действия аэрологических радиозондов комплексного зондирования АК2-02м заключается в следующем.

Электрические сигналы от первичных преобразователей (датчиков) температуры и влажности поступают во вторичный измерительный преобразователь (ВИП) (рисунок 1), который вырабатывает суперирующие импульсы, частота повторений которых соответствует электрическим сигналам от датчиков. Эти импульсы воздействуют на сверхрегенеративный приёмо-передатчик (СПП) радиозонда, прерывая излучение сверхрегенератора. Образующиеся паузы повторяются с частотой, соответствующей электрическим сигналам от датчиков. Частоты следования пауз регистрируются наземным радиолокационны комплексом (типа АВК-1, АВК-1М, МАРЛ, Вектор-М, 1Б27, 1Б44, РАМ-1, РАМ-2). Одновременно передатчик периодически излучает импульсы опорной частоты. Отношение частоты повторения пауз к опорной частоте и определяет значение измеряемых метеорологических параметров.

По запросному сигналу, излучаемому наземной станцией слежения, радиозонд вырабатывает ответный сигнал, что позволяет определять координаты радиозонда.

К данному типу аэрологических радиозондов комплексного зондирования относятся следующие модификации:

- АК2-02м ОТ(1Б73) - радиозонд температурный, снабженный датчиком температуры,
- АК2-02м ОТи(1Б72) - радиозонд, снабженный датчиками температуры и влажности,
- АК2-02м ОТР(1Б74) - радиозонд, снабженный датчиками температуры и давления.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Серийный номер, обеспечивающий идентификацию каждого экземпляра средства измерений, наносится типографским способом на индивидуальную этикетку и имеет цифровое обозначение.

Блок схема средства измерений, общий вид и места нанесения серийного номера и знака утверждения типа приведены на рисунках с 1 по 3.

Приказ Росстандарта №535 от 14.03.2023, https://oei-analitika.ru

Рисунок 1 - Блок-схема радиозонда

Рисунок 2 - Общий вид радиозондов АК2-02м

Знак утверждения типа

Серийный номер

Рисунок 3 - Нанесение серийного номера и знака утверждения типа

Пломбирование средства измерений не предусмотрено.

Программное обеспечение

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Hid Correct Tempr Fix Problem.hex
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.3.1
Цифровой идентификатор ПО	C08BD6DC

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений температуры окружающего воздуха, °С	от -90 до +50
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С	±0,6
Диапазон измерений относительной влажности окружающего воздуха, %	от 0 до 100
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений относительной влажности, %	±5

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С	от -90 до +50
- атмосферное давление, гПа	от 2 до 1100
- относительная влажность воздуха, %	от 0 до 100
- воздействие солнечной радиации и других естественных излучений	да
- наличие атмосферных осадков	да
- обдув воздухом при подъёме радиозонда в атмосфере	да
Напряжение питания постоянного тока, В	от 4,5 до 6,7
Ток потребления, мА, не более	350
Габаритные размеры мм, не более
- длина	140
- ширина	95
- высота	95
Масса, кг, не более	0,27
Ресурс работы, ч, не менее	50
Вероятность безотказной работы за 2 часа, не менее	0,97
Продолжительность непрерывной работы с момента	4
подключения батареи, ч, не менее Срок сохраняемости без батареи, лет, не менее	4
Время подготовки радиозонда к запуску, мин, не более	15
Несущая частота излучения радиозонда, МГ ц	1680+8(10) или 1782+8
Частота следования суперирующих импульсов, кГ ц	600+25 или 800+25
Девиация частоты следования суперирующих импульсов, кГц	от 12 до 18 или 15,4+0,4
Плотность потока энергии излучения приемопередатчика на расстоянии 2,00+0,05 м в направлении, отстоящем под углом 55° от оси вибратора антенны радиозонда, Вт/ м², не менее	1,5 • 10-³
Чувствительность приёмо-передатчика к запросным сигналам, дБ, не более	-60
Диапазон изменения длительности выходных импульсов, мкс: - в опорном канале	от 200 до 350
- в каналах метеоинформации	от 435 до 756
Диапазон изменения периода следования импульсов, вырабатываемых измерительным преобразователем,
мкс:
- в опорном канале	от 1449 до 1785
- в температурном канале	от 1562 до 58821
- в канале влажности	от 1562 до 2564
Примечание - на датчик температуры наносится специальное антирадиационное покрытие -эмаль белая ВЛ 548 (ТУ 6-10-1858-78) или аналог по оптическим свойствам.

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации, наклейку на корпусе прибора и этикетку градуировочных коэффициентов датчиков.

Лист № 5

Всего листов 6 Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество	Примечание
Аэрологический радиозонд комплексного зондирования	АК2-02м	1 шт.	Модификация в соответствии с заказом
Винт зажим	-	1 шт.	-
Планка держатель	-	1 шт.	-
Датчики	-	1 шт.	В соответствии с модификацией
Этикетка градуировочных коэффициентов датчиков	-	1 экз.	-
Шнур L = 18 м	-	1 шт.	-
Руководство по эксплуатации	МНЖИ416123.004 РЭ	1 экз.	На партию
Паспорт	МНЖИ416123.004 ПС	1 экз.	-
Приемник радиотелеметрического сигнала	-	1 шт.	По заказу для проведения поверки

Сведения о методиках (методах) измерений

содержатся в п. 1.2 «Метрологические характеристики радиозондов АК2-02м, АК2-02мФ, АК2-02мН, 1Б25, 1Б72, 1Б73, 1Б74» и 2.1 «Принцип действия» руководства по эксплуатации.

Нормативные документы устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 23 декабря 2022 г. № 3253 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;

Приказ Росстандарта от 15 декабря 2021 г. № 2885 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений влажности газов и температуры конденсации углеводородов»;

МНЖИ.416123.004ТУ Радиозонды комплексного зондирования аэрологические АК2-02м, АК2М, 1Б25, 1Б72, 1Б73, 1Б74. Технические условия.

Правообладатель

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

ИНН 7702507595

Юридический адрес: 105118, г. Москва, ш. Энтузиастов, д.34, оф. 37

Телефон: +7 (916) 545-08-01, факс +7 (499) 707-14-94

E-mail: meteoru@yandex.ru

Изготовители

Общество с ограниченной ответственностью «Аэроприбор» (ООО «Аэроприбор) ИНН 7702507595

Адрес места осуществления деятельности: 105118, г. Москва, ш. Энтузиастов, д.34, офис 37

Телефон: +7 (916) 545-08-01, факс +7 (499) 707-14-94

E-mail: meteoru@yandex.ru

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

ИНН 7703613444

Адрес места осуществления деятельности: 127644, г. Москва, ул. Ижорская, д.15, эт. 1, пом. 1, оф. 108

Телефон: +7 (926) 165-58-59

E-mail: monolitmeteo@yandex.ru

Испытательный центр

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-т, д. 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00, +7 (499) 129-19-11, факс: +7 (499) 124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

Лист № 1 Регистрационный № 69324-17 Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

- хранение информации по заданным критериям;

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер АУВП.411711.ФСК.008.17. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД	УССВ ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-110 кВ, яч. 2, ВЛ-110 кВ «Сковородино -БАМ»	ТФЗМ кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 82931-21	НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-08	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
2	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-110 кВ, яч. 11, ВЛ-110 кВ «Сковородино -Березитовый»	ТГФМ-110 II* кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 36672-08	НДКМ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 38002-08	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
3	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-110 кВ, яч. 7, ВЛ-110 кВ «Сковородино -НПС 21 №1»	IMB 123 кл.т. 0,2S Ктт = 150/5 рег. № 32002-06	НДКМ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 38002-08	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
4	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-110 кВ, яч. 9, ВЛ-110 кВ «Сковородино -НПС 21 №2»	IMB 123 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 32002-06	НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 24218-08	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

1	2	3	4	5	6	7
5	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ	ТФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 100/5 рег. № 16023-97	НДКМ-iio УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 38002-08 НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (1ioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 242i8-o8	Альфа Ai8oo кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-o6
6	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-110 кВ, Ввод АТ-1 110 кВ	ТВ-ЭК исп. М3 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 56255-14	НДКМ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 38oo2-o8	Альфа Ai8oo кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-o6
7	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-110 кВ, Ввод АТ-2 110 кВ	ТВ-ЭК исп. М3 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 56255-14	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 242i8-o8	Альфа Ai8oo кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-o6
8	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-110 кВ, Ввод Т-3 110 кВ	ТВ-ЭК исп. М3 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 56255-14	НДКМ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 38oo2-o8	Альфа Ai800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-o6	RTU-325L рег. № 37288-o8	СТВ-oi рег. № 49933-i2
9	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-110 кВ, Ввод Т-4 110 кВ	ТВ-ЭК исп. М3 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 56255-14	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 242i8-o8	Альфа Ai800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-o6	RTU-325L рег. № 37288-o8	СТВ-oi рег. № 49933-i2
10	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-35 кВ, Ввод Т3 35 кВ	ТГМ-35 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 59982-15	ЗНОМ-35-65 кл.т. o,5 Ктн = (35ooo/V3)/(ioo/^3) рег. № 9i2-7o	Альфа Ai800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-o6
11	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-35 кВ, Ввод Т4 35 кВ	ТГМ-35 кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 59982-15	ЗНОМ-35-65 кл.т. o,5 Ктн = (35ooo/V3)/(ioo/^3) рег. № 9i2-7o	Альфа Ai800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-o6
12	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ «Сковородино - Джалинда с отпайками»	ТГМ-35 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 59982-15	ЗНОМ-35-65 кл.т. o,5 Ктн = (35ooo/V3)/(ioo/^3) рег. № 9i2-7o	Альфа Ai800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-o6

1	2	3	4	5	6	7
13	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ «Сковородино -Невер»	ТГМ-35 кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 59982-15	ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-70	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
14	ПС 220 кВ Сковородино, ЗРУ-10 кВ, яч. 16	ТОЛ 10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 7069-79	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
15	ПС 220 кВ Сковородино, ЗРУ-10 кВ, яч. 1	ТОЛ 10-1 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 15128-03	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
16	ПС 220 кВ Сковородино, ЗРУ-10 кВ, яч. 2	ТОЛ 10 кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 7069-79	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
17	ПС 220 кВ Сковородино, ЗРУ-10 кВ, яч. 18	ТОЛ 10-1 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 15128-96	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
18	ПС 220 кВ Сковородино, ЗРУ-10 кВ, яч. 5	ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 32139-11	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
19	ПС 220 кВ Сковородино, ЗРУ-10 кВ, яч. 3	ТПЛ-10-M кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 22192-03	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
20	ПС 220 кВ Сковородино, ЗРУ-10 кВ, яч. 15	ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 32139-11	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
21	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ «Сковородино - КС- 6 № 2»	ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 52619-13	ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-70	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

1	2	3	4	5	6	7
22	ПС 220 кВ Сковородино, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ «Сковородино - КС-6 № 1»	ТВГ-УЭТМ® кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 52619-13	ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-70	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
23	ПС 220 кВ Сковородино, ЗРУ-10 кВ, яч. 17	ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 51623-12	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20
24	ПС 220 кВ Сковородино, ЩСН-0,4 кВ, ПСН №30, КЛ-0,4 кВ Мегафон №1	ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 75345-19	-	Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06
25	ПС 220 кВ Сковородино, ЩСН-0,4 кВ, ПСН №22, КЛ-0,4 кВ Мегафон №2	ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 75345-19	-	Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06
Примечания 1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 4 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1 - 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,0	0,6	0,5	0,5
	0,8	1,1	0,8	0,6	0,6
	0,5	1,8	1,3	0,9	0,9
6 - 9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2)	1,0	1,7	0,9	0,7	0,7
	0,8	2,5	1,5	1,0	1,0
	0,5	4,7	2,8	1,9	1,9
10 - 13, 21, 22 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
14 - 17, 19 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,8	1,1	0,9
	0,8	-	2,8	1,6	1,2
	0,5	-	5,4	2,9	2,2
18 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,8	3,0	2,2	2,2
20, 23 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,8	3,0	2,2	2,2
24, 25 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)	1,0	-	1,7	1,0	0,8
	0,8	-	2,8	1,5	1,1
	0,5	-	5,4	2,7	1,9
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		62%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,1	1,3	0,9	0,9
1 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,5	1,0	0,7	0,7

1	2	3	4	5	6
6 - 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2)	0,8	4,0	2,3	1,6	1,6
6 - 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2)	0,5	2,4	1,5	1,0	1,0
10 - 13, 21, 22 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,3	1,6	1,3	1,3
10 - 13, 21, 22 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,2	1,0	0,9
14 - 17, 19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,4	2,4	1,8
14 - 17, 19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	2,6	1,5	1,2
18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,1	2,5	1,8	1,8
18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,5	1,6	1,2	1,2
20, 23 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,0	2,5	1,9	1,9
20, 23 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,4	1,5	1,2	1,2
24, 25 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,8	-	4,5	2,4	1,8
24, 25 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,5	-	2,8	1,6	1,3
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<1 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1 - 5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,2	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	1,9	1,4	1,1	1,1
6 - 9 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,7	2,8	2,0	2,0
10 - 13, 21, 22 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
14 - 17, 19 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,9	1,2	1,0
	0,8	-	2,9	1,7	1,4
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
18 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,9	1,2	1,0	1,0
	0,8	2,6	1,7	1,4	1,4
	0,5	4,8	3,0	2,3	2,3

1	2	3	4	5	6
20, 23 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,9	1,2	1,0	1,0
	0,8	2,6	1,7	1,4	1,4
	0,5	4,8	3,0	2,3	2,3
24, 25 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)	1,0	-	2,1	1,6	1,4
	0,8	-	3,1	1,9	1,7
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		12% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	1100 %<1изм<1120%
1	2	3	4	5	6
1 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,8	1,7	1,2	1,1
1 - 5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	2,1	1,4	1,0	1,0
6 - 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2)	0,8	4,4	2,6	1,8	1,7
6 - 9 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2)	0,5	2,8	1,7	1,2	1,2
10 - 13, 21, 22 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,9	1,9	1,5	1,4
10 - 13, 21, 22 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,2	1,5	1,2	1,2
14 - 17, 19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,5	2,5	1,9
14 - 17, 19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	2,7	1,6	1,4
18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,5	2,7	2,0	1,9
18 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,9	1,8	1,4	1,4
20, 23 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,2	2,9	2,3	2,3
20, 23 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,7	2,0	1,7	1,7
24, 25 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,8	-	5,1	2,8	2,2
24, 25 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,5	-	3,4	2,1	1,9

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов

АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±А), с

Пр имечания

1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от 12%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии ГОСТ Р 52323-2005	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005	от +21 до +25
ГОСТ 26035-83	от +18 до +22
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД RTU-325L: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	100000
комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформатор тока	ТФЗМ	2 шт.
Трансформатор тока	ТГФМ-110 II*	3 шт.
Трансформатор тока	IMB 123	6 шт.
Трансформатор тока	ТФМ-110	3 шт.
Трансформатор тока	ТВ-ЭК исп. М3	12 шт.
Трансформатор тока	ТГМ-35	12 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ 10	4 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ 10-1	4 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	8 шт.
Трансформатор тока	ТПЛ-10-M	2 шт.
Трансформатор тока	ТВГ-УЭТМ®	6 шт.
Трансформатор тока	ТТН-Ш	6 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	6 шт.
Трансформатор напряжения	НДКМ-110 УХЛ1	3 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65 У1	6 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	2 шт.

Продолжение таблицы 5

1	2	3
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	Альфа А1800	25 шт.
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325L	1 шт.
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1 шт.
Формуляр	ПМИ 220-2-2019.ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Сковородино». Методика измерений аттестована ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311298.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ИНН 4716016979

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

Телефон: (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Web-сайт: www.fsk-ees.ru

E-mail: info@fsk-ees.ru

Испытательный центр

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-т, д. 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-cайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

Лист № 1

Всего листов 10

коммерческого

Регистрационный № 66286-16

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

- хранение информации по заданным критериям;

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер АУВП.411711.ФСК.РИК.008.26. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД	УССВ ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС Шимановск, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ «Шимановск - Мухино»	ТОЛ-СЭЩ-35 кл.т. 0,5S Ктт = 150/5 рег. № 40086-08	GE-36 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) рег. № 28404-09	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
2	ПС Шимановск, ОРУ-35 кВ, яч. ВЛ-35 кВ «Шимановск -Реммаш-1»	ТОЛ-СЭЩ-35 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 40086-08	GE-36 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) рег. № 28404-09	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
3	ПС Шимановск, ОРУ-35 кВ, яч. ВЛ-35 кВ «Шимановск -Реммаш-2»	ТОЛ-СЭЩ-35 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 40086-08	GE-36 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) рег. № 28404-09	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
4	ПС Шимановск, ОРУ-35 кВ, яч. ВЛ-35 кВ «Шимановск -Г еоргиевка»	ТОЛ-СЭЩ-35 кл.т. 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 40086-08	GE-36 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) рег. № 28404-09	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
5	ПС Шимановск, ОРУ-35 кВ, яч. ВЛ-35 кВ «Шимановск -Чагоян»	ТОЛ-СЭЩ-35 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 51623-12	GE-36 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 28404-09	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
6	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.28	ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 30709-11	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
7	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.26	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 25433-11	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
8	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.4	ТПЛ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 47958-11	НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-53	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
9	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.№30	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 25433-11	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
10	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.№24	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 25433-11	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
11	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.№22	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 25433-11	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
12	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.№20	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 25433-11	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
13	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.№18	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 2363-68 ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 1276-59	НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
14	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.№14	ТОЛ 10-1 кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 15128-01	НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-53	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
15	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.№12	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 50/5 рег. № 25433-11	НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-53	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
16	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.№10	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 150/5 рег. № 25433-11	НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-53	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
17	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.№8	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 25433-11	НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-53	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
18	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.№6	ТПЛ-10с кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 29390-05	НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-53	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
19	ПС Шимановск, ЗРУ-10 кВ, яч.№2	ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 1276-59	НТМИ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-53	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
20	ПС 220 кВ Шимановск, ЩСН-0,4 кВ, ПСН №3, ПСН №5, АВ НРП-1, АВ НРП-2	TAR кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 32875-12	-	Альфа A1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
21	ПС 220 кВ Шимановск, Шкаф учета №1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ МегаФон №1	ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 58465-14	-	Альфа A1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06
22	ПС 220 кВ Шимановск, Шкаф учета №2 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ МегаФон №2	ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 58465-14	-	Альфа A1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06

Примечания

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

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1 - 4, 6 - 12, 15 - 17 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,8	3,0	2,2	2,2
5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
13, 14, 18, 19 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,8	1,1	0,9
	0,8	-	2,8	1,6	1,2
	0,5	-	5,4	2,9	2,2
20 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5)	1,0	-	1,7	0,9	0,6
	0,8	-	2,7	1,4	0,9
	0,5	-	5,3	2,6	1,8
21, 22 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)	1,0	-	1,7	1,0	0,8
	0,8	-	2,8	1,5	1,1
	0,5	-	5,4	2,7	1,9
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		62%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1 - 4, 6 - 12, 15 - 17 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,1	2,5	1,8	1,8
1 - 4, 6 - 12, 15 - 17 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,5	1,6	1,2	1,2
5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,3	1,6	1,3	1,3
5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,2	1,0	0,9
13, 14, 18, 19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,4	2,4	1,8
13, 14, 18, 19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	2,6	1,5	1,2
20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5)	0,8	-	4,3	2,2	1,5
20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5)	0,5	-	2,5	1,3	1,0
21, 22 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,8	-	4,5	2,4	1,8
21, 22 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,5	-	2,8	1,6	1,3

Продолжение таблицы 3

Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		11(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<1 изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	1100 %<1изм<1120%
1 - 4, 6 - 12, 15 - 17 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,9	1,2	1,0	1,0
	0,8	2,6	1,7	1,4	1,4
	0,5	4,8	3,0	2,3	2,3
5 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
13, 14, 18, 19 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,9	1,2	1,0
	0,8	-	2,9	1,7	1,4
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
20 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5)	1,0	-	1,8	1,0	0,8
	0,8	-	2,8	1,5	1,1
	0,5	-	5,3	2,7	1,9
21, 22 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)	1,0	-	2,1	1,6	1,4
	0,8	-	3,1	1,9	1,7
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		12% < I изм< I 5 %	I5 %<1 изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	1100 %<1изм<1120%
1 - 4, 6 - 12, 15 - 17 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,5	2,7	2,0	1,9
1 - 4, 6 - 12, 15 - 17 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,9	1,8	1,4	1,4
5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,9	1,9	1,5	1,4
5 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,2	1,5	1,2	1,2
13, 14, 18, 19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,5	2,5	1,9
13, 14, 18, 19 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	2,7	1,6	1,4
20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5)	0,8	-	4,4	2,3	1,6
20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5)	0,5	-	2,6	1,5	1,2
21, 22 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,8	-	5,1	2,8	2,2
21, 22 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,5	-	3,4	2,1	1,9

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов

АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±А), с

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии	от +18 до +22
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД RTU-325L: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	100000
комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-35	15 шт.
Трансформатор тока	ТЛП-10	2 шт.
Трансформатор тока	ТЛО-10	16 шт.
Трансформатор тока	ТПЛ-10	5 шт.
Трансформатор тока	ТПЛМ-10	1 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ 10-1	2 шт.
Трансформатор тока	ТПЛ-10с	2 шт.
Трансформатор тока	TAR	2 шт.
Трансформатор тока	ТТН-Ш	6 шт.
Трансформатор напряжения	GE-36	6 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	1 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-10	1 шт.
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	Альфа A1800	22 шт.
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325L	1 шт.
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1 шт.
Паспорт-формуляр	АУВП.411711.ФСК.РИК.008.26ПФ	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Шимановск». Методика измерений аттестована ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311298.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ИНН 4716016979

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

Телефон: (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Web-сайт: www.fsk-ees.ru

E-mail: info@fsk-ees.ru

Испытательный центр

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-т, д. 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-сайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

Пр имечания

1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от 12%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Лист № 1 Регистрационный № 73712-18 Всего листов 14

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

- хранение информации по заданным критериям;

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 019. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД	УССВ ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	ВЛ 110 кВ Мегион -ГПП-1 II цепь	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 24218-13	Альфа А1800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii	ЭКОМ-3000 рег. № i7o49-i4	СТВ-oi рег. № 49933-i2
2	ВЛ 110 кВ Мегион -ГПП-1 I цепь	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (1ioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 24218-13	Альфа А1800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii
3	ВЛ 110 кВ Мегион -Кирьяновская I цепь с отпайками	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 242i8-i3	Альфа А1800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii
4	ВЛ 110 кВ Мегион -Кирьяновская II цепь с отпайками	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 242i8-i3	Альфа А1800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii

1	2	3	4	5	6	7
5	ВЛ 110 кВ Мегион - Самотлор I цепь с отпайками	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 24218-13	Альфа Аi800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii	ЭКОМ-3000 рег. № i7o49-i4	СТВ-oi рег. № 49933-i2
6	ВЛ 110 кВ Мегион - Самотлор II цепь с отпайками	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (1ioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 24218-13	Альфа Аi800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii
7	ВЛ 110 кВ Мегион -Восток с отпайкой на ПС Обская	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 242i8-i3	Альфа Аi800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii
8	ВЛ 110 кВ Мегион -Западная	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 242i8-i3	Альфа Аi800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii
9	ВЛ 110 кВ Мегион -Центральная	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 242i8-i3	Альфа Аi800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii
10	ВЛ 110 кВ Мегион -Нижневартовская с отпайкой на ПС Индустриальная	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15	НАМИ-iio УХЛi кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 242i8-i3	Альфа Аi800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii
11	ВЛ 110 кВ Мегион - ГПП-2 II цепь с отпайками	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 242i8-i3	Альфа Аi800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii
12	ВЛ 110 кВ Мегион - ГПП-2 I цепь с отпайками	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 60746-15	НАМИ-iio УХЛ1 кл.т. o,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 242i8-i3	Альфа Аi800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii

1	2	3	4	5	6	7
13	ОВ-110 кВ	ТВ-110* кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5 рег. № 60746-15	НАМИ-110 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 24218-13	Альфа А1800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii	ЭКОМ-3000 рег. № i7049-i4	СТВ-01 рег. № 49933-i2
14	ЛР-10 кВ НПС-8	ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 2000/5 рег. № 1423-60	НТМИ-10-66 кл.т. o,5 Ктн = ioooo/ioo рег. № 83i28-2i	Альфа А1800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii
15	ЛР-10 кВ НПС-9	ТПШЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 2000/5 рег. № 1423-60	НТМИ-10-66 кл.т. o,5 Ктн = ioooo/ioo рег. № 83i28-2i	Альфа А1800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-ii
16	КЛ 6 кВ ЦТП-3	ТПЛ-СВЭЛ кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 70109-17	НТМИ-6 кл.т. o,5 Ктн = 6ooo/ioo рег. № 83i-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 3i857-ii
17	КВЛ 6 кВ Теплица-2	ТОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 7069-07	НТМИ-6 кл.т. o,5 Ктн = 6ooo/ioo рег. № 83i-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 3i857-ii
18	КЛ 6 кВ ЦТП-2	ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59	НТМИ-6 кл.т. o,5 Ктн = 6ooo/ioo рег. № 83i-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 3i857-ii
19	КЛ 6 кВ НПС-4	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 86904-22	НТМИ-6 кл.т. o,5 Ктн = 6ooo/ioo рег. № 83i-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 3i857-ii
20	КВЛ 6 кВ Огороды	ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 15128-07	НТМИ-6 кл.т. o,5 Ктн = 6ooo/ioo рег. № 83i-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 3i857-ii

1	2	3	4	5	6	7
21	КВЛ 6 кВ Рембаза-1	ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 1276-59	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14	СТВ-01 рег. № 49933-12
22	КВЛ 6 кВ ф. №18 Аэропорт	ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 1276-59	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
23	КЛ 6 кВ ЦТП-1	ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
24	КВЛ 6 кВ Теплица-1	ТОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 7069-07	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
25	Резерв	ТОЛ 10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 7069-79	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
26	КЛ 6 кВ ф. №24 СОТ Приобец	ТОЛ-СЭЩ кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 51623-12	НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 831-53	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
27	КЛ 6 кВ ТП Базы	ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 1276-59	НТМИ кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 83126-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
28	КЛ 6 кВ НПС-1	ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 рег. № 1261-59	НТМИ кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 83126-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

1	2	3	4	5	6	7
29	КЛ 6 кВ №305 Лесстройреконструкц ия	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 82224-21	НТМИ кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 83126-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14	СТВ-01 рег. № 49933-12
30	КЛ 6 кВ ТП ЛЭП	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 82221-21	НТМИ кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 83126-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
31	КВЛ 6 кВ №308 Асфальтзавод	ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 1276-59	НТМИ кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 83126-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
32	КЛ 6 кВ №405 Промплощадка	ТОЛ 10 кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 рег. № 7069-79	НТМИ кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 83126-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
33	КЛ 6 кВ ННПО	ТВЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 1856-63	НТМИ кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 83126-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
34	КЛ 6 кВ БИО	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 86904-22	НТМИ кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 83126-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
35	КЛ 6 кВ №408	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 86904-22	НТМИ кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 83126-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
36	КЛ 6 кВ ЦТП-4	ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59	НТМИ кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 83126-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

1	2	3	4	5	6	7
37	КЛ 6 кВ ЦТП-5	ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59	НТМИ кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 83126-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14	СТВ-01 рег. № 49933-12
38	КЛ 6 кВ Рембаза-2	ТВЛМ кл.т. 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 45040-10	НТМИ кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 83126-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
39	КВЛ 6 кВ №503 Аэропорт	ТОЛ-10-I кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 15128-07	НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 76797-19	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
40	КЛ 6 кВ УПТК	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 2363-68	НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 76797-19	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
41	КЛ 6кВ РММ	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 2363-68	НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 76797-19	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
42	КЛ 6 кВ ЦТП-6	ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 1261-59	НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 76797-19	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
43	КЛ 6 кВ №510	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 рег. № 86904-22	НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 76797-19	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
44	КЛ 6 кВ №511	ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 1276-59	НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 76797-19	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

1	2	3	4	5	6	7
45	КЛ 6 кВ НПС-2	ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 рег. № 1261-59	НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 76797-19	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14	СТВ-01 рег. № 49933-12
46	КЛ 6 кВ Полигон	ТПЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 2363-68	НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 76797-19	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
47	КЛ 6 кВ №606 Асфальтзавод	ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 1276-59	НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 76797-19	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
48	КВЛ 6 кВ ПМК-4	ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 1276-59	НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 76797-19	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<1 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1 - 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,0	0,6	0,5	0,5
	0,8	1,1	0,8	0,6	0,6
	0,5	1,8	1,3	0,9	0,9

1	2	3	4	5	6
14 - 19, 21 - 25, 27 - 37, 40 - 48 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,8	1,1	0,9
	0,8	-	2,8	1,6	1,2
	0,5	-	5,4	2,9	2,2
20, 26, 39 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,8	3,0	2,2	2,2
38 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		§2%,	§5 %,	§20 %,	§100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1 - 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	1,8	1,4	1,0	1,0
1 - 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,5	0,9	0,8	0,8
14 - 19, 21 - 25, 27 - 37, 40 - 48 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,4	2,4	1,9
	0,5	-	2,5	1,5	1,2
20, 26, 39 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,0	2,5	1,9	1,9
20, 26, 39 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,4	1,5	1,2	1,2
38 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,0	1,6	1,3	1,3
38 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,1	1,0	1,0
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		§1(2)%,	§5 %,	§20 %,	§100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1 - 13 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,2	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	1,9	1,4	1,1	1,1
14 - 19, 21 - 25, 27 - 37, 40 - 48 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,9	1,2	1,0
	0,8	-	2,9	1,7	1,4
	0,5	-	5,5	3,0	2,3

1	2	3	4	5	6
20, 26, 39 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,9	1,2	1,0	1,0
	0,8	2,6	1,7	1,4	1,4
	0,5	4,8	3,0	2,3	2,3
38 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		12% < I изм< I 5 %	I5 %<1 изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	1100 %<1изм<1120%
1 - 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,2	1,9	1,6	1,6
1 - 13 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,9	1,5	1,4	1,4
14 - 19, 21 - 25, 27 - 37, 40 - 48 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,6	2,8	2,3
	0,5	-	2,8	1,9	1,7
20, 26, 39 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,2	2,9	2,3	2,3
20, 26, 39 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,7	2,0	1,7	1,7
38 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,4	2,1	1,9	1,9
38 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,0	1,7	1,6	1,6

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов

АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с

Пр имечания

1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от 12%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц

температура окружающей среды, °C:

- для счетчиковэлектроэнергии

от 99 до 101

от 1(5) до 120 0,87

от 49,85 до 50,15

от +21 до +25

1	2
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от Ыном	от 90 до 110
- ток, % от Пом	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД ЭКОМ-3000: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	75000
комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	ТВ-110*	39 шт.
Трансформатор тока	ТПШЛ-10	4 шт.
Трансформатор тока	ТПЛ-СВЭЛ	2 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-10	4 шт.
Трансформатор тока	ТПОЛ-10	14 шт.
Трансформатор тока	ТПЛМ-10	14 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-10-I	4 шт.
Трансформатор тока	ТПЛ-10	14 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ	2 шт.
Трансформатор тока	ТЛМ-10	4 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ 10	4 шт.
Трансформатор тока	ТВЛМ	2 шт.
Трансформатор тока	ТВЛМ-10	2 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	6 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	2 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	2 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ	2 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	2 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа А1800	48 шт.
Устройство сбора и передачи данных	ЭКОМ-3000	1 шт.
Комплекс измерительновычислительный	СТВ-01	1 шт.
Паспорт-формуляр	АУВП.411711.ФСК.012.14.019.ПС-ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Мегион». Методика измерений аттестована ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311298.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ИНН 4716016979

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

Телефон: +7 (495) 710-93-33

Испытательный центр

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-т, д. 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-сайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

Лист № 1 Регистрационный № 69295-17 Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

- хранение информации по заданным критериям;

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер АУВП.411711.ФСК.РИК.008.02. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД	УССВ ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС Архара, ВЛ 220 кВ Райчихинская ГРЭС - Архара №2	IMB 245 кл.т. 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 47845-11	VPU-245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 53611-13	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
2	ПС Архара, ВЛ 220 кВ Райчихинская ГРЭС - Архара №1	IMB 245 кл.т. 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 47845-11	VPU-245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 40089-08	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
3	ПС Архара, КВЛ 220 кВ Нижне -Бурейская ГЭС -Архара	IMB 245 кл.т. 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 47845-11	VPU-245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 53611-13	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
4	ПС Архара, ВЛ 220 кВ Архара -НПС-29	IMB 245 кл.т. 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 47845-11	VPU-245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 40089-08	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
5	ПС Архара, ОВ-220 кВ	CA 245 кл.т. 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 23747-12	VPU-245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 53611-13 VPU-245 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 40089-08	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

1	2	3	4	5	6	7
6	ПС Архара, ОРУ-220 кВ, Ввод 220 кВ Т-2	ТБМО-220 УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 100/1 рег. № 27069-11	НАМИ-220 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 20344-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
7	ПС Архара, ОРУ-220 кВ, Ввод 220 кВ Т-3	ТБМО-220 УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 100/1 рег. № 27069-11	НАМИ-220 УХЛ1 кл.т. 0,2 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) рег. № 20344-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
8	ПС Архара, ВЛ 35 кВ Архара- Набережная	ТВЭ-35 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 44359-10	ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) рег. № 912-70	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
9	ПС Архара, ВЛ 35 кВ Архара-Богучан №2	ТВЭ-35 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 44359-10	ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) рег. № 912-70	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
10	ПС Архара, ВЛ 35 кВ Архара- Отважное	ТВЭ-35 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 44359-10	ЗНОЛ-35 III УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/^3) рег. № 81840-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
11	ПС Архара, ЗРУ-35 кВ Ввод 35 кВ Т-3	ТВЭ-35 кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 44359-10	ЗНОЛ-35 III УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 81840-21	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
12	ПС Архара, Ввод 27,5 кВ Т-2	ТФЗМ-35Б-1У1 кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3689-73	ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 Ктн = 27500/100 рег. № 912-70	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
13	ПС Архара, Ввод 27,5 кВ Т-3	ТФЗМ-35Б-1У1 кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3689-73	ЗНОМ-35-65 кл.т. 0,5 Ктн = 27500/100 рег. № 912-70	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
14	ПС Архара, КРУН 10 кВ яч. №6	ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

1	2	3	4	5	6	7
15	ПС Архара, КРУН 10 кВ яч. №2	ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
16	ПС Архара, КРУН 10 кВ яч. №1	ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
17	ПС Архара, КРУН 10 кВ яч. №13	ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
18	ПС Архара, КРУН 10 кВ яч. №10	ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
19	ПС Архара, КРУН 10 кВ яч. №7	ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
20	ПС Архара, КРУН 10 кВ яч. №15 ввод 10 кВ Т-2	ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 20186-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
21	ПС Архара, ЩСН-0,4 кВ 1 с. ш. Ввод 0,4 ТСН-1	ТШП-0,66 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47957-11 ТШП-0,66 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 47957-11	-	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11
22	ПС Архара, ЩСН-0,4 кВ 2 с. ш. Ввод 0,4 ТСН-2	ТШП-0,66 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 47957-11 ТШП-0,66 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 рег. № 47957-11	-	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-11

1	2	3	4	5	6	7
23	ПС Архара, ПСН №11, ввод №1 ООО ТК "Комет"	ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 58465-14	-	Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
24	ПС Архара, ПСН №11, ввод №2 ООО ТК "Комет"	ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 58465-14	-	Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-06
25	ПС Архара, ЩУ МТС 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ МТС №1	-	-	Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11
26	ПС Архара, ЩУ МТС 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ МТС №2	-	-	Альфа А1800 кл.т. 0,5S/1,0 рег. № 31857-11
Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<1 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1 - 7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,0	0,6	0,5	0,5
	0,8	1,1	0,8	0,6	0,6
	0,5	1,8	1,3	0,9	0,9
8 - 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4

1	2	3	4	5	6
12 - 20 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,8	1,1	0,9
	0,8	-	2,8	1,6	1,2
	0,5	-	5,4	2,9	2,2
21, 22 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5)	1,0	-	1,7	0,9	0,6
	0,8	-	2,7	1,4	0,9
	0,5	-	5,3	2,6	1,8
23, 24 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)	1,0	-	1,7	1,0	0,8
	0,8	-	2,8	1,5	1,1
	0,5	-	5,4	2,7	1,9
25, 26 (Счетчик 0,5S)	1,0	-	1,1	0,6	0,6
	0,8	-	1,1	0,6	0,6
	0,5	-	1,1	0,7	0,7
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		§2%,	§5(10) %,	§20 %,	§100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5(10) %<I изм<1 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1 - 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	1,8	1,4	1,0	1,0
1 - 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,5	0,9	0,8	0,8
5 - 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,1	1,3	0,9	0,9
5 - 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,5	1,0	0,7	0,7
8 - 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,3	1,6	1,3	1,3
8 - 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,2	1,0	0,9
12 - 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,4	2,4	1,8
12 - 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	2,6	1,5	1,2
21, 22 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5)	0,8	-	4,3	2,2	1,5
21, 22 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5)	0,5	-	2,4	1,3	1,0
23, 24 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,8	-	4,5	2,4	1,8
23, 24 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,5	-	2,8	1,6	1,3
25, 26 (Счетчик 1,0)	0,8	-	1,5	1,1	1,1
25, 26 (Счетчик 1,0)	0,5	-	1,2	1,1	1,1

Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1 - 7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	1,0	1,2	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	1,9	1,4	1,1	1,1
8 - 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
12 - 20 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,9	1,2	1,0
	0,8	-	2,9	1,7	1,4
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
21, 22 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5)	1,0	-	1,8	1,0	0,8
	0,8	-	2,8	1,5	1,1
	0,5	-	5,3	2,7	1,9
23, 24 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)	1,0	-	2,1	1,6	1,4
	0,8	-	3,1	1,9	1,7
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
25, 26 (Счетчик 0,5S)	1,0	-	1,6	1,3	1,3
	0,8	-	1,7	1,4	1,4
	0,5	-	1,7	1,5	1,5
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55(10) %,	520 %,	5100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5(10) %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1 - 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,2	1,9	1,6	1,6
1 - 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	1,9	1,5	1,4	1,4
5 - 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,8	2,8	1,7	1,2	1,1
5 - 7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)	0,5	2,1	1,4	1,0	1,0
8 - 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,9	1,9	1,5	1,4
8 - 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,2	1,5	1,2	1,2

1	2	3	4	5	6
12 - 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,5	2,5	1,9
12 - 20 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	2,7	1,6	1,4
21, 22 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5)	0,8	-	4,5	2,5	2,0
21, 22 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5)	0,5	-	2,7	1,8	1,6
23, 24 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,8	-	5,1	2,8	2,2
23, 24 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,5	-	3,4	2,1	1,9
25, 26 (Счетчик 1,0)	0,8	-	3,4	3,2	3,2
25, 26 (Счетчик 1,0)	0,5	-	3,2	3,2	3,2
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов 5 АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Д), с
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51<2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 5i(2)%p и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от 12%. 2 Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК № 25, 26 при измерении реактивной электрической энергии нормируются от I10%. 3 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 - для счетчиков реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005 ГОСТ 26035-83	от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, не менее - частота, Г ц	от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4

1	2
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД RTU-325L: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	100000
комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	IMB 245	12 шт.
Трансформатор тока	CA 245	3 шт.
Трансформатор тока	ТБМО-220 УХЛ1	6 шт.
Трансформатор тока	ТВЭ-35	12 шт.
Трансформатор тока	ТФЗМ-35Б-1У1	6 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	15 шт.
Трансформатор тока	ТШП-0,66	6 шт.
Трансформатор тока	ТТН-Ш	6 шт.
Трансформатор напряжения	VPU-245	6 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-220 УХЛ1	6 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65	7 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ-35 III УХЛ1	3 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-10-95УХЛ2	2 шт.
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	Альфа A1800	26 шт.
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325L	1 шт.
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1 шт.
Формуляр	АУВП.411711.ФСК.РИК.008.02ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Архара». Методика измерений аттестована ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311298.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ИНН 4716016979

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

Телефон: (495) 710-93-33

Факс: +7 (495) 710-96-55

Web-сайт: www.fsk-ees.ru

E-mail: info@fsk-ees.ru

Испытательный центр

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-т, д. 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-сайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

Лист № 1 Регистрационный № 69282-17 Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

- хранение информации по заданным критериям;

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

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер АУВП.411711.ФСК.РИК.008.28. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО (АИИС КУЭ) (Метроскоп)). СПО (АИИС КУЭ) (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД	УССВ ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС 220 кВ Юктали, ОРУ-35 кВ Ввод Т-1 35 кВ	ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 59982-15	ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-70	Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
2	ПС 220 кВ Юктали, ОРУ-35 кВ Ввод Т-2 35 кВ	ТГМ кл.т 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 59982-15	ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-70	Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
3	ПС 220 кВ Юктали, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Юктали-Нюкжа №1".	ТФЗМ-35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 3690-73	ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-70	Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
4	ПС 220 кВ Юктали, ОРУ-35 кВ, 2 с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Юктали-Нюкжа №2".	ТФЗМ 35А-У1 кл.т 0,5 Ктт = 30/5 рег. № 82927-21	ЗНОМ-35-65 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) рег. № 912-70	Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
5	ПС 220 кВ Юктали, ЗРУ-10 кВ, 2с-10 кВ, яч.11	ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 2473-00	НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 51621-12	Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

1	2	3	4	5	6	7
6	ПС 220 кВ Юктали, ЗРУ-10 кВ, 1с-10 кВ, яч.14	ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 2473-00	НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 51621-12	Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	RTU-325L рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
7	ПС 220 кВ Юктали, ЗРУ-10 кВ, 2с-10 кВ, яч.17	ТЛО-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 рег. № 25433-11	НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 51621-12	Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
8	ПС 220 кВ Юктали, ЗРУ-10 кВ, 2с-10 кВ, яч.19	ТЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 2473-00	НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 51621-12	Альфа А1800 кл.т 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
9	ПС 220 кВ Юктали, Шкаф учета №1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Ростелеком №1	Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 20/5 рег. № 17551-06	-	Альфа А1800 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 31857-06
10	ПС 220 кВ Юктали, Шкаф учета №2 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Ростелеком №2	Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 20/5 рег. № 17551-06	-	Альфа А1800 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 31857-06
11	ПС 220 кВ Юктали, ВРУ-0,4 кВ, п.№1, КЛ-0,4 кВ МТС №1	-	-	Альфа А1140 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 33786-07
12	ПС 220 кВ Юктали, ВРУ-0,4 кВ, п.№2, КЛ-0,4 кВ МТС №2	-	-	Альфа А1140 кл.т 0,5S/1,0 рег. № 33786-07

Пр имечания

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

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	COSф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
3 - 6, 8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,8	1,1	0,9
	0,8	-	2,8	1,6	1,2
	0,5	-	5,4	2,9	2,2
7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,8	3,0	2,2	2,2
9, 10 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5 S)	1,0	2,0	1,0	0,8	0,8
	0,8	2,6	1,6	1,1	1,1
	0,5	4,7	2,8	1,9	1,9
11, 12 (Счетчик 0,5S)	1,0	-	1,1	0,6	0,6
	0,8	-	1,1	0,6	0,6
	0,5	-	1,1	0,7	0,7
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		62%,	65(10) %,	620 %,	6100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5(10) %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,3	1,6	1,3	1,3
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,2	1,0	0,9
3 - 6, 8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,4	2,4	1,8
3 - 6, 8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	2,6	1,5	1,2
7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,1	2,5	1,8	1,8
7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,5	1,6	1,2	1,2
9, 10 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5 S)	0,8	4,7	2,8	1,8	1,8
9, 10 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5 S)	0,5	3,2	1,9	1,4	1,3
11, 12 (Счетчик 1,0)	0,8	-	1,5	1,1	1,1
11, 12 (Счетчик 1,0)	0,5	-	1,2	1,1	1,1

Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
3 - 6, 8 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,9	1,2	1,0
	0,8	-	2,9	1,7	1,4
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
7 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,9	1,2	1,0	1,0
	0,8	2,6	1,7	1,4	1,4
	0,5	4,8	3,0	2,3	2,3
9, 10 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5 S)	1,0	2,3	1,6	1,4	1,4
	0,8	2,9	2,0	1,7	1,7
	0,5	4,9	3,1	2,3	2,3
11, 12 (Счетчик 0,5S)	1,0	-	1,6	1,3	1,3
	0,8	-	1,7	1,4	1,4
	0,5	-	1,7	1,5	1,5
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55(10) %,	520 %,	5100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5(10) %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,9	1,9	1,5	1,4
1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,2	1,5	1,2	1,2
3 - 6, 8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,5	2,5	1,9
3 - 6, 8 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	2,7	1,6	1,4
7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,5	2,7	2,0	1,9
7 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,9	1,8	1,4	1,4
9, 10 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5 S)	0,8	6,0	3,5	2,4	2,2
9, 10 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5 S)	0,5	4,3	2,7	2,0	1,9

1	2	3	4	5	6
11, 12 (Счетчик 1,0)	0,8	-	3,4	3,2	3,2
11, 12 (Счетчик 1,0)	0,5	-	3,2	3,2	3,2
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов 5 АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Д), с
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 5i(2)%p и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от 12%. 2 Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК № 11, 12 при измерении реактивной электрической энергии нормируются от I10%. 3 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии	от +18 до +22
Рабочие условия: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД RTU-325L:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее	100000
комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000

Глубина хранения информации счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее

при отключенном питании, лет, не менее

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	ТГМ	6 шт.
Трансформатор тока	ТФЗМ-35А-У1	2 шт.
Трансформатор тока	ТФЗМ 35А-У1	2 шт.
Трансформатор тока	ТЛМ-10	6 шт.
Трансформатор тока	ТЛО-10	2 шт.
Трансформатор тока	Т-0,66	6 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65	6 шт.
Трансформатор напряжения	НАЛИ-СЭЩ	2 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа А1800	10 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа A1140	2 шт.
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325L	1 шт.
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1 шт.
Формуляр	АУВП.411711.ФСК.РИК.008.28ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Юктали». Методика измерений аттестована ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311298.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ИНН 4716016979

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

Телефон: +7 (495) 710-93-33

Испытательный центр

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-т, д. 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-сайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

Лист № 1 Регистрационный № 69327-17 Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

- хранение информации по заданным критериям;

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер АУВП.411711.ФСК.РИК.008.03. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД	УССВ ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ "Белогорск-Возжаевка"	ТВ-ЭК исп. М3 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 56255-14	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 83422-21	Альфа Ai8oo кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-o6	RTU-325L Зав. № oo4452 рег. № 37288-o8	СТВ-oi рег. № 49933-i2
2	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ "Белогорск-Серышево"	ТВ-ЭК исп. М3 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 56255-14	НКФ-1Ю-57 У1 кл.т. o,5 Ктн = (1ioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 83422-21	Альфа Ai8oo кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-o6
3	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ "Белогорск-Среднебелая" с отпайкой на ПС Некрасовка	IMB 145 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 47845-11	НКФИЮ^ У1 кл.т. o,5 Ктн = (Iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 83422-2i	Альфа А1800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-o6
4	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ	ТОГФ (П) кл.т. 0,2S Ктт = 1200/5 рег. № 61432-15	НКФИЮ^ У1 кл.т. o,5 Ктн = (Iioooo/^3)/(ioo/^3) рег. № 83422-2i	Альфа А1800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 3i857-o6

1	2	3	4	5	6	7
5	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Белогорск-Амурсельмаш №1"	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	RTU-325L Зав. № 004452 рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
6	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Белогорск-Амурсельмаш №2"	ТФЗМ кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 рег. № 82927-21	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
7	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Белогорск-Бочкаревка"	ТФЗМ кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 82927-21	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
8	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Белогорск-Васильевка"	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
9	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Белогорск-Державинка"	ТФЗМ кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 82927-21	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
10	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Белогорск-Новосергеевка"	ТФЗМ кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 82927-21	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
11	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Белогорск-Нагорная"	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
12	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Белогорск-Пригородная"	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

1	2	3	4	5	6	7
13	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-35 кВ, 1с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Белогорск-Промышленная №1"	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06	RTU-325L Зав. № 004452 рег. № 37288-08	СТВ-01 рег. № 49933-12
14	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-35 кВ, 2с-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Белогорск- Промышленная №2"	ТГМ кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 рег. № 59982-15	НАМИ-35 УХЛ1 кл.т. 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
15	ПС 220 кВ Белогорская, ЗРУ-10 кВ, 1с-10 кВ, яч.4	ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 рег. № 22192-01	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
16	ПС 220 кВ Белогорск, ЗРУ-10 кВ, 1с-10 кВ, яч.5	ТОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 7069-07	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
17	ПС 220 кВ Белогорск, ЗРУ-10 кВ, 1с-10 кВ, яч.6	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 150/5 рег. № 25433-11	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
18	ПС 220 кВ Белогорск, ЗРУ-10 кВ, 2с-10 кВ, яч.13	ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 22192-01	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
19	ПС 220 кВ Белогорск, ЗРУ-10 кВ, 2с-10 кВ, яч.14	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 25433-11	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
20	ПС 220 кВ Белогорск, ЗРУ-10 кВ, 2с-10 кВ, яч.15	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 150/5 рег. № 25433-11	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06
21	ПС 220 кВ Белогорск, ЗРУ-10 кВ, 2с-10 кВ, яч.16	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 25433-11	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-06

1	2	3	4	5	6	7
22	ПС 220 кВ Белогорск, ЗРУ-10 кВ, 2с-10 кВ, яч.11	ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 22192-01	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа A18oo кл.т. o,2S/o,5 рег. № 31857-o6	RTU-325L в. № oo4452 . № 37288-o8	СТВ^1 рег. № 49933-12
23	ПС 220 кВ Белогорск, ЗРУ-10 кВ, 1с-10 кВ, яч.7	ТПЛ-10-М кл.т. 0,5S Ктт = 100/5 рег. № 22192-01	НТМИ-10-66У3 кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 831-69	Альфа A18oo кл.т. o,2S/o,5 рег. № 31857-o6
24	ПС 220 кВ Белогорск, ЩСН-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Мегафон №1	ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 58465-14	-	Альфа A18oo кл.т. o,5S/1,o рег. № 31857-o6
25	ПС 220 кВ Белогорск, ЩСН-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Мегафон №2	ТТН-Ш кл.т. 0,5 Ктт = 50/5 рег. № 58465-14	-	Альфа A18oo кл.т. o,5S/1,o рег. № 31857-o6
26	КТП-10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ Вымпелком (от яч.12, ЗРУ-10 кВ ПС 220 кВ Белогорск)	-	-	Альфа А1800 кл.т. o,5S/1,o рег. № 31857-11	<й и* £
27	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-110 кВ, 1с-110 кВ, ВЛ 110 кВ Белогорск-Маслозавод №1	ТОГФ (П) кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 61432-15	НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) рег. № 83422-21	Альфа А1800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 31857-2o
28	ПС 220 кВ Белогорск, ОРУ-110 кВ, 2с-110 кВ, ВЛ 110 кВ Белогорск-Маслозавод №2	ТОГФ (П) кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 61432-15	НКФ-1Ю-57 У1 кл.т. o,5 Ктн = (11oooo/^3)/(1oo/^3) рег. № 83422-21	Альфа А1800 кл.т. o,2S/o,5 рег. № 31857-2o
Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	COSф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1	2	3	4	5	6
1, 2, 17, 19 - 21, 23 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,8	3,0	2,2	2,2
3 - 5, 8, 11 - 14, 27, 28 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
6, 7, 9, 10, 15, 16, 18, 22 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,8	1,1	0,9
	0,8	-	2,8	1,6	1,2
	0,5	-	5,4	2,9	2,2
24, 25 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)	1,0	-	1,7	1,0	0,8
	0,8	-	2,8	1,5	1,1
	0,5	-	5,4	2,7	1,9
26 (Счетчик 0,5S)	1,0	-	1,1	0,6	0,6
	0,8	-	1,1	0,6	0,6
	0,5	-	1,1	0,7	0,7
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		62%,	65(10) %,	620 %,	6100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5(10) %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2, 17, 19 - 21, 23 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,1	2,5	1,8	1,8
1, 2, 17, 19 - 21, 23 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,5	1,6	1,2	1,2
3 - 5, 8, 11 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,3	1,6	1,3	1,3
3 - 5, 8, 11 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,2	1,0	0,9
6, 7, 9, 10, 15, 16, 18, 22 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,4	2,4	1,8
6, 7, 9, 10, 15, 16, 18, 22 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	2,6	1,5	1,2
24, 25 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,8	-	4,5	2,4	1,8
24, 25 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,5	-	2,8	1,6	1,3
26 (Счетчик 1,0)	0,8	-	1,5	1,1	1,1
26 (Счетчик 1,0)	0,5	-	1,2	1,1	1,1

1	2	3	4	5	6
27, 28 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,0	1,6	1,3	1,3
27, 28 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	1,6	1,1	1,0	1,0
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		61(2)%,	65 %,	620 %,	6100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2, 17, 19 - 21, 23 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	1,0	1,9	1,2	1,0	1,0
	0,8	2,6	1,7	1,4	1,4
	0,5	4,8	3,0	2,3	2,3
3 - 5, 8, 11 - 14. 27, 28 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
6, 7, 9, 10, 15, 16, 18, 22 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)	1,0	-	1,9	1,2	1,0
	0,8	-	2,9	1,7	1,4
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
24, 25 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5)	1,0	-	2,1	1,6	1,4
	0,8	-	3,1	1,9	1,7
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
26 (Счетчик 0,5S)	1,0	-	1,6	1,3	1,3
	0,8	-	1,7	1,4	1,4
	0,5	-	1,7	1,5	1,5
Номер ИК	cosф	Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		62%,	65(10) %,	620 %,	6100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5(10) %<I изм< 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм<I120%
1, 2, 17, 19 - 21, 23 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,8	4,5	2,7	2,0	1,9
1, 2, 17, 19 - 21, 23 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)	0,5	2,9	1,8	1,4	1,4
3 - 5, 8, 11 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,9	1,9	1,5	1,4
3 - 5, 8, 11 - 14 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,2	1,5	1,2	1,2
6, 7, 9, 10, 15, 16, 18, 22 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,8	-	4,5	2,5	1,9
6, 7, 9, 10, 15, 16, 18, 22 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)	0,5	-	2,7	1,6	1,4
24, 25 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,8	-	5,1	2,8	2,2
24, 25 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5)	0,5	-	3,4	2,1	1,9

1	2	3	4	5	6
26 (Счетчик 1,0)	0,8	-	3,4	3,2	3,2
26 (Счетчик 1,0)	0,5	-	3,2	3,2	3,2
27, 28 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,8	2,4	2,1	1,9	1,9
27, 28 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)	0,5	2,0	1,7	1,6	1,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов 5 АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Д), с
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p для cos9=1,0 нормируются от I1%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от I2%. 2 Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК № 1 при измерении реактивной электрической энергии нормируются от I10%. 3 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином - ток, % от Пом - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков активной энергии ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005 - для счетчиков реактивной энергии ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005 ГОСТ 26035-83	от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 от +21 до +25 от +18 до +22
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для сервера, УССВ	от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +10 до +30 от +18 до +24

1	2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электроэнергии Альфа А1800:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД RTU-325L:
- средняя наработка до отказа, ч, не менее	100000
комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000
Глубина хранения информации
счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	ТВ-ЭК исп. М3	6 шт.
Трансформатор тока	IMB 145	3 шт.
Трансформатор тока	ТОГФ (П)	9 шт.
Трансформатор тока	ТГМ	17 шт.
Трансформатор тока	ТФЗМ	8 шт.
Трансформатор тока	ТПЛ-10-М	8 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-10	2 шт.
Трансформатор тока	ТЛО-10	8 шт.
Трансформатор тока	ТТН-Ш	6 шт.
Трансформатор напряжения	НКФ-110-57 У1	6 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	2 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66У3	1 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа А1800	28 шт.
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325L	1 шт.
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1 шт.
Формуляр	АУВП.411711.ФСК.РИК.008.03ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорская». Методика измерений аттестована ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311298.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ИНН 4716016979

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

Телефон: +7 (495) 710-93-33

Испытательный центр

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-т, д. 31

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-сайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310639.

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

14 марта 2023 г.

№ ⁵³⁵

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 исполаеииемттаетоящет явяятвкза собой.

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

Заместитель Руководителя

Е.Р Лазаренко

Сертификат: 646070CB85806S9469A85BF6D1B138C0

Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович

Действителен: с 2042.2022 до 14.03.2024

\_______________________

Техническая поддержка

2912 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 535 от 14.03.2023

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

2912 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 535 от 14.03.2023

Текст приказа Росстандарта № 535 от 14.03.2023

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель