МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)

П Р И К А З

14 февраля 2024 г.

Москва

Об утверждении типов 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, п р и к а з ы в а ю:

• 1. Утвердить:

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

описания типов средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.

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

• 3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя руководителя Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии Е.Р.Лазаренко.

  Заместитель руководителя

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

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: 0OE9C42A336O155561666DB4E2ED5F7B52

Кому выдан: Кузьмин Александр Михайлович

Действителен: с 18.12.2023 до 12.03.2025

\________________/

---

ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии от «___»   феераее__2024 Г. № __3

Сведения

об утвержденных типах средств измерений

№ п/ п

Наименование типа

Обозна чение типа

Код характера произ-вод-ства

Рег. Номер

Зав. номер(а)

Изготовитель

Правообладатель

Код иде нти фика-ции про извод-ства

Методика поверки

Интер вал между поверками

Заявитель

Юридическое лицо, проводившее испытания

Дата утверждения акта

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1.

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические

РВСП- 3000

Е

91306-24

Т0001, Т0002

Акционерное общество "ТАНЕКО" (АО "ТАНЕКО"), Республика Татарстан, г. Нижнекамск

Акционерное общество "ТАНЕКО" (АО "ТАНЕКО"), Республика Татарстан, г. Нижнекамск

ОС

МП 00762023

5 лет

Акционерное общество "ТАНЕКО" (АО "ТАНЕКО"), Республика Татарстан, г. Нижнекамск

ООО "Метро- КонТ", г. Казань

23.10.2023

2.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электро энергии

Обозна чение отсутствует

Е

91307-24

2023АС002

Общество с ограниченной ответственностью ИТЦ "СМАРТ ИНЖИНИРИНГ" (ООО ИТЦ "СИ"), г. Москва

Общество с ограниченной ответственностью "ННК-Самаранефтегаз" (ООО "ННК-Самаранефтегаз "), г. Самара

ОС

МП 04/23

4 года

Общество с ограниченной ответственностью ИТЦ "СМАРТ ИНЖИНИРИНГ" (ООО ИТЦ "СИ"), г. Москва

ООО ИТЦ "СИ", г. Москва

09.10.2023

(АИИС КУЭ) ООО "ННК-Самаранеф тегаз"

з.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Москва" Моршанское ЛПУ МГ КС-27 "Давыдовская", Первомайское ЛПУ МГ КС-28 "Первомайская", Донское ЛПУ МГ КС-29 "Донская"

Обозначение отсутствует

Е

91308-24

10.001-2023

Инженернотехнический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург

Инженернотехнический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург

ОС

МП- 516.310556 -2023

4 года

Инженернотехнический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург

ЗападноСибирский филиал ФГУП "ВНИИФТРИ", г. Новосибирск

18.08.2023

4.

Резервуары вертикальные стальные цилиндрические

РВС- 5000

Е

91309-24

25, 83

Акционерное общество "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е.Крюкова" (АО "НЗРМК

Акционерное общество "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е.Крюкова" (АО "НЗРМК имени Н.Е.Крюкова"), Кемеровская об-

ОС

18-18/044 МП

5 лет

Акционерное общество "Красноярск-нефтепродукт" (АО "КНП"), г. Красноярск

ФБУ "Красноярский ЦСМ", г. Красноярск

06.10.2023

имени Н.Е.Крюкова"), Кемеровская область-Кузбасс, г. Новокузнецк

ласть-Кузбасс, г. Новокузнецк

5.

Резервуар стальной горизонтальный ци-линдриче-ский

РГС-5

Е

91310-24

6803

Акционерное общество "Транснефть -Урал" (АО "Транснефть -Урал"), г. Уфа

Акционерное общество "Транснефть -Урал" (АО "Транснефть - Урал"), г. Уфа

ОС

ГОСТ 8.346-2000

5 лет

Акционерное общество "Транснефть -Урал" (АО "Транснефть -Урал"), г. Уфа

АО "Транснефть -Метрология", г. Москва

12.10.2023

6.

Уровнемеры рефлекс-радарные

RRF2

С

91311-24

RRF2-03D2B- FV-3M-1000 зав. №FCN20230102 9999015; RRF2-03I2BEQ3M-2300 зав. №FCN20230223 9247009

"FEEJOY TECHNOLOGY (SHANGHAI) CO., Ltd", Китай

"FEEJOY ТЕСН- NOLOGY (SHANGHAI) СО., Ltd", Китай

ОС

МП 208067-2023

3 года

Общество с ограниченной ответственностью "КАПИТАЛ НН" (ООО "КАПИТАЛ НН"), г. Москва

ФГБУ "ВНИИМС", г. Москва

27.11.2023

7.

Полуприцеп-цистерна

NURSA N 3ANRS2

Е

91312-24

NP9MS2345DK 015463

NURSAN Gida Otomotiv ve San. Tic. LTD. STI., Турция

NURSAN Gida Otomotiv ve San. Tic. LTD. STI., Турция

ОС

ГОСТ 8.600-2011

1 год

Общество с ограниченной ответственностью "ТЭК Денко" (ООО "ТЭК Денко"), г. Липецк

ООО фирма "Метролог", г. Казань

22.08.2023

8.

Системы измерительно-вычислительные

АЭФТ- ЭКО СТОК

С

91313-24

20023, 20223, 20323, 22023

Общество с ограниченной ответственностью "Торговый дом "АЭфТ" (ООО "ТД "АЭфТ"), г. Санкт- Петербург

Общество с ограниченной ответственностью "Торговый дом "АЭфТ" (ООО "ТД "АЭфТ"), г. Санкт-Петербург

ОС

МП 1552 1-2023

4 года

Общество с ограниченной ответ ственностью "Торговый дом "АЭфТ" (ООО "ТД "АЭфТ"), г. Санкт- Петербург

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

15.09.2023

9.

Резервуары стальные вертикаль-

РВС- 10000

Е

91314-24

701-РВС- 10000/1, 701- РВС-10000/2,

Общество с ограниченной ответственно-

Общество с ограниченной ответственностью "РН-

ОС

МП 00792023

5 лет

Общество с ограниченной ответ-

ООО "Метро- КонТ", г. Казань

04.12.2023

ные цилиндрические

701-РВС- 10000/3, 701- РВС-10000/4

стью "РН- Туапсинский нефтеперерабатывающий завод" (ООО "РН-Туапсинский НПЗ"), Краснодарский край, г. Туапсе

Туапсинский нефтеперерабатывающий завод" (ООО "РН-Туапсинский НПЗ"), Краснодарский край, г. Туапсе

ственностью "РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод" (ООО "РН- Туапсинский НПЗ"), Краснодарский край, г. Туапсе

10.

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические

РВС-2000

Е

91315-24

Р-19, Р-20, Р-21

Общество с ограниченной ответственностью "РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод" (ООО "РН-Туапсинский НПЗ"), Краснодарский край, г. Туапсе

Общество с ограниченной ответственностью "РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод" (ООО "РН-Туапсинский НПЗ"), Краснодарский край, г. Туапсе

ОС

МП 00772023

5 лет

Общество с ограниченной ответственностью "РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод" (ООО "РН-Туапсинский НПЗ"), Краснодарский край, г. Туапсе

ООО "Метро- КонТ", г. Казань

04.12.2023

11.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "Россети Сибирь" -"Алтайэнерго"

Обозначение отсутствует

Е

91316-24

001

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

Публичное акционерное общество "Россети Сибирь" (ПАО "Россети Сибирь"), г. Красноярск

ОС

МП 32 2023

4 года

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

ООО "АСЭ", г. Владимир

11.09.2023

12.

Система измерений количества и показателей качества нефти № 940

Обозначение отсутствует

Е

91317-24

940

Общество с ограниченной ответственностью "Транснефть - Порт Приморск" (ООО "Транснефть - Порт Приморск"), Ленинградская обл., Выборгский р-н

Общество с ограниченной ответственностью "Транснефть - Порт Приморск" (ООО "Транснефть - Порт Приморск"), Ленинградская обл., Выборгский р-н

ОС

МП-0025- ТНМ-2023

1 год

Общество с ограниченной ответственностью "Транснефть - Порт Приморск" (ООО "Транснефть - Порт Приморск"), Ленинградская обл., Выборгский р-н

АО "Транснефть -Автоматизация и Метрология", г. Москва

27.11.2023

13.

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный

РВС- 3000

Е

91318-24

4

Публичное акционерное общество "Запорожский завод металлических конструкций" (ПАО "ЗЗМК"), Украина

Публичное акционерное общество "Запорожский завод металлических конструкций" (ПАО "ЗЗМК"), Украина

ОС

МП 00812023

5 лет

Акционерное общество "Мурманская ТЭЦ" (АО "Мурманская ТЭЦ"), г. Мурманск

ООО "Метро- КонТ", г. Казань

11.12.2023

14.

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный

РВС- 5000

Е

91319-24

3

Акционерное общество "АП Саратовский завод резервуарных металлоконструкций" (АО "АП РМК"), г. Саратов

Акционерное общество "АП Саратовский завод резервуарных металлоконструкций" (АО "АП РМК"), г. Саратов

ОС

МП 00802023

5 лет

Акционерное общество "Мурманская ТЭЦ" (АО "Мурманская ТЭЦ"), г. Мурманск

ООО "Метро- КонТ", г. Казань

11.12.2023

15.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РСК Сбыт"

Обозначение отсутствует

Е

91320-24

002

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

Общество с ограниченной ответственностью "РСК Сбыт" (ООО "РСК Сбыт"), г. Красноярск

ОС

МП 26.51/269/2 3

4 года

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

ООО "Энерго-тестконтроль", г. Москва

14.12.2023

(ООО "Мега- А") вторая очередь

16.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТНС1

Обозна чение отсутствует

Е

91321-24

018

Публичное акционерное общество Группа компаний "ТНС энерго" (ПАО ГК "ТНС энерго"), г. Москва

Публичное акционерное общество Группа компаний "ТНС энерго" (ПАО ГК "ТНС энерго"), г. Москва

ОС

МП ЭПР-632-2023

4 года

Публичное акционерное общество Группа компаний "ТНС энерго" (ПАО ГК "ТНС энерго"), г. Москва

ООО "Энерго-ПромРесурс", Московская обл., г. Красногорск

04.12.2023

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Лист № 1 Регистрационный № 91313-24                                         Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системы измерительно-вычислительные АЭФТ-ЭКОСТОК

Назначение средства измерений

Системы измерительно-вычислительные АЭФТ-ЭКОСТОК (далее - системы) предназначены для измерений объема жидкости в потоке и объемного расхода жидкости.

Описание средства измерений

Принцип измерений систем основан на явлении электромагнитной индукции или на измерении времени распространения импульсов ультразвукового колебания.

Для жидкостей, имеющих электропроводность не менее 10^-4 См/м, применяется метод измерений, основанный на явлении электромагнитной индукции, при котором в потоке жидкости, протекающем через наведенное системой электромагнитов магнитное поле, возникает электродвижущая сила (далее - ЭДС), пропорциональная скорости потока. Измеренное значение ЭДС преобразуется в значение объема жидкости в потоке и объемного расхода жидкости.

Для жидкостей, имеющих электропроводность менее 10^-4 См/м, применяется метод, основанный на измерении времени распространения импульсов ультразвукового колебания в потоке жидкости, при котором разность между временем прохождения импульса ультразвукового колебания по и против потока жидкости пропорциональна скорости потока. Измеренное значение скорости потока преобразуется в значение объема жидкости в потоке и объемного расхода жидкости.

Системы состоят из преобразователя расхода (далее - ПР), устройства измерительновычислительного (далее - УИВ) и присоединительной арматуры.

ПР производит измерение объема жидкости в потоке и объемного расхода жидкости и передает данную информации на УИВ. УИВ принимает и обрабатывает сигналы от ПР, обеспечивает хранение в энергонезависимой памяти результатов измерений и их индикацию, а также передачу по цифровым интерфейсам RS-232 или RS-485.

В качестве ПР применяются: расходомеры-счетчики электромагнитные «ВЗЛЕТ ТЭР» (номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный №) 39735-14), расходомеры-счетчики электромагнитные «ВЗЛЕТ ЭР» (регистрационный № 20293-10), расходомеры-счетчики электромагнитные SITRANS FM (регистрационный №  35024-12), расходомеры-счетчики электромагнитные РСМ-05

(регистрационный № 57470-14), расходомеры-счетчики ультразвуковые «ВЗЛЕТ МР» (регистрационный № 28363-14), расходомеры-счетчики жидкости ультразвуковые US800 (регистрационный №  21142-11), расходомеры электромагнитные «Питерфлоу РС»

(регистрационный № 46814-11), расходомеры-счетчики электромагнитные ПИТЕРФЛОУ (регистрационный № 66324-16), расходомеры-счетчики электромагнитные Геликон РЭЛ-100 (регистрационный   №   67959-17),   расходомеры-счетчики   электромагнитные   РСЦ

(регистрационный   №   71286-18),   расходомеры-счетчики   электромагнитные   РМ-5

(регистрационный № 20699-11), расходомеры-счетчики электромагнитные «Элемер-РЭМ» (регистрационный № 73879-19), расходомеры электромагнитные СИМАГ 11 (регистрационный № 50225-12).

В качестве УИВ применяются: комплексы измерительно-вычислительные «ВЗЛЕТ» (регистрационный №  21471-12) (далее - КИВ ВЗЛЕТ), тепловычислители СПТ941

регистрационный № 29824-14) (далее - СПТ941), тепловычислители «ВЗЛЕТ ТСРВ» регистрационный № 27010-13) (далее - ВЗЛЕТ ТСРВ).

КИВ ВЗЛЕТ производят прием и обработку сигналов с ПР по импульсному каналу или цифровому каналу интерфейса RS-232 или RS-485. СПТ941 производят прием и обработку сигналов с ПР по импульсному/частотному каналу. ВЗЛЕТ ТСРВ производят прием и обработку сигналов с ПР по импульсному каналу.

Системы, в составе которых в качестве УИВ используется КИВ ВЗЛЕТ, обеспечивают измерение объема жидкости в потоке и индикацию объемного расхода жидкости.

Исполнения комплексов отличаются типом ПР и УИВ. Исполнения комплексов приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Исполнения систем измерительно-вычислительные АЭФТ-ЭКОСТОК

Исполнение	Тип ПР	Тип УИВ	Класс точности	Номиналь ный диаметр	Диапазон объемного расхода, м3/ч
ЭКОСТОК-11.1	ВЗЛЕТ ТЭР повышенной точности	КИВ ВЗЛЕТ	А	от DN 15 до DN 300	Qimug = 0,0283\DN2 Qпер = 0,03 • Qii;iii6 Qнаим  0,001 • Qнаиб
ЭКОСТОК-11.2		СПТ941
ЭКОСТОК-11.3		ВЗЛЕТ ТСРВ
ЭКОСТОК-12.1	ВЗЛЕТ ТЭР со стандартной градуировкой	КИВ ВЗЛЕТ
ЭКОСТОК-12.2		СПТ941
ЭКОСТОК-12.3		ВЗЛЕТ ТСРВ
ЭКОСТОК-13.1	ВЗЛЕТ ЭР (ЭРСВ 448)	КИВ ВЗЛЕТ	В	от DN 10 до DN 300
ЭКОСТОК-13.2		СПТ941
ЭКОСТОК-13.3		ВЗЛЕТ ТСРВ
ЭКОСТОК-21.1	SITRANS FM с преобразователем сигналов MAG6000	КИВ ВЗЛЕТ	А	от DN 15 до DN 2000	Qimug = 0,028-DN2 Qпер = 0,05 • Q^^ Qнаим  0,01 • Qнаиб
ЭКОСТОК-21.2		СПТ941
ЭКОСТОК-21.3		ВЗЛЕТ ТСРВ

Продолжение таблицы 1

Исполнение	Тип ПР	Тип УИВ	Класс точности	Номиналь ный диаметр	Диапазон объемного расхода, м3/ч
ЭКОСТОК-22.1	SITRANS FM с преобразователем сигналов MAG5000	КИВ ВЗЛЕТ	А	от DN 15 до DN 2000	Qra^ = 0,028^DN2 Qirep = 0,05 • Q^nd Qнаим  0,01 • Qнаиб
ЭКОСТОК-22.2		СПТ941
ЭКОСТОК-22.3		ВЗЛЕТ ТСРВ
ЭКОСТОК-41.1	РСМ-05 модификации РСМ-05.03 (ТЭСМАРТ-А)	КИВ ВЗЛЕТ	В	от DN 25 до DN 150	Q..;. = 0.022JDV Qiap = 0,012^наиб Qнаим 0,003 • Qнаиб
ЭКОСТОК-41.2		СПТ941
ЭКОСТОК-42.1	РСМ-05 модификации РСМ-05.05 (ТЭСМАРТ-А)	КИВ ВЗЛЕТ
ЭКОСТОК-42.2		СПТ941
ЭКОСТОК-42.3		ВЗЛЕТ ТСРВ
ЭКОСТОК-51	ВЗЛЕТ МР 1-лучевой	-	В	от DN 25 до DN 2000	Qmrf = 0,03 ^DN Qiap = 0,03 •Qmrf Qнаим — 0,001 • Qнаиб
ЭКОСТОК-52	ВЗЛЕТ МР 2-лучевой	-	А
ЭКОСТОК-53	ВЗЛЕТ МР 4-лучевой	-
ЭКОСТОК-61	US800 1-лучевой	-	В	от DN 15 до DN 150	Qii:iii6 — (),()34J)V Qrop — 0,034^наиб Qнаим — 0,01 ^Q^^
ЭКОСТОК-62	US800 2-лучевой	-		от DN 100 до DN 200
ЭКОСТОК-63	US800 1-лучевой	-		от DN 250 до DN 1400	Qhiih — (),034J)V Qiap — 0,034^наиб Qнаим — 0,02•Qнаиб
ЭКОСТОК-64	US800 2-лучевой	-
ЭКОСТОК-71.1	Питерфлоу РС	КИВ ВЗЛЕТ	В	от DN 15 до DN 400	Qh^ — 0,025^DN2 Qrop1 — 0,007^наиб Qпеp2 — 0,01 ^наиб Qнаим — 0,002• ()наиб
ЭКОСТОК-71.2		СПТ941
ЭКОСТОК-71.3		ВЗЛЕТ ТСРВ
ЭКОСТОК-71.4		ТВ-7
ЭКОСТОК-71.5

Окончание таблицы 1

Исполнение	Тип ПР	Тип УИВ	Класс точности	Номиналь ный диаметр	Диапазон объемного расхода, м3/ч
ЭКОСТОК-72.1	Питерфлоу СВ	КИВ ВЗЛЕТ	А	от DN 20 до DN 200	QHau6 = 0,025 •DN2 Qпер = 0,01 • Qihihg Qh;iiim — 0,002• ()наиб
ЭКОСТОК-72.2		СПТ941
ЭКОСТОК-72.3		ВЗЛЕТ ТСРВ
ЭКОСТОК-72.4		ТВ-7
ЭКОСТОК-81.1	Геликон РЭЛ-100	КИВ ВЗЛЕТ	А	от DN 6 до DN 1000	Q..;.  — 0,()344)V Qh;iiim — 0,025 • ()наиб
ЭКОСТОК-81.2		СПТ941
ЭКОСТОК-81.3		ВЗЛЕТ ТСРВ
ЭКОСТОК-91.1	РСЦ	КИВ ВЗЛЕТ	А	от DN 15 до DN 400	Qhhu6 — 0,028^DN2 Qпер1 = 0,004^наиб Qпер2 — 0,01 ^наиб Qнаим — 0,001 • ()наиб
ЭКОСТОК-91.2		СПТ941
ЭКОСТОК-91.3		ВЗЛЕТ ТСРВ
ЭКОСТОК-101.1	РМ-5-Т-И	КИВ ВЗЛЕТ	А	от DN 15 до DN 300	Qmrf — 0,()2<84)V Qпер — 0,004•Qrnrf Qнаим — 0,001 • Q||;i||6
ЭКОСТОК-101.2		СПТ941
ЭКОСТОК-101.3		ВЗЛЕТ ТСРВ
ЭКОСТОК-111.1	Элемер-РЭМ	КИВ ВЗЛЕТ	В	от DN 15 до DN 400	Qmrf — 0,()2<84)V Qпер — 0,01 • Qihihg Qнаим — 0,005 • Qнаиб
ЭКОСТОК-111.2		СПТ941
ЭКОСТОК-111.3		ВЗЛЕТ ТСРВ
ЭКОСТОК-121.1	СИМАГ 11	КИВ ВЗЛЕТ	А	от DN 15 до DN 1000 (2000*)	Qmrf — 0,()2<84)V Qпер — 0,05 • Qihihg Qнаим — 0,005 • Qнаиб
ЭКОСТОК-121.2		СПТ941
ЭКОСТОК-121.3		ВЗЛЕТ ТСРВ
Примечание * - под заказ

Общие виды ПР и УИВ систем приведены на рисунках 1 и 2 соответственно. Общий вид ПР систем с присоединительной арматурой приведен на рисунке 3.

Рисунок 1 - Общий вид ПР систем измерительно-вычислительных АЭФТ-ЭКОСТОК

а) комплексы измерительновычислительные «ВЗЛЕТ»

б) тепловычислители «СПТ941»

в) тепловычислители «ВЗЛЕТ ТСРВ»

Рисунок 2 - Общий вид УИВ систем измерительно-вычислительных АЭФТ-ЭКОСТОК

Рисунок 3 - Общий вид ПР с присоединительной арматурой систем измерительно-вычислительных АЭФТ-ЭКОСТОК

Пломбирование систем не предусмотрено.

В связи с отсутствием возможности установки знака поверки на корпус систем знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Заводской номер наносится в цифровом формате на маркировочную табличку, расположенную на корпусе расходомера, типографским способом.

Обозначения мест нанесения знака утверждения типа и заводского номера представлены на рисунке 4.

Рисунок 4 - Обозначения мест нанесения знака утверждения типа и заводского номера

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) систем является встроенным и разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Метрологические характеристики систем нормированы с учетом влияния ПО. Идентификационные данные метрологически значимой части отображаются на дисплее УИВ.

После включения питания встроенное программное обеспечение проводит ряд самодиагностических проверок, во время работы осуществляет сбор и обработку поступающих данных, а также циклическую проверку целостности конфигурационных данных.

ПО систем предназначено для обработки сигналов, выполнения математической обработки результатов измерений, обеспечения взаимодействия с периферийными устройствами, хранения в энергонезависимой памяти результатов измерений и их вывода на устройства индикации.

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

Идентификационные данные программного обеспечения систем приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
КИВ ВЗЛЕТ исполнения ИВК-102
Идентификационное наименование ПО	ВЗЛЕТ ИВК
Номер версии (идентификационный номер) ПО	82.01.91.11
Цифровой идентификатор ПО	ОхЗВОВ
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	CRC16
КИВ ВЗЛЕТ исполнения ИВК ТЭР
Идентификационное наименование ПО	ВЗЛЕТ ИВК
Номер версии (идентификационный номер) ПО	76.63.00.01
Цифровой идентификатор ПО	ОхВЗбС
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	CRC16
ВЗЛЕТ ТСРВ
Идентификационное наименование ПО	ВЗЛЕТ ТСРВ
Номер версии (идентификационный номер) ПО	66.00.04.00
Цифровой идентификатор ПО	93С0
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	CRC16
СПТ-941
Идентификационное наименование ПО	—
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.х.х.хх1)
Цифровой идентификатор ПО	27А5
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	CRC16
|( х - относится к метрологически незначимой части ПО

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон объемного расхода жидкости1*, м3/ч	от 0,01 до 120000
Пределы допускаемой основной относительной погрешности комплексов при измерении объема жидкости в потоке и объемного расхода жидкости в диапазоне расходов ПР от Qпер до Qmu6 составляют2-*, %: - класс А - класс В	±1,0 ±2,0
1) конкретное значение зависит от применяемого типа ПР, указано в паспорте на систему и не превышает диапазон измерений; 2) пределы дополнительной относительной погрешности от изменения температуры окружающей и измеряемой среды зависят от применяемого типа ПР и указаны в паспорте на систему.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Измеряемая среда	жидкость
Наличие свободного газа в измеряемой среде, %	не допускается
Температура измеряемой среды, °С	от 0 до +60
Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более	1,6
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В	220±22
- частота переменного тока, Гц	50±1
- напряжение постоянного тока, В	24±2
Потребляемая мощность, В^А, не более	25
Условия окружающей среды: - температура окружающей среды для ПР, °С:
- ЭКОСТОК 11, 12	от -40 до +70
- ЭКОСТОК 13	от -70 до +70
- ЭКОСТОК 21, 22	от -40 до +100
- ЭКОСТОК 41, 42	от +5 до +50
- ЭКОСТОК 51, 52, 53	от -50 до +85
- ЭКОСТОК 61,62,63,64	от +5 до +50
- ЭКОСТОК 71	от -10 до +50
- ЭКОСТОК 72	от -10 до +50
- ЭКОСТОК 81	от -30 до +50
- ЭКОСТОК 91	от 10 до +50
- ЭКОСТОК 101	от -30 до +55
- ЭКОСТОК 111	от -40 до +70
- ЭКОСТОК 121	от -20 до +50

Окончание таблицы 4

Наименование характеристики	Значение
- температура окружающей среды для УИВ, °С	от +5 до +50
- относительная влажность для ПР при температуре +35 °C без
конденсации влаги, %, не более	95
- относительная влажность для УИВ при температуре +35 °C без
конденсации влаги, %, не более	80
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 106
Средний срок службы, лет	12
Средняя наработка на отказ, ч	75000
Габаритные размеры ПР, мм, не более
- длина	2500
- ширина	2400
- высота	2200
Габаритные размеры УИВ, мм, не более
- длина	250
- ширина	250
- высота	100
Масса, кг, не более	4100

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку методом лазерной гравировки или фотохимическим способом и в верхней части по центру титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерительно-вычислительная	АЭФТ-ЭКОСТОК	1 шт.
Комплект монтажных частей	-
Руководство по эксплуатации	401250-001-03466621-22.1 РЭ	1 экз.
Паспорт	401250-001-03466621-16.12.1 ПС	1 экз.
Комплект эксплуатационных документов на составные части комплекса	-	1 комп.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 2 «Порядок работы» «Системы измерительно-вычислительные «АЭФТ-ЭКОСТОК». Исполнения ЭКОСТОК-11.1, ЭКОСТОК-11.2, ЭКОСТОК-11.3, ЭКОСТОК-12.1, ЭКОСТОК-12.2, ЭКОСТОК-12.3. Руководство по эксплуатации. 401250-001-03466621-22.1 РЭ».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»;

401250-001-03466621-23 ТУ «Системы измерительно-вычислительные «АЭФТ-ЭКОСТОК». Технические условия».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Торговый дом «АЭфТ» (ООО «ТД «АЭфТ») ИНН 7814657662

Юридический адрес: 198095, г. Санкт-Петербург, ул. Розенштейна, д. 19, лит. А, оф. 201 Телефон/факс: (812) 385-11-06

E-mail: info@aeft.spb.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Торговый дом «АЭфТ» (ООО «ТД «АЭфТ»). ИНН 7814657662

Адрес: 198095, г. Санкт-Петербург, ул. Розенштейна, д. 19, лит. А, оф. 201

Телефон/факс: (812) 385-11-06

E-mail: info@aeft.spb.ru

Испытательный центр

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

Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19

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

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

Web-сайт: www.vniir.org

E-mail: office@vniir.org

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310592.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Регистрационный № 91314-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-10000

Назначение средства измерений

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-10000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема жидкости, а также для ее приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуаров - стальные  вертикальные цилиндрические, номинальной

вместимостью 10000 м³.

Принцип действия резервуаров основан на заполнении их жидкостью до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.

Резервуары представляют собой наземные вертикально расположенные стальные сосуды, состоящие из цилиндрической стенки с наружной теплоизоляцией, днища и крыши.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки, расположенные в нижней части резервуара.

Заводские номера резервуаров в виде буквенно-цифрового обозначения, состоящие из букв и арабских цифр, нанесены типографским способом на табличку резервуара. Табличка крепится к крышке люка резервуара.

Резервуары РВС-10000 с заводскими номерами 701-РВС-10000/1, 701-РВС-10000/2, 701-РВС-10000/3, 701-РВС-10000/4 расположены на территории цеха водоснабжения и водоотведения по адресу: Краснодарский край, г. Туапсе, ул. Сочинская, д.1.

Общий вид резервуаров РВС-10000 представлен на рисунках 1, 2, 3, 4.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-10000 № 701-РВС-10000/1

' "^и II И I

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	10000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %	±0,10

Таблица 2 - Основные технические характеристики

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический	РВС-10000	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Правообладатель

Общество     с     ограниченной     ответственностью     «РН-Туапсинский

нефтеперерабатывающий завод» (ООО «РН-Туапсинский НПЗ»)

ИНН 2365004375

Юридический адрес: 352800, Краснодарский край, г. Туапсе, ул. Сочинская, д. 1

Телефон/факс: +7 (86167) 77-7-14/ (86167) 7-75-00

Web-сайт: tnpz.rosneft.ru

E-mail: secretary@tnpz.rosneft.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью     «РН-Туапсинский

нефтеперерабатывающий завод» (ООО «РН-Туапсинский НПЗ»)

ИНН 2365004375

Адрес: 352800, Краснодарский край, г. Туапсе, ул. Сочинская, д. 1

Телефон/факс: +7 (86167) 77-7-14/ (86167) 7-75-00

Web-сайт: tnpz.rosneft.ru

E-mail: secretary@tnpz.rosneft.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 420132, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Адоратского, д. 39Б, оф. 51

Телефон: +7 9372834420

Факс +7 (843) 515-00-21

E-mail: trifonovua@mail.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312640.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Лист № 1 Регистрационный № 91315-24                                           Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000

Назначение средства измерений

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-2000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуаров - стальные  вертикальные цилиндрические, номинальной

вместимостью 2000 м³.

Принцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтью или нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.

Резервуары представляют собой наземные вертикально расположенные стальные сосуды, состоящие из цилиндрической стенки с наружной теплоизоляцией, днища и крыши.

Резервуары оборудованы цилиндрической стальной защитной стенкой.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки, расположенные в нижней части резервуара.

Заводские номера резервуаров в виде буквенно-цифрового обозначения, состоящие из букв и арабских цифр, нанесены типографским способом на табличку резервуара. Табличка крепится к крышке люка резервуара.

Резервуары РВС-2000 с заводскими номерами Р-19, Р-20, Р-21 расположены на территории цеха очистных сооружений по адресу: Краснодарский край, г. Туапсе, ул. Сочинская, д.1.

Общий вид резервуаров РВС-2000 представлен на рисунках 1, 2, 3.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-2000 № Р-19

Рисунок 2 - Общий вид резервуара РВС-2000 № Р-20

Рисунок 3 - Общий вид резервуара РВС-2000 № Р-21 Пломбирование резервуаров РВС-2000 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	2000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %	±0,20

Таблица 2 - Основные технические характеристики

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический	РВС-2000	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Правообладатель

Общество     с     ограниченной     ответственностью     «РН-Туапсинский

нефтеперерабатывающий завод» (ООО «РН-Туапсинский НПЗ»)

ИНН 2365004375

Юридический адрес: 352800, Краснодарский край, г. Туапсе, ул. Сочинская, д. 1

Телефон/факс: +7 (86167) 77-7-14/ (86167) 7-75-00

Web-сайт: tnpz.rosneft.ru

E-mail: secretary@tnpz.rosneft.ru

Изготовитель

Общество     с     ограниченной     ответственностью     «РН-Туапсинский

нефтеперерабатывающий завод» (ООО «РН-Туапсинский НПЗ»)

ИНН 2365004375

Адрес: 352800, Краснодарский край, г. Туапсе, ул. Сочинская, д. 1

Телефон/факс: +7 (86167) 77-7-14/ (86167) 7-75-00

Web-сайт: tnpz.rosneft.ru

E-mail: secretary@tnpz.rosneft.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 420132, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Адоратского, д. 39Б, оф. 51 Телефон: +7 9372834420

Факс +7 (843) 515-00-21

E-mail: trifonovua@mail.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312640.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Лист № 1 Регистрационный № 91316-24 Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Алтайэнерго»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Алтайэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

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

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

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе СИКОН С70 и каналообразующую аппаратуру;

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

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

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

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

Для ИК, в состав которых входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление и передача измерительной информации на верхний уровень системы.

Для ИК, в состав которых не входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежные субъекты, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений производится по выбору с третьего уровня настоящей системы или через удаленный АРМ энергосбытовой организации.

АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от других смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

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

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

Сравнение шкалы времени счетчиков (ИК №№ 1 - 6) со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При наличии расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени счетчика.

Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи с УСПД. При наличии расхождения шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени УСПД.

Сравнение шкалы времени счетчиков (ИК №№ 7 - 11) со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При наличии расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД ±2 с. и более производится синхронизация шкалы времени счетчика.

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

Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ 001 наносится на корпус сервера в виде наклейки и типографским способом в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Алтайэнерго».

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Пирамида 2000
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 3.0
Наименование программного модуля ПО	CalcClients.dll
Цифровой идентификатор ПО	e55712d0b1b219065d63da949114dae4
Наименование программного модуля ПО	CalcLeakage.dll
Цифровой идентификатор ПО	b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
Наименование программного модуля ПО	CalcLosses.dll
Цифровой идентификатор ПО	d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
Наименование программного модуля ПО	Metrology.dll
Цифровой идентификатор ПО	52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Наименование программного модуля ПО	ParseBin.dll
Цифровой идентификатор ПО	6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Наименование программного модуля ПО	ParseIEC.dll
Цифровой идентификатор ПО	48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Наименование программного модуля ПО	ParseModbus.dll
Цифровой идентификатор ПО	c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
Наименование программного модуля ПО	ParsePiramida.dll
Цифровой идентификатор ПО	ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Наименование программного модуля ПО	SynchroNSLdll
Цифровой идентификатор ПО	530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Наименование программного модуля ПО	VerifyTime.dll
Цифровой идентификатор ПО	1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Q О S о К	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД/УССВ/Сервер	Вид электрической энергии и мощности
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС № 14 «Майминская» яч. 1	ТРГ-110 II* 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 26813-06	НКФ-110-57 У1 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-94	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08	УССВ: УСВ-3 Рег. № 64242-16 Сервер АИИС КУЭ: Промышленный компьютер	активная реактивная
2	ПС № 14 «Майминская» яч. 4	ТРГ-110 II* 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 26813-06	НКФ-110-57 У1 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-94	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08		активная реактивная
3	ПС № 12 «Дмитриевская» ввод на Т-1	ТРГ-110 II* 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 26813-06	НКФ110-83У1 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1188-84	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08		активная реактивная
4	ПС № 21 «Чергинская» яч. 3	ТРГ-110 II* 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 26813-06	НКФ-110-57 У1 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 14205-94	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08		активная реактивная
5	ПС № 48 «Черно-Ануйская» ввод на Т-1	ТРГ-110 II* 50/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 26813-06	НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-08	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08		активная реактивная
6	ПС № 48 «Черно-Ануйская» ввод на Т-2	ТРГ-110 II* 50/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 26813-06	НАМИ-110 УХЛ1 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 24218-08	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08		активная реактивная

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
7	ВЛ-10 кВ Л-14-4 оп. № 174	ТОЛ-НТЗ-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 51679-12	ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 51676-12	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12	УСПД: СИКОН С70 Рег. № 28822-05 УССВ: УСВ-3 Рег. № 64242-16 Сервер АИИС КУЭ: Промышленный компьютер	активная реактивная
8	ВЛ-10 кВ Л-14-4 оп. № 457/31/44	ТОЛ-НТЗ-10 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 51679-12	ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 51676-12	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12		активная реактивная
9	ВЛ-10 кВ Л-14-25 оп. № 174	ТОЛ-НТЗ-10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 51679-12	ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 51676-12	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12		активная реактивная
10	ВЛ-10 кВ Л-20-11 оп. № 117/12	ТОЛ-НТЗ-10 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 51679-12	ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 51676-12	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12		активная реактивная
11	ВЛ-10 кВ Л-20-14 оп. № 25	ТОЛ-НТЗ-10 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 51679-12	ЗНОЛП-НТЗ-10 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 51676-12	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12		активная реактивная

П р и м е ч а н и я

• 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

• 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа.

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

• 4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией, не ниже указанной в описании типа средств измерений.

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

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность)
		Границы основной относительной погрешности измерений, (±5), %				Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), %
		cos ф = 1,0	cos ф = 0,8		cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8		cos ф = 0,5
1 - 4; 7 - 11 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	11ном — I1 — 1,211ном	1,0	1,4		2,3	1,6	2,1		2,7
	0,211ном — I1 < 11ном	1,0	1,4		2,3	1,6	2,1		2,7
	0,0511ном — I1 < 0,211ном	1,2	1,7		3,0	1,7	2,3		3,4
	0,0111ном — I1 < 0,0511ном	2,1	3,0		5,5	2,6	3,4		5,7
5; 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S)	11ном — I1 — 1,211ном	0,9	1,2		2,0	1,5	2,0		2,5
	0,211ном — I1 < 11ном	0,9	1,2		2,0	1,5	2,0		2,5
	0,0511ном — I1 < 0,211ном	1,1	1,6		2,8	1,7	2,2		3,2
	0,0111Ж)М — I1 < 0,0511ном	2,0	3,0		5,4	2,5	3,3		5,6
Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические (реактивная эне				характеристики И ргия и мощность)			К
		Границы основной относительной погрешности измерений, (± 5) , %				Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± 5) , %
		cos ф = 0,8		cos ф = 0,5		cos ф = 0,8		cos ф = 0,5
1 - 4; 7 - 11 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)	11ном — I1 — 1,211ном	2,1		1,5		3,9		3,6
	0,211ном — I1 < 11ном	2,1		1,5		3,9		3,6
	0,0511ном — I1 < 0,211ном	2,6		1,8		4,2		3,7
	0,0211ном — I1 < 0,0511ном	4,6		3,0		5,6		4,4
5; 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 1,0)	ком — I1 — 1,211ном	1,9		1,4		3,8		3,6
	0,211ном — I1 < 11ном	1,9		1,4		3,8		3,6
	0,0511ном — I1 < 0,211ном	2,4		1,7		4,1		3,7
	0,0211ном — I1 < 0,0511ном	4,5		2,9		5,6		4,4
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с
П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от +5 до +40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	11
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 99 до101
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos ф	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,5 до 50,5
- коэффициент мощности cosф	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от +5 до +40
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более	3
УСПД
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
Сервер АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	56
- при отключении питания, лет, не менее	10
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, сут, не менее	45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер АИИС КУЭ: - хранение результатов измерений и информации о состоянии
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

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

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера (серверного шкафа);

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

- счетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени:

- в счетчиках (функция автоматизирована);

- в УСПД (функция автоматизирована);

- в сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Трансформатор тока	ТРГ-110 II*	18
Трансформатор тока	ТОЛ-НТЗ-10	10
Трансформатор напряжения	НКФ-110-57 У1	12
Трансформатор напряжения	НКФ110-83У1	6
Трансформатор напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-НТЗ-10	15
Счетчик электрической энергии	СЭТ-4ТМ.03М	11
Устройство сбора и передачи данных	СИКОН С70	5

Продолжение таблицы 5

1	2	3
Устройство синхронизации системного времени	УСВ-3	1
Сервер АИИС КУЭ	Промышленный компьютер	1
Программное обеспечение	Пирамида 2000	1
Формуляр	АСВЭ 397.00.000 ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «Россети Сибирь» - «Алтайэнерго», аттестованном ООО «АСЭ» г. Владимир, аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019.

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

Публичное акционерное общество «Россети Сибирь» (ПАО «Россети Сибирь»)

ИНН 2460069527

Юридический адрес: 660021, г. Красноярск, ул. Бограда, д. 144А

Изготовитель

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

ИНН 3329074523

Юридический адрес: 600031, г. Владимир, ул. Юбилейная, д. 15

Адрес места осуществления деятельности: 600009, г. Владимир, ул. Почаевский Овраг, д. 1

Испытательный центр

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

Юридический адрес: 600031, г. Владимир, ул. Юбилейная, д. 15

Адрес места осуществления деятельности: 600009, г. Владимир, ул. Почаевский Овраг, д. 1

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312617.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Регистрационный № 91317-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 940

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 940 (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматизированного измерения массы нефти при проведении учетных операций.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти по результатам измерений:

• - объёма нефти с помощью преобразователей расхода (ПР), давления и температуры;

• - плотности нефти с помощью поточных преобразователей плотности, давления и температуры или в лаборатории.

СИКН, заводской № 940, представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), системы сбора и обработки информации, блока трубопоршневой поверочной установки, узла подключения передвижной поверочной установки. БИЛ состоит из пяти рабочих измерительных линий (ИЛ), одной резервной ИЛ и одной контрольно-резервной ИЛ.

В состав СИКН входят средства измерений, приведенные в таблице 1. Часть измерительных компонентов СИКН, приведенных в таблице 3, формирует вспомогательный измерительный канал (ИК).

Таблица 1 - Перечень средств измерений

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Преобразователь расхода турбинный НТМ	79393-20
Преобразователи расхода жидкости турбинные HELIFLU TZ-N	15427-06
Термопреобразователи прецизионные ПТ 0304-ВТ	77963-20
Преобразователи измерительные 644, 3144Р, 3244MV	14683-04
Преобразователи измерительные 644, 3144Р	14683-09
Термопреобразователи сопротивления платиновые 65	22257-05
Термопреобразователи сопротивления платиновые 65	22257-11
Преобразователи давления измерительные 3051	14061-99
Преобразователи давления измерительные 3051	14061-04
Преобразователь плотности жидкости измерительный 7835	15644-01
Преобразователь плотности жидкости измерительный 7835	15644-06
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный 7829	15642-01
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм *	14557-01
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм *	14557-10
Анализатор серы общий рентгеноабсорбционный в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении NEX XT	47395-17
Расходомер-счетчик ультразвуковой многоканальный УРСВ «ВЗЛЕТ МР» (далее - УЗР)	18802-99
Комплексы измерительно-вычислительные ТН-01 (далее - ИВК)	67527-17
*Применяется при температуре рабочей среды от плюс 5 до плюс 40 °С

В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматическое вычисление массы брутто нефти;

• - автоматизированное вычисление массы нетто нефти;

• - автоматическое измерение технологических параметров (температуры и давления);

• - автоматическое измерение показателей качества нефти;

• - отображение (индикацию), регистрацию и архивирование результатов измерений;

• - поверку и контроль метрологических характеристик ПР на месте эксплуатации без прекращения приемо-сдаточных операций по стационарной установке поверочной трубопоршневой двунаправленной (регистрационный номер в ФИФОЕИ - 77811-20) или по передвижной поверочной установке.

Заводской номер СИКН нанесен типографским способом на информационную табличку, представленную на рисунке 2, установленную на площадке СИКН. Формат нанесения заводского номера - цифровой.

Пломбировка СИКН не предусмотрена.

Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

Рисунок 2 - Информационная табличка СИКН

Программное обеспечение

СИКН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в ИВК и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора.

ПО АРМ оператора не содержит метрологически значимой части.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений, обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется наличием ограничения доступа, установкой логинов и паролей разного уровня доступа, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к ПО для пользователя закрыт. Конструкция системы исключает возможность несанкционированного влияния на ПО системы и измерительную информацию.

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

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКН

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	AnalogConverter. app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.2.14.1
Цифровой идентификатор ПО	9319307D
Идентификационное наименование ПО	SIKNCalc.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.7.14.3
Цифровой идентификатор ПО	17D43552
Идентификационное наименование ПО	Sarasota.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.18
Цифровой идентификатор ПО	5FD2677A
Идентификационное наименование ПО	PP 78xx.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.20
Цифровой идентификатор ПО	CB6B884C

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	MI3265.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.3
Цифровой идентификатор ПО	4EF156E4
Идентификационное наименование ПО	MI1974.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.11
Цифровой идентификатор ПО	116E8FC5
Идентификационное наименование ПО	MI3233.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.28
Цифровой идентификатор ПО	3836BADF
Идентификационное наименование ПО	MI3266
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.6
Цифровой идентификатор ПО	4D07BD66
Идентификационное наименование ПО	MI3267.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.5
Цифровой идентификатор ПО	D19D9225
Идентификационное наименование ПО	MI3287.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.4
Цифровой идентификатор ПО	3A4CE55B
Идентификационное наименование ПО	MI3312.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.30
Цифровой идентификатор ПО	E56EAB1E
Идентификационное наименование ПО	MI3380.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.6.14.12
Цифровой идентификатор ПО	23F21EA1
Идентификационное наименование ПО	KMH PP.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.17
Цифровой идентификатор ПО	71C65879
Идентификационное наименование ПО	KMH PP AREOM.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.3.14.1
Цифровой идентификатор ПО	62C75A03
Идентификационное наименование ПО	MI2816.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.5
Цифровой идентификатор ПО	B8DF3368

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	KMH MPR MPR.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.4
Цифровой идентификатор ПО	6A8CF172
Идентификационное наименование ПО	MI3151.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.21
Цифровой идентификатор ПО	F3B1C494
Идентификационное наименование ПО	MI3272.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.50
Цифровой идентификатор ПО	232DDC3F
Идентификационное наименование ПО	MI3288.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.14
Цифровой идентификатор ПО	32D8262B
Идентификационное наименование ПО	MI3155.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.30
Цифровой идентификатор ПО	F70067AC
Идентификационное наименование ПО	MI3189.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.21
Цифровой идентификатор ПО	35DD379D
Идентификационное наименование ПО	KMH PV.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.1
Цифровой идентификатор ПО	9F5CD8E8
Идентификационное наименование ПО	KMH PW.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.2
Цифровой идентификатор ПО	5C9E0FFE
Идентификационное наименование ПО	MI2974.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.21
Цифровой идентификатор ПО	AB567359
Идентификационное наименование ПО	MI3234.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.34
Цифровой идентификатор ПО	ED6637F5

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	GOSTR8908.app
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1.14.33
Цифровой идентификатор ПО	8D37552D
Примечания 1. Допускается ограничивать количество программных модулей ИВК в зависимости от функционального назначения СИКН. 2. Цифровой идентификатор ПО представлен в шестнадцатеричной системе исчисления в виде буквенно-цифрового кода, регистр букв при этом может быть представлен в виде заглавных или прописных букв, при этом значимым является номинал и последовательность расположения цифр и букв. 3. Алгоритм вычисления цифрового идентификатора - CRC32

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики ИК

№	Наименование	Количество ИК (место установки)	Состав И	к	Диапазон измерений*, м3/ч	Пределы допускаемой относительной погрешности
			Первичный измерительный преобразователь	Вторичная часть
1	Объемного расхода нефти	1 (БИК)	УЗР	ИВК	от 1,4 до 12,0	±5,0 %
* Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки СИКН и не может превышать максимальный диапазон измерений.

Таблица 4 - Метрологические характеристики СИКН

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений расхода нефти*, м3/ч	от 285 до 8500
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %	±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %	±0,35
* Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется
при проведении поверки и не может выходить за пределы приведенного диапазона измерений.

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Давление измеряемой среды, МПа
- минимально допускаемое	0,16
- максимально допускаемое	1,60
Режим работы СИКН	непрерывный
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Наименование характеристики	Значение
Физико-химические свойства измеряемой среды: - температура, °С - плотность в рабочем диапазоне температур, кг/м3 - кинематическая вязкость в рабочем диапазоне температур, мм2/с (сСт) - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - содержание свободного газа	от -10 до +40 от 835 до 905 от 2 до 60 1,0 100 0,05 Не допускается
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц	220±22, 380±38 50±1
Условия эксплуатации: а) температура окружающей среды, °С: - в месте установки БИЛ - в месте установки ИВК б) относительная влажность в месте установки ИВК, % в) атмосферное давление, кПа	от -36 до +35 от +10 до +35 от 30 до 80 от 84 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность СИКН

Наименование	Обозначение	Количество шт./ экз.
Система измерений количества и показателей качества нефти № 940	-	1
Инструкция по эксплуатации	-	1
Методика поверки	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 940», ФР.1.29.2023.46653.

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»;

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть - Порт Приморск» (ООО «Транснефть - Порт Приморск»)

ИНН 4704045809

Юридический адрес: 188910, Ленинградская обл., Выборгский р-н, пр-д Портовый (Приморская тер.), д. 7

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть - Порт Приморск» (ООО «Транснефть - Порт Приморск»)

ИНН 4704045809

Адрес: 188910, Ленинградская обл., Выборгский р-н, пр-д Портовый (Приморская тер.),

д. 7

Испытательный центр

Акционерное общество «Транснефть - Автоматизация и Метрология» (АО «Транснефть - Автоматизация и Метрология»)

Адрес: 123112, г. Москва, Пресненская наб., д. 4, стр. 2

Телефон: (495) 950-87-00, факс: (495) 950-85-97

W eb-сайт: https://metrology.transneft.ru/

E-mail: cmo@cmo.transneft.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.313994.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Регистрационный № 91318-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар  стальной  вертикальный цилиндрический теплоизолированный

РВС-3000

Назначение средства измерений

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный РВС-3000 (далее - резервуар) предназначен для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуара - стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный, номинальной вместимостью 3000 м³.

Принцип действия резервуара основан на заполнении его нефтью или нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.

Резервуар представляет собой наземный вертикально расположенный стальной сосуд, состоящий из цилиндрической стенки с наружной теплоизоляцией, днища и крыши.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки, расположенные в нижней части резервуара.

Заводской номер резервуара в виде цифрового обозначения, состоящий из арабской цифры, нанесен аэрографическим способом на обшивку резервуара.

Резервуар РВС-3000 с заводским номером 4 расположен по адресу: Мурманская область, г. Мурманск, ул. Фадеев Ручей, соор. 7.

Общий вид резервуара РВС-3000 представлен на рисунке 1.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-3000

Пломбирование резервуара РВС-3000 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	3000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %	±0,20

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, оС Атмосферное давление, кПа	от -50 до +50 от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее	20

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный	РВС-3000	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Запорожский завод металлических конструкций» (ПАО «ЗЗМК»), Украина

Юридический адрес: Украина, Запорожская обл., г. Запорожье

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Запорожский завод металлических конструкций»

(ПАО «ЗЗМК»), Украина

Адрес: Украина, Запорожская обл., г. Запорожье

Испытательный центр

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

Адрес: 420132, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Адоратского, д. 39Б, оф. 51 Телефон: +7 9372834420

Факс +7 (843) 515-00-21

E-mail: trifonovua@mail.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312640.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Регистрационный № 91319-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар  стальной  вертикальный цилиндрический теплоизолированный

РВС-5000

Назначение средства измерений

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный РВС-5000 (далее - резервуар) предназначен для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуара - стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный, номинальной вместимостью 5000 м³.

Принцип действия резервуара основан на заполнении его нефтью или нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.

Резервуар представляет собой наземный вертикально расположенный стальной сосуд, состоящий из цилиндрической стенки с наружной теплоизоляцией, днища и крыши.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки, расположенные в нижней части резервуара.

Заводской номер резервуара в виде цифрового обозначения, состоящий из арабской цифры, нанесен аэрографическим способом на обшивку резервуара.

Резервуар РВС-5000 с заводским номером 3 расположен по адресу: Мурманская область, г. Мурманск, ул. Фадеев Ручей, соор. 7.

Общий вид резервуара РВС-5000 представлен на рисунке 1.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-5000 Пломбирование резервуара РВС-5000 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	5000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %	±0,10

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, оС Атмосферное давление, кПа	от -50 до +50 от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее	20

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический теплоизолированный	РВС-5000	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Правообладатель

Акционерное общество «АП Саратовский завод резервуарных металлоконструкций»

(АО «АП РМК»)

ИНН 6453009475

Юридический адрес: 410052, Саратовская обл., г. Саратов, пр-кт им. 50 лет Октября,

д. 134

Телефон/ факс: +7 (8452) 63-33-77

Web-сайт: www.rmk.ru

E-mail: rulon@rmk.ru

Изготовитель

Акционерное общество «АП Саратовский завод резервуарных металлоконструкций»

(АО «АП РМК»)

ИНН 6453009475

Адрес: 410052, Саратовская обл., г. Саратов, пр-кт им. 50 лет Октября, д. 134

Телефон/ факс: +7 (8452) 63-33-77

Web-сайт: www.rmk.ru

E-mail: rulon@rmk.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 420132, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Адоратского, д. 39Б, оф. 51 Телефон: +7 9372834420

Факс +7 (843) 515-00-21

E-mail: trifonovua@mail.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312640.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Лист № 1 Регистрационный № 91320-24                                          Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РСК Сбыт» (ООО «Мега-А») вторая очередь

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РСК Сбыт» (ООО «Мега-А») вторая очередь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее по тексту — сервер ИВК), устройство синхронизации времени (далее по тексту — УСВ) типа УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы на сервер ИВК, где происходит оформление отчетных документов.

Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в сервере ИВК.

Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) с электронной цифровой подписью в виде макетов XML форматов 80020, 80040, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером ИВК по каналу связи Internet через Интернет-провайдера.

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

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

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

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

Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.

Заводской номер АИИС КУЭ 002 нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода, маркировочная табличка крепится на корпус сервера ИВК. Общий вид серверной стойки с указанием места нанесения заводского номера представлен на рисунке 1.

Место нанесения заводского номера

йши

Рисунок 1 - Общий вид серверной стойки с указанием места нанесения заводского номера

Программное обеспечение

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

Таблица 1   - Идентификационные данные метрологически значимой части

ПО «АльфаЦЕНТР»

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

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	ИВК
1	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 3	ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 ART-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11	Сервер ИВК, УСВ-3, рег. № 64242-16
2	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 7	ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 ART-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
3	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 13	ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 ART-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
4	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 8	ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 ART-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
5	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 14	ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 ART-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
6	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 16	ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 ART-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
7	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 23	ТЛК-СТ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58720-14	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 ART-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
8	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 32	ТЛК-СТ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58720-14	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 ART-00 P Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
12	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 35	ТОЛ-Ш’З-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51679-12	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 ARTM-00 PB.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11
13	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 43	ТОЛ-Ш’З-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 51679-12	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 ARTM-00 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6
14	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 31	ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 АRTM-00 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19	Сервер ИВК, УСВ-3, рег. № 64242-16
15	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 26	ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 АRTM-00 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
16	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 25	ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-11	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 АRTM2-00 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
17	ПС 110 кВ Слобода Весны, ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. 24	ТОЛ-СЭЩ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 32139-06	НАМИ-10-95УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Меркурий 234 АRTM2-00 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19
Примечания: 1. Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. 2. Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 3. Допускается замена УСВ на аналогичное, утвержденного типа. 4. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 5. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС			КУЭ
Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±5), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %
1-8, 14-17	Активная	1,2	3,4
	Реактивная	2,4	5,7
12, 13	Активная	1,2	3,3
	Реактивная	2,4	5,7
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с			5

Продолжение таблицы 3__________________________________________________________

Примечания:

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

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

• 3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,87, токе ТТ, равном

100 % от Ьом для нормальных условий, для рабочих условий для ИК №№ 1-8, 14-17 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном и для ИК №№ 12, 13, при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +40 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	14
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 98 до 102
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(2) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5инд до 0,87емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды для счетчиков, °С:	от 0 до +40
температура окружающей среды для сервера ИВК, °С	от +10 до +30
атмосферное давление, кПа	от 80,0 до 106,7
относительная влажность, %, не более	98
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: Меркурий 234 ARTM-00 PBR.R, Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R (рег. № 75755-19):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	320000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Меркурий 234 ART-00 P, Меркурий 234 ARTM-00 PB.R (рег. № 48266-11):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
УСВ-3 (рег. № 64242-16):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
Сервер ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1

Продолжение таблицы 4

1	2
Глубина хранения информации:
Счетчики:
Меркурий 234 АRTM-00 PBR.R, Меркурий 234 АRTM2-00 PBR.R
(рег. № 75755-19):
- 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	170
Меркурий 234 АRT-00 P, Меркурий 234 АRTM-00 PB.R
(рег. № 48266-11):
- 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	170
Сервер ИВК:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

Регистрация событий:

• - в журнале событий счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера ИВК.

• - защита информации на программном уровне:

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

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на сервер ИВК.

Знак утверждения типа наносится на титульные листы паспорта-формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Счетчик электрической энергии статический трехфазный	Меркурий 234 АRT-00 P	8
Счетчик электрической энергии статический трехфазный	Меркурий 234 АRTM-00 PB.R	1
Счетчик электрической энергии статический	Меркурий 234 АRTM-00 PBR.R	3
Счетчик электрической энергии статический	Меркурий 234 АRTM2-00 PBR.R	2
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	30
	ТЛК-СТ	6

ТОЛ-Ш’З-10

4

Продолжение таблицы 5

1	2	3
Трансформатор напряжения	НАМИ-10-95УХЛ2	4
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер ИВК	-	1
Документация
Паспорт-формуляр	17254302.384106.102.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе "Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РСК Сбыт» (ООО «Мега-А») вторая очередь. МВИ 26.51/269/23, аттестованном ООО «Энерготестконтроль», аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018.

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

Общество с ограниченной ответственностью «РСК Сбыт» (ООО «РСК Сбыт»)

ИНН 2463209268

Юридический адрес: 660028, г. Красноярск, ул. Телевизорная, д. 1, стр. 9, помещ. 31 Телефон: +7 (391) 263-21-00

E-mail: opt@oesk24.ru

Изготовитель

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

Адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, помещ. 1 Телефон: +7 (499) 917-03-54

Е-mail: info@a-energo.com

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 647-88-18

E-mail: golovkonata63@gmail.com

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312560.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Лист № 1 Регистрационный № 91321-24                                         Всего листов 14

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТНС1

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТНС1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

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

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

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

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

Цифровой сигнал с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер.

На сервере выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Дополнительно сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Передача информации от сервера или АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.

Сравнение показаний часов сервера с часами УСВ осуществляется не реже одного раза в час, корректировка часов сервера производится при расхождении с часами УСВ более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера более ±1 с.

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ ТНС1 наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 018 указывается в формуляре.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО	CalcCli ents.dll	CalcLeak age. dll	Calc Losses.dll	Metro logy.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО	e55712d0 blb21906 5d63da94 9114dae4	bl959ff7 0belebl7 c83f7b0f 6d4al32f	d79874dl 0fc2bl56 a0fdc27e lca480ac	52e28d7b 608799bb 3ccea41b 548d2c83
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Значение

Parse Bin.dll	Parse IEC.dll	ParseMod bus. dll	ParsePira mida.dll	Synchro NSLdll	Verify Time.dll
не ниже 3.0
6f557f88 5Ь737261 328cd778 05bdlba7	48e73a92 83dle664 9452lf63 d00b0d9f	c391d6427 lacf4055b b2a4d3felf 8f48	ecf532935 cala3fd32 15049aflf d979f	530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09	lea5429b 261fb0e28 84f5b356a ldle75

MD5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Номер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты				Сервер	Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	ТН	Счетчик	УСВ			Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	ПС 110 кВ Гидропривод, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 19, КЛ-10 кВ яч. 19	ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С	НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	УСВ-2 Рег. № 41681-10	VMware	Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 4,7
2	ПС 110 кВ Гидропривод, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 5, КЛ-10 кВ яч. 5	ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С	НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17			Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 4,7
3	ТП-3 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод-1 0,4 кВ	ТНШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 2000/5 Рег. № 1673-69 Фазы: А; В; С	-	СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04			Активная Реактивная	1,0 2,1	3.2 5.2

4

ТП-3 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод-2 0,4 кВ

ТТК-100 Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 76349-19 Фазы: А; В; С

-

СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

Активная Реак тивная

1,0 2,1

3,3 5,6

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
5	ТП-3 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ИП Ляшенко	Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 50/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С	-	СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04	УСВ-2 Рег. № 41681-10	VMware	Активная Реак тивная	1,0 2,1	3.2 5.2
6	ТП-3 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-1 0,4 кВ ГБПОУ РО ШПТК (освещение)	Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 150/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С	-	СЭТ- 4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12			Активная Реак тивная	1,0 2,1	3,2 5,6
7	ТП-3 10 кВ, РУ 0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-2 0,4 кВ ГБПОУ РО ШПТК (силовой)	Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С	-	СЭТ- 4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12			Активная Реак тивная	1,0 2,1	3,2 5,6
8	ТП-4 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод-1 0,4 кВ	ТТК-100 Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 76349-19 Фазы: А; В; С	-	Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19			Активная Реак тивная	1,0 2,1	3,3 5,6
9	ТП-4 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод-2 0,4 кВ	ТТК-100 Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 76349-19 Фазы: А; В; С	-	Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19			Активная Реак тивная	1,0 2,1	3,3 5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
10	ТП-5 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ	ТНШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 2000/5 Рег. № 1673-69 Фазы: А; В; С	-	СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04			Активная Реак тивная	1,0 2,1	3.2 5.2
11	ТП-6 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ	ТТК-100 Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 76349-19 Фазы: А; В; С	-	Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11	УСВ-2 Рег. № 41681-10	VMware	Актив ная Реак тивная	1,0 2,1	3,3 5,6
12	ТП-7 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ	ТТК-100 Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 76349-19 Фазы: А; В; С	-	Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11			Актив ная Реак тивная	1,0 2,1	3,3 5,6
13	ТП-8 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ	ТТК-100 Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 76349-19 Фазы: А; В; С	-	Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11			Актив ная Реак тивная	1,0 2,1	3,3 5,6
14	ТП-9 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод-1 0,4 кВ	ТНШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 1500/5 Рег. № 1673-69 Фазы: А; В; С	-	СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04			Актив ная Реак тивная	1,0 2,1	3.2 5.2
15	ТП-9 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод-2 0,4 кВ	ТНШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 1500/5 Рег. № 1673-69 Фазы: А; В; С	-	СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04			Актив ная Реак тивная	1,0 2,1	3.2 5.2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	ТП-9 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ЗАО ШЗГШО Ввод-1	ТШП-М-0,66					Актив-
		Кл. т. 0,5		СЭТ-4ТМ.03.09			ная	1,0	3,2
16		600/5	—	Кл. т. 0,5S/1,0
		Рег. № 71205-18 Фазы: А; В; С		Рег. № 27524-04			Реак тивная	2,1	5,2
	ТП-9 10 кВ, РУ-0,4	ТШП-0,66М Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 57564-14 Фазы: А; В; С		СЭТ-			Актив-	1,0	3,2
17	кВ, 1 СШ 0,4 кВ,			4ТМ.03М.09			ная
	КЛ-0,4 кВ ЗАО ШЗГШО Ввод-2			Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08			Реак тивная	2,1	5,6
	ТП-9 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ ЗАО ШЗГШО Ввод-3	ТШП-М-0,66					Актив-
		Кл. т. 0,5		СЭТ-4ТМ.03.09			ная	1,0	3,2
18		600/5	-	Кл. т. 0,5S/1,0
		Рег. № 71205-18 Фазы: А; В; С		Рег. № 27524-04			Реак тивная	2,1	5,2
		Т-0,66					Актив-
	ТП-10 10 кВ, РУ-	Кл. т. 0,5		СЭТ-4ТМ.03.09	УСВ-2		ная	1,0	3,2
19	0,4 кВ, 1 СШ 0,4	600/5	-	Кл. т. 0,5S/1,0	Рег. №	VMware
	кВ, Ввод-1 0,4 кВ	Рег. № 36382-07		Рег. № 27524-04	41681-10		Реак-	2,1	5,2
		Фазы: А; В; С					тивная
		ТТЕ-60					Актив-
	ТП-10 10 кВ, РУ-	Кл. т. 0,5S		СЭТ-4ТМ.03.09			ная	1,0	3,3
20	0,4 кВ, 2 СШ 0,4	600/5	-	Кл. т. 0,5S/1,0
	кВ, Ввод-2 0,4 кВ	Рег. № 73808-19		Рег. № 27524-04			Реак-	2,1	6,6
		Фазы: А; В; С					тивная
	ТП-10 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ПАО ВымпелКом	Т-0,66					Актив-
		Кл. т. 0,5		СЭТ-4ТМ.03.09			ная	1,0	3,2
21		20/5	-	Кл. т. 0,5S/1,0
		Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С		Рег. № 27524-04			Реак тивная	2,1	5,2

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
22	ТП-10 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ПАО МТС	ТОП М-0,66 У3 Кл. т. 0,5S 50/5 Рег. № 59924-15 Фазы: А; В; С	-	СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04			Активная Реак тивная	1,0 2,1	3,3 6,6
23	ТП-11 10 кВ, РУ- 0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ	ТТК-100 Кл. т. 0,5S 2000/5 Рег. № 76349-19 Фазы: А; В; С	-	Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11			Актив ная Реактивная	1,0 2,1	3,3 5,6
24	ПС 110 кВ Карьер, КРУН-6 кВ, СШ 6 кВ, яч. 3, КЛ-6 кВ ООО Донской камень-1	ТПЛ-СВЭЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 70109-17 Фазы: А; С	ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С	Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07	УСВ-2 Рег. № 41681-10		Актив ная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,7
25	ПС 110 кВ Карьер, КРУН-6 кВ, СШ 6 кВ, яч. 8, КЛ-6 кВ ООО Донской камень-2	ТПЛ-СВЭЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 70109-17 Фазы: А; С	ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С	Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07		VMware	Актив ная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,7
26	ПС 110 кВ Щебза-вод, ОРУ-110 кВ, Ввод-110 кВ Т-1	I-TOR-110S -100-1 Кл. т. 0,2S 100/1 Рег. № 71347-18 Фазы: А; В; С	I-TOR-110S -100-1 Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V 3 Рег. № 71347-18 Фазы: А; В; С	СЭТ- 4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17			Актив ная Реактивная	0,6 1,1	1.5 2.5

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
27	ПС 110 кВ Щебзавод, РУ-6 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН-1	Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16			Актив ная Реактивная	1,0 2,1	3,2 5,6
28	ПС 110 кВ Щебзавод, РУ-6 кВ, СШ 6 кВ, яч. 12	ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 600/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А; С	НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС	ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16			Актив ная Реактивная	1,3 2,5	3,4 5,7
29	ПС 110 кВ Щебзавод, РУ-6 кВ, СШ 6 кВ, яч. 10	ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С	НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС	A1805RL-P4GB- DW-GS-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11	УСВ-2 Рег. № 41681-10	VMware	Актив ная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,7
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)									±5 с

Примечания:

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

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

• 3    Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 4, 8, 9, 11 - 13, 20, 22, 23, 26, 28 для силы тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 5 % от 1ном; cos ф = 0,8инд.

• 4   Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	29
Нормальные условия:
параметры сети:	от 95 до 105
напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном для ИК №№ 4, 8, 9, 11 - 13, 20, 22, 23, 26, 28	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном	от 90 до 110
для ИК №№ 4, 8, 9, 11 - 13, 20, 22, 23, 26, 28	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от +5 до +40
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17), Меркурий 236:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12), ПСЧ-4ТМ.05МК:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа Меркурий 234:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	320000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа Меркурий 230:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	150000
среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа Альфа А1800:	2
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2

1	2
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации:
для счетчиков типов   СЭТ-4ТМ.02М,   СЭТ-4ТМ.03М,
ПСЧ-4ТМ.05МК, СЭТ-4ТМ.03:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	40
для счетчиков типов Меркурий 234, Меркурий 236:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	170
при отключении питания, лет, не менее	5
для счетчиков типа Альфа А1800:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	180
при отключении питания, лет, не менее	30
для счетчиков типа Меркурий 230:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	85
при отключении питания, лет, не менее	10
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

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

В журналах событий фиксируются факты:

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

• -   журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

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

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счетчиков электрической энергии;

сервера.

Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений; о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформаторы тока	ТПЛМ-10	2
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией	ТПЛ-10	2
Трансформаторы тока	ТНШЛ-0,66	12
Трансформаторы тока	ТТК-100	21
Трансформаторы тока	Т-0,66 У3	9
Трансформаторы тока	ТШП-М-0,66	6
Трансформаторы тока	ТШП-0,66М	3
Трансформаторы тока	Т-0,66	9
Трансформаторы тока измерительные	ТТЕ-60	3
Трансформаторы тока	ТОП М-0,66 У3	3
Трансформаторы тока	ТПЛ-СВЭЛ-10	4
Устройства измерения тока и напряжения в высоковольтной сети	I-TOR-110S-100-1	3
Трансформаторы тока опорные	ТОЛ-10	2
Трансформаторы тока	ТЛМ-10	2
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66	2
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-СЭЩ-6	3
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	6
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.02М	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03	11
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МК	2
Счетчики электрической энергии трехфазные статические	Меркурий 230	2
Счетчики электрической энергии статические	Меркурий 234	2

1	2	3
Счетчики электрической энергии статические трехфазные	Меркурий 236	4
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	Альфа А1800	1
Устройства синхронизации времени	УСВ-2	1
Сервер	VMware	1
Формуляр	ТНСЭ.366305.018.ФО	1
Методика поверки	—	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ТНС1», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.

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

Публичное акционерное общество Группа компаний «ТНС энерго» (ПАО ГК «ТНС энерго»)

ИНН 7705541227

Юридический адрес: 127006, г. Москва, Настасьинский пер., д. 4, к. 1

Телефон: (495) 287-24-84

Web-сайт: www.corp.tns-e.ru

E-mail: info@tns-e.ru

Изготовитель

Публичное акционерное общество Группа компаний «ТНС энерго» (ПАО ГК «ТНС энерго»)

ИНН 7705541227

Адрес: 127006, г. Москва, Настасьинский пер., д. 4, к. 1

Телефон: (495) 287-24-84

Web-сайт: www.corp.tns-e.ru

E-mail: info@tns-e.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: (495) 380-37-61

E-mail: energopromresurs2016@gmail.com

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312047.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Регистрационный № 91306-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВСП-3000

Назначение средства измерений

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВСП-3000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуаров - стальные вертикальные цилиндрические, номинальной вместимостью 3000 м³.

Принцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтью или нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.

Резервуары представляют собой наземные вертикально расположенные стальные сосуды, состоящие из цилиндрической стенки с наружной теплоизоляцией, днища, крыши и понтона.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки, расположенные в нижней части резервуара.

Заводские номера резервуаров в виде буквенно-цифрового обозначения, состоящие из букв и арабских цифр, нанесены аэрографическим способом на обшивку резервуара.

Резервуары РВСП-3000 с заводскими номерами Т0001, Т0002 расположены по адресу: Республика Татарстан, Нижнекамский район, г. Нижнекамск, Промзона, Товарно-сырьевое производство (тит.039).

Общий вид резервуаров РВСП-3000 представлен на рисунках 1, 2.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	3000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %	±0,20

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, оС Атмосферное давление, кПа	от -50 до +50 от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее	20

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический	РВСП-3000	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Правообладатель

Акционерное общество «ТАНЕКО» (АО «ТАНЕКО»)

ИНН 1651044095

Юридический адрес: 423570, Республика Татарстан, Нижнекамский р-н, г. Нижнекамск, тер. Промзона

Телефон/ факс: +7 (8555) 49-02-02/ (8555) 49-02-00

Web-сайт: taneco.ru

E-mail: referent@taneco.ru

Изготовитель

Акционерное общество «ТАНЕКО» (АО «ТАНЕКО»)

ИНН 1651044095

Адрес: 423570, Республика Татарстан, Нижнекамский р-н, г. Нижнекамск, тер. Промзона

Телефон/ факс: +7 (8555) 49-02-02/ (8555) 49-02-00

Web-сайт: taneco.ru

E-mail: referent@taneco.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 420132, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Адоратского, д. 39Б, оф. 51 Телефон: +7 9372834420

Факс +7 (843) 515-00-21

E-mail: trifonovua@mail.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312640.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Лист № 1 Регистрационный № 91307-24                                           Всего листов 19

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ННК-Самаранефтегаз»

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ООО «ННК-Самаранефтегаз» (далее сервер СНГ), сервер сетевой организации (далее сервер СО), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, устройства синхронизации времени (УСВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку, хранение и разграничение прав доступа к информации.

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

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

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

Для измерительных каналов (ИК) №№18-22, 25-29, 32-34 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер СО, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и передача на сервер СНГ в виде xml-файлов.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер СНГ, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и передача на АРМ энергосбытовой организации в виде xml-файлов.

Дополнительно сервер СНГ позволяет осуществлять импорт результатов измерений со сторонних (внешних) АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, при этом результаты измерений представлены в виде макетов xml (регламентированы Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности).

Передача информации от сервера СНГ в заинтересованные организации осуществляется в виде хml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), в филиал АО «СО ЕЭС» осуществляется с АРМ энергосбытовых организаций (субъекты ОРЭМ).

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.

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

Сравнение показаний часов сервера СНГ с соответствующим УСВ осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера СНГ производится независимо от величины расхождения.

Сравнение показаний часов сервера СО с соответствующим УСВ осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера СО производится независимо от величины расхождения.

Сравнение показаний часов счетчика для ИК №№18-22, 25-29, 32-34 с часами сервера СО осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раз в стуки), корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера СО более ±1 с. (параметр программируемый).

Сравнение показаний остальных счетчиков с часами сервера СНГ осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раз в стуки), корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера СНГ более ±1 с. (параметр программируемый).

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 2023АС002 указывается в формуляре. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

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

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Номер ИК	Наименование измерительного канала	Состав измерительного канала
		Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	Устройство синхронизац ии времени	Сервер
1	ПС 35 кВ Теребилово, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, ввод 6 кВ Т-1-Т	ТЛК-10-6 Кл.т. 0,5 К.тр. 400/5 Рег.№9143-01	НАМИТ-10-1-УХЛ2 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№16687-02	СЭТ-4ТМ.02М.07 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant DL360 G9
2	ПС 35 кВ Теребилово, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, ввод 6 кВ Т-2-Т	ТОЛ-10У3 Кл.т 0,5 К.тр. 600/5 Рег.№7069-79	НТМИ-6 УХЛ3 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№51199-18	СЭТ-4ТМ.02М.07 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
3	ПС 35 кВ Теребилово, ввод-0,4 кВ ТСН-1	Т-0,66У3 Кл.т 0,5 К.тр. 50/5 Рег.№22656-07	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
4	ПС 35 кВ Теребилово, ввод-0,4 кВ ТСН-2	Т-0,66У3 Кл.т 0,5 К.тр. 50/5 Рег.№22656-02	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
5	ПС 110 кВ Горбуновская, РУ-6 кВ, 1СШ 6кВ, ввод 6 кВ С1Т	ТЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 1000/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.02М.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
6	ПС 110 кВ Горбуновская, ввод-0,4 кВ ТСН-1	Т-0,66У3 Кл.т 0,5 К.тр. 100/5 Рег.№22656-02	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
7	ПС 110 кВ Горбуновская, РУ-6 кВ, 2СШ 6кВ, ввод 6 кВ С2Т	ТЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 1000/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-12
8	ПС 110 кВ Горбуновская, ввод-0,4 кВ ТСН-2	Т-0,66У3 Кл.т 0,5 К.тр. 100/5 Рег.№22656-02	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-12

9	ПС 110 кВ Красногородецкая, РУ-35 кВ, 1СШ 35кВ, ввод 35 кВ С1Т	ТФЗМ-35А-У1 Кл.т 0,5 К.тр. 600/5 Рег.№3690-73	3НОМ-35-65 Кл.т 0,5 К.тр. 35000/100 Рег.№912-70	СЭТ- 4ТМ.02М.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
10	ПС 110 кВ Красногородецкая, РУ-6 кВ, 1СШ 6кВ, ввод 6 кВ С1Т	ТЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 600/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.02М.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
11	ПС 110 кВ Красногородецкая, РУ-35 кВ, 2СШ 35кВ, ввод 35 кВ С2Т	ТФЗМ-35А-У1 Кл.т 0,5 К.тр. 300/5 Рег.№3690-73	3НОМ-35-65 Кл.т 0,5 К.тр. 35000/100 Рег.№912-70	СЭТ- 4ТМ.02М.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
12	ПС 110 кВ Красногородецкая, РУ-6 кВ, 2СШ 6кВ, ввод 6 кВ С2Т	ТЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 600/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.02М.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
13	ПС 110 кВ Красногородецкая, ввод-0,4 кВ ТСН-1, ТСН-2	Т-0,66У3 Кл.т 0,5 К.тр. 300/5 Рег.№22656-02	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant
14	РП-10 кВ № 1, Ввод 10 кВ	ТЛМ-10-1 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 50/5 Рег.№2473-05	НАМИТ-10 УХЛ2 Кл.т 0,5 К.тр. 10000/100 Рег.№16687-97	СЭТ- 4ТМ.02М.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08		DL360 G9
15	ВЛ-10 кВ Ф-Ис-2, оп. № 208/43, ПКУ-10 кВ, отпайка ВЛ-10 кВ Ис-214 в сторону ТП 10 кВ № Ис-214, ТП 10 кВ № Ис-215	ТОЛ-СЭЩ-10- 0,4 20/5 У2 Кл.т 0,5S К.тр. 20/5 Рег.№32139-11	НОЛ-СЭЩ-10-4 Кл.т 0,5 К.тр. 10000/100 Рег.№51621-12	СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-12
16	ВЛ-10 кВ Ф-Ис-22, оп. № 2217/53, ПКУ-10 кВ, отпайка ВЛ-10 кВ Ис-2252 в сторону ТП 10 кВ № Ис-2248, ТП 10 кВ № Ис-2249	ТОЛ-НТЗ-10-11А Кл.т 0,5 К.тр. 15/5 Рег.№51679-12	ЗНОЛП-10 У2 Кл.т 0,5 К.тр. 10000/100 Рег.№23544-02	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег.№36697-08
17	ВЛ-10 кВ Ф-Ис-1, оп. № 101/44, ПКУ-10 кВ, отпайка ВЛ-10 кВ Ис-106 в сторону ТП 10 кВ № Ис-106	ТОЛ-НТЗ-10-11А Кл.т 0,5S К.тр. 30/5 Рег.№51679-12	ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 10000/100 Рег.№51676-12	СЭТ- 4ТМ.02М.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
18	ПС 110 кВ Сосновка, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. №4, ВЛ-6 кВ Ф-5	ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2 Кл.т 0,5S К.тр. 200/5 Рег.№32139-06	НАМИТ-10-2-УХЛ2 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№16687-07	СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-12	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant
19	ПС 110 кВ Сосновка, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. №6, ВЛ-6 кВ Ф-6	ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2 Кл.т 0,5S К.тр. 200/5 Рег.№32139-06	НАМИТ-10-2-УХЛ2 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№16687-07	СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-12		DL380 G7

20	ПС 110 кВ Сосновка, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.№ 9, ВЛ-6 кВ Ф-7	ТОЛ-СЭЩ-10- 21 У2 Кл.т 0,5S К.тр. 300/5 Рег.№32139-06	НАМИТ-10-2-УХЛ2 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№16687-07	СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-12	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant DL380 G7
21	ПС 110 кВ Сосновка, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. №10, ВЛ-6 кВ Ф- 8	ТОЛ-СЭЩ-10- 21 У2 Кл.т 0.5S К.тр. 200/5 Рег.№32139-06	НАМИТ-10-2-УХЛ2 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№16687-07	СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-12
22	ПС 110 кВ Сосновка, РУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, яч. 8, ВЛ 35 кВ Аманак	ТОЛ-35 Кл.т 0,5S К.тр. 100/5 Рег.№21256-03	3НОМ-35-65 У1 Кл.т 0,5 К.тр. 35000/100 Рег.№912-70	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег.№36697-12
23	ПС 110 кВ Радаевская, Ввод 110 кВ С1Т	ТФНД-110М Кл.т 0,5 К.тр. 100/5 Рег.№2793-71	НКФ-110-57 Кл.т 0,5 К.тр. 110000/V3 /100/V3 Рег.№1188-76	СЭТ- 4ТМ.02М.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant
24	ПС 110 кВ Радаевская, Ввод 110 кВ С2Т	ТФНД-110М Кл.т 0,5 К.тр. 200/5 Рег.№2793-71	НКФ-110-57 Кл.т 0,5 К.тр. 110000/V3 /100/V3 Рег.№1188-76	СЭТ- 4ТМ.02М.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08		DL360 G9
25	ПС 110 кВ Серноводская-110, РУ-35 кВ, яч. 10, ВЛ-35 кВ Якушкинская-1	ТФЗМ-35 М Кл.т 0,5 К.тр. 150/5 Рег.№3690-73	3НОМ-35-65 Кл.т 0,5 К.тр. 35000/100 Рег.№912-07	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег.№36697-17
26	ПС 110 кВ Серноводская-110, РУ-35 кВ, яч. 9, ВЛ-35 кВ Якушкинская-2	ТФМ-35 Кл.т 0,5 К.тр. 300/5 Рег.№17552-10	3НОМ-35-65 Кл.т 0,5 К.тр. 35000/100 Рег.№912-07	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег.№36697-17
27	ПС 110 кВ Серноводская-110, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 6, КВЛ-6 кВ Ф-Срн-10	ТПЛ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 400/5 Рег.№1276-59	НТМИ-6-66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег.№36697-08	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant DL380 G7
28	ПС 110 кВ Серноводская-110, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 11, КВЛ-6 кВ Ф-Срн-11	ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 400/5 Рег.№2472-69	НТМИ-6 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№831-53	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег.№36697-17
29	ПС 110 кВ Серноводская-110, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 28, КВЛ-6 кВ Ф-Срн-17	ТПЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 300/5 Рег.№2363-68	НТМИ-6 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№831-53	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег.№36697-17
30	ВРУ-1 0,4 кВ СИКН-239, ввод 1 0,4кВ	-	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.22 Кл.т 1/2 Рег.№46634-11	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant DL360 G9

31	ВРУ-1 0,4 кВ СИКН-239, ввод 2 0,4кВ	-	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.22 Кл.т 1/2 Рег.№46634-11	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant DL360 G9
32	ПС 110 кВ Похвистнево-2, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, Яч.№20, КЛ-6 кВ Ф-УКОН-1	ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 300/5 Рег.№1856-63	НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№18178-99	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег.№36697-08	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant DL380 G7
33	ПС 110 кВ Похвистнево-2, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, Яч.№10, КЛ-6 кВ Ф-УКОН-2	ТВК-10 Кл.т 0,5 К.тр. 600/5 Рег.№8913-82	НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№18178-99	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег.№36697-08
34	ПС 110 кВ Похвистнево-2, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, Яч.№16, КЛ-6 кВ Ф-В.Калиновка	ТВЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 300/5 Рег.№1856-63	НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№18178-99	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег.№36697-08
35	ТП 6 кВ БО Нефтяник, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону МАУ ДОЛ Нефтяник	Т-0,66 Кл.т 0,5 К.тр. 200/5 Рег.№22656-07	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant DL360 G9
36	КРУ-АПС 10кВ, ВЛ 10 кВ Южно- Бутлеровская	ТЛК-10-5 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 50/5 Рег.№9143-06	НОЛ-СЭЩ-10-2-0,5 Кл.т 0,5 К.тр. 10000/100 Рег.№01951-15	СЭТ- 4ТМ.02М.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
37	ТП 6 кВ 608/4, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	-	-	СЭБ- 1TM.02,5.02 Кл.т 1/2 Рег.№39617-09
38	ВРУ-0,23кВ СКЗ №47, ввод 0,23кВ	-	-	СЭБ- 1TM.02,5.02 Кл.т 1/2 Рег.№39617-09
39	ТП БТ 6кВ №102/25, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	-	-	СЭБ- 1TM.02,5.02 Кл.т 1/2 Рег.№39617-09
40	ПС 35 кВ ФНС, РУ-6 кВ, 1СШ 6кВ, Яч.№6, ВЛ-6 кВ Ф-8	ТЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 200/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.02M.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
41	ПС 35 кВ ФНС, РУ-6 кВ, 1СШ 6кВ, Яч.№2, КЛ-6 кВ Ф-1	ТЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 100/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.02M.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-12
42	ПС 35 кВ ФНС, РУ-6 кВ, 2СШ 6кВ, Яч.№11, КЛ-6 кВ Ф-2	ТЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 200/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.02M.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-12

43	ПС 35 кВ ФНС, РУ-6 кВ, 2СШ 6кВ, Яч.№12, ВЛ-6 кВ Ф- 4	ТЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 300/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.02M.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
44	ПС 35 кВ ФНС, РУ-6 кВ, 1СШ 6кВ, Яч.№5, ВЛ-6 кВ Ф-7	ТЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 300/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.02M.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
45	ЗРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от ТП 6 кВ ЗАО Самаралектравы	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 600/5 Рег.№22656-07	-	СЭТ- 4ТМ.02M.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
46	ЗРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от ТП 6 кВ СВ филиал ГНУ ВИЛАР Россельхозакадемии	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 600/5 Рег.№22656-07	-	СЭТ- 4ТМ.02M.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
47	ПС 110 кВ Радаевская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 15, ВЛ-6 кВ Ф-6	ТЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 150/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.02M.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
48	ПС 110 кВ Радаевская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 16, ВЛ-6 кВ Ф-7	ТЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 150/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.02M.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
49	КТП 6 кВ Алком, РЩ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	-	-	ПСЧ- 3ТМ.05М.01 Кл.т 1/2 Рег.№36354-07	УСВ-3	HP Proliant DL360 G9
50	ЗРУ 6 кВ Очистные сооружения, ввод-0,4 кВ	ТШП-М-0.66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 1000/5 Рег.№71205-18	-	СЭТ- 4ТМ.02M.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08	Рег. № 64242-16
51	КТП 6 кВ Терехов, РЩ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 50/5 Рег.№22656-07	-	СЭТ- 4ТМ.02M.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-12
52	ПС 35 кВ Орлянская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 11, ВЛ-6 кВ Ф-3	ТЛМ-10 Кл.т 0,5S К.тр. 150/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.02M.03 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
53	ПС 35 кВ Боровская, РУ-6кВ, Яч.№4, КЛ-6 кВ Ф-4	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т 0,5S К.тр. 50/5 Рег.№32139-11	НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№20186-05	СЭТ- 4ТМ.03M.01 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
54	РУ-0,4 кВ СКЗ №87, ввод-0,4 кВ	-	-	СЭБ- 1TM^.02 Кл.т 1/2 Рег.№39617-09
55	РУ-0,4 кВ СКЗ №88, ввод-0,4 кВ	-	-	СЭБ- 1TM^.02 Кл.т 1/2 Рег.№39617-09
56	ТП 6 кВ Срн-1101/250, ввод-0,4 кВ	Т-0,66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 400/5 Рег.№22656-07	-	СЭТ- 4ТМ.03М.09 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08

57	РП-6 6 кВ, отпайка ВЛ-6 кВ в сторону КТП 6 кВ Самараинвестнефть	ТЛМ-10-2 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 30/5 Рег.№2473-05	НТМИ-6-66 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ- 4ТМ.02М.07 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
58	КТП 6кВ 250кВА ОАО Самараинвестнефть, ввод-0,4кВ	ТШЛ-СЭЩ- 0,66-11 Кл.т 0,5 К.тр. 400/5 Рег.№59869-15	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
59	КТП 6кВ ОАО Роза Мира, ввод-0,4кВ	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 200/5 Рег.№22656-13	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
60	КТП 6 кВ Агрокомплекс Конезавод Самарский, РЩ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 600/5 Рег.№22656-13	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
61	РЩ-0,4 кВ Сергиевская СТО, ввод-0,4 кВ	-	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.21.0 1 Кл.т 1/2 Рег.№64450-16
62	КТП 6 кВ ООО Техкомплект, РЩ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	ТШП-0,66М У3 Кл.т 0,5 К.тр. 600/5 Рег.№57564-14	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08	УСВ-3 Рег. № 64242-16
63	КТП 6 кВ Филиала ОАО РЖД Самарская дистанция электроснабжения, ввод 0.4 кВ	Т-0,66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 300/5 Рег.№52667-13	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08		HP Proliant DL360 G9
64	КТП 6 кВ ООО Энергохолдинг, ввод 0,4кВ	Т-0,66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 100/5 Рег.№71031-18	-	Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т 0,5S/1 Рег.№47560-11
65	КТП 6 кВ Автотранссервис, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	Т-0,66 УЗ Кл.т 0,5S К.тр. 300/5 Рег.№52667-13	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
66	КТП 6кВ ЗАО Химтехмаш, РЩ-0,4кВ, АВ №1	-	-	ПСЧ- 3ТМ.05М.01 Кл.т 1/2 Рег.№36354-07
67	Шкаф коммутационный № 12, ввод-0,4 кВ	-	-	ПСЧ- 3ТМ.05М.01 Кл.т 1/2 Рег.№36354-07
68	КТП 6 кВ ИП Шишков Т.Н., РЩ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	ТШП-0,66М У3 Кл.т 0,5S К.тр. 600/5 Рег.№57564-14	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
69	ПКУ-0,4 кВ на оп. №1 ВЛ-0,4 кВ в сторону РЩ-0,4 кВ Тумасян М.Г.	-	-	ПСЧ- 3ТМ.05М.02 Кл.т 1/2 Рег.№36354-07

70	КТП 6 кВ Самараспецстроймон таж, РЩ-0,4кВ, ввод-0,4 кВ	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 1000/5 Рег.№52667-13	-	СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
71	ПС 35 кВ Обошинская, РУ-6 кВ, 1СШ 6кВ, Яч.№17, ВЛ-6 кВ Ф-1	ТОЛ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 150/5 Рег.№7069-79	ЗНОЛ.06-6 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№3344-72	СЭТ-4ТМ.02М.07 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
72	КТП 6 кВ Вертикаль, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	ТОП-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 200/5 Рег.№57218-14	-	СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
73	РП 0,23 кВ №1, ввод 0,23 кВ	-	-	СЭБ- 1ТМ.02Д.02 Кл.т 1/2 Рег.№39617-09
74	РП-0.23 кВ №2, ввод 0,23 кВ	-	-	СЭБ- 1ТМ.02Д.02 Кл.т 1/2 Рег.№39617-09
75	ЩУ-0,4 кВ здания ГРС (ГРС №7), ввод-0,4 кВ	-	-	СЭБ- 1TM.02M.02 Кл.т 1/2 Рег.№47041-11
76	ТП 6 кВ ООО Газпром ПХГ, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	-	-	ПСЧ- 3ТМ.05М.01 Кл.т 1/2 Рег.№36354-07	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant DL360 G9
77	ПС 35 кВ Аманак, ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Старый Аманак	ТФЗМ-35А-У1 Кл.т 0,5 К.тр. 150/5 Рег.№3690-73	ЗНОМ-35-65 Кл.т 0,5 К.тр. 35000/100 Рег.№912-70	СЭТ- 4ТМ.02М.07 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-12
78	Вводной автомат СН 0,22 кВ, яч. ввод ВЛ-35 кВ Старый Аманак, ввод 0,22 кВ	-	-	ПСЧ- 3ТМ.05М.01 Кл.т 1/2 Рег.№36354-07
79	КВЛ 6 кВ Ф-Срн-11 от ПС 110 кВ Серноводская, ВЛ-6 кВ в сторону объекты ООО РТИТС, оп.1а-1б, ПКУ-6кВ	ТОЛ-НТЗ-10-01 Кл.т 0,5S К.тр. 15/5 Рег.№51679-12	ЗНОЛ-СВЭЛ-6М УХЛ2 Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№ 67628-17	СЕ 308 S31.503.OAG.S YUVJLFZ GS01 SPDS Кл.т 0,5S/1 Рег.№59520-14
80	КТП 6 кВ ООО Дамала, РЩ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 200/5 Рег.№22656-07	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
81	КРУ-АПС (Э) 10 кВ, отпайка ВЛ-10 кВ Чулпанская	ТОЛ-10-1-2 Кл.т 0,5S К.тр. 10/5 Рег.№15128-07	ЗНОЛПМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 10000/100 Рег.№46378-11	СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-17

82	Реклоузер-10 кВ между оп. №№ 205/4 и 205/5 на отпайке от ВЛ-10 кВ Ф-2 в сторону ТП 10/0,4 кВ ПФ 205/100	ТПОЛ-10 Кл.т 0,5S К.тр. 10/5 Рег.№1261-02	НОЛ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 10000/100 Рег.№33042-06	Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т 0,5S/1 Рег.№48266-11
83	ТП 10 кВ № 88, РУ- 0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-1	ТШН-0,66 УТ3 Кл.т 0,5 К.тр. 400/5 Рег.№3728-99	-	СЭТ- 4ТМ.03М.13 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
84	ЗТП 10 кВ Котельная УТТ, РУ-0,4 кВ, яч. 2	ТШ-0,66У3 Кл.т 0,5 К.тр. 600/5 Рег.№6891-84	-	СЭТ- 4ТМ.03М.09 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
85	ЗТП 10 кВ Котельная УТТ, РУ-0,4 кВ, яч. 5	ТШ-0,66У3 Кл.т 0,5 К.тр. 600/5 Рег.№6891-84	-	СЭТ- 4ТМ.03М.09 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
86	ПКУ-0,4 кВ на оп.102/2 ВЛ-0,4 кВ Ф-1 от КТП 6/0,4 кВ Срн1605/400	-	-	AD13A.M1.2- FLRs-R (2-20 1) Кл.т 1/2 Рег.№82607-21
87	РЩ-0,4кВ здание НГДУ, ввод-0,4 кВ №1	Т-0,66У3 Кл.т 0,5 К.тр. 300/5 Рег.№22656-07	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
88	РЩ-0,4кВ Гараж	-	-	ПСЧ- 3ТМ.05М.01 Кл.т 1/2 Рег. №36354-07	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant DL360 G9
89	ВРУ-0,4 кВ Нежилых зданий, ввод-0,4 кВ №1	ТОП-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 100/5 Рег.№57218-14	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1 Рег.№50460-18
90	ВРУ-0,4 кВ Нежилых зданий, ввод-0,4 кВ №2	ТОП-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 100/5 Рег.№44142-11	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1 Рег.№50460-18
91	ТП 10 кВ № 88, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ Похвистневский почтамп	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 200/5 Рег.№22656-07	-	СЭТ- 4ТМ.03М.13 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
92	ТП 10 кВ № 88, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ, Библиотека	-	-	СЭБ-1ТМ.02М.02 Кл.т 1/2 Рег.№47041-11
93	ТП 10 кВ № 88, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ Похвистневоэнерго	Т-0,66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 75/5 Рег.№22656-07	-	СЭТ- 4ТМ.03М.13 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
94	РЩ-0,4кВ здание НГДУ, ввод-0,4 кВ №2	Т-0,66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 300/5 Рег.№22656-07	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1 Рег.№50460-18

95	ВРУ-0,4кВ Ангар Пахомов Н.Г., ввод 0,4кВ	-	-	ПСЧ- 3ТМ.05М.01 Кл.т 1/2 Рег.№36354-07	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant DL360 G9
96	ВРУ-0,4 кВ Кондрашов А.В., ввод 0.4 кВ	Т-0,66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 200/5 Рег.№22656-07	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1 Рег.№50460-18
97	ТП 6/0,4кВ № 1 ООО Континент, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	-	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл.т 1/2 Рег.№50460-18
98	ТП 6/0,4кВ № 2 Баусов А.П., РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	-	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.20 Кл.т 1/2 Рег.№50460-18
99	ПС 35 кВ Орлянская, Ввод 6 кВ Т-1-Т	ТЛМ-10 Кл.т 0,5 К.тр. 600/5 Рег.№2473-69	НТМИ-6-66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 6000/100 Рег.№2611-70	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег.№36697-08
100	ПС 35 кВ Орлянская, ввод-0,4 кВ ТСН-1	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 100/5 Рег.№9504-84	-	СЭТ- 4ТМ.03М.09 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
101	ТП 6 кВ № 29, РУ-0,4 кВ	ТТИ-30 Кл.т 0,5S К.тр. 300/5 Рег.№28139-12	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1 Рег.№50460-18
102	ТП 6 кВ №3А, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5S К.тр. 200/5 Рег.№67928-17	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1 Рег.№50460-18
103	ТП 6 кВ №3б, РУ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5S К.тр. 200/5 Рег.№67928-17	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1 Рег.№50460-18
104	КТП 6 кВ №3, РЩ-0,4 кВ, ввод-0,4 кВ	ТТИ-30 Кл.т 0,5S К.тр. 200/5 Рег.№28139-12	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1 Рег.№50460-18
105	КТП 6 кВ Национальная Башенная Компания, РЩ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5S К.тр. 50/5 Рег.№22656-07	-	CE 303 R33 543-JAZ Кл.т 0,5S/1 Рег.№33446-08
106	ВЛ-0,4 кВ Ф-3 оп. № 2, отпайка ВЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ РегионСтрой	Т-0,66 УЗ Кл.т 0,5S К.тр. 200/5 Рег.№44142-11	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
107	РЩ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ, АО "МЕХТА"	Т-0,66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 100/5 Рег.№44142-11	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08

108	ТП 6 кВ АЗК № 121, РЩ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ	Т-0,66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 50/5 Рег.№52667-13	-	СЭТ- 4ТМ.03М.09 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08	УСВ-3 Рег. № 64242-16	HP Proliant DL360 G9
109	КТП 6 кВ СамараСпецГазСтро й, РЩ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ	Т-0,66 УЗ Кл.т 0,5 К.тр. 150/5 Рег.№22656-07	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
110	ТП 6 кВ № 2 РН- Транспорт, РЩ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ	ТШ-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 400/5 Рег.№22656-12	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
111	ТП 6/0,4кВ №77, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ	ТОП-0,66 Кл.т 0,5 К.тр. 100/5 Рег.№44142-10	-	СЭТ- 4ТМ.02М.11 Кл.т 0,5S/1 Рег.№36697-08
112	ВРУ-0,4 кВ Химчистка, ввод 0,4 кВ	Т-0,66 У3 Кл.т 0,5 К.тр. 200/5 Рег.№51179-12	-	ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1 Рег.№50460-18
Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПК (при условии сохранения цифрового идентификатора ПК). 4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.

аблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер измерительного канала	cos ф	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в отношении к номинальному первичному току ТТ), ±6, %
		0,02 1ном		0,05 1ном		0,2 1ном		1ном
		Акт.	Реакт.	Акт.	Реакт.	Акт.	Реакт.	Акт.	Реакт.
16, 25-29, 32-34, 99 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 0,2S/0,5)	0,5	-	-	5,45	2,81	2,99	1,91	2,27	1,70
	0,8	-	-	2,91	4,59	1,69	2,73	1,36	2,24
	1	-	-	1,87	-	1,20	-	1,03	-
1-2, 5, 7, 9-12, 14, 23-24, 36, 4044, 47-48, 57, 71, 77 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч. 0,5S/1)	0,5	-	-	5,77	4,22	3,46	3,65	2,85	3,55
	0,8	-	-	3,29	5,68	2,25	4,25	2,01	3,96
	1			2,30		1,8		1,69

3-4, 6, 8, 13, 35, 45-46, 50-51, 56, 58-59, 62-64, 70, 72, 80, 83-85, 87, 89-94, 96, 100, 107-112 (ТТ 0,5; Сч. 0,5S/1)	0,5			5,60	4,10	3,16	3,52	2,48	3,41
	0,8			3,16	5,52	2,06	4,04	1,80	3,73
	1			2,18		1,65		1,53
15, 17-21, 52-53, 79, 81-82 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч. 0,5S/1)	0,5	5,74	4,30	3,51	3,64	2,78	3,48	2,78	3,48
	0,8	3,35	5,65	2,26	4,31	1,96	3,87	1,96	3,87
	1	2,46	-	1,76	-	1,65	-	1,65	-
22 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч. 0,2S/0,5	0,5	5,45	2,94	3,03	1,95	2,27	1,70	2,27	1,70
	0,8	2,92	4,61	1,71	2,83	1,36	2,24	1,36	2,24
	1	1,90	-	1,20	-	1,03	-	1,03	-
60, 65, 68, 101 106 (ТТ 0,5S; Сч. 0,5S/1)	0,5	5,60	4,24	3,28	3,56	2,48	3,41	2,48	3,41
	0,8	3,26	5,55	2,12	4,18	1,80	3,73	1,80	3,73
	1	2,38	-	1,65	-	1,53	-	1,53	-
30-31, 37-39, 49, 54-55, 61, 66-67, 69, 73-76, 78, 86, 88, 92, 95, 97-98 (Сч. 1/2)	0,5	-	-	5,54	9,14	5,54	9,03	5,54	9,14
	0,8	-	-	4,84	10,67	4,74	10,64	4,84	10,67
	1			4,40		4,22		4,40
Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с									5
Примечания: 1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности равной 0,95. 2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности (получасовой). 3. Границы погрешности результатов измерений приведены для рабочих условий при температуре +15 0С в месте установки счетчиков.

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	112
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от Uном	от 95 до 105
ток, % от 1ном	от 1 (2) до 120
коэффициент мощности cosф	0,8
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
напряжение, % от ином	от 90 до 110
ток, % от 1ном	от 1 (2) до 120
коэффициент мощности cosф	от 0,5инд. до 1 емк
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -40 до +45
температура окружающей среды для счетчиков, °С:	от -40 до +45
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +10 до +25
атмосферное давление, кПа	от 70,0 до 106,7
относительная влажность, %, не более	90
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08), ПСЧ-4ТМ.05М, СЭБ-1ТМ.02Д:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12), ПСЧ-4ТМ.05МК, СЭБ-1ТМ.02М:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа СЕ308, Меркурий 234, Меркурий 236:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа CE303:
среднее время на работки на отказ, ч, не менее	160000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа AD13A:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	230000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УСВ-3:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для серверов:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1

Глубина хранения информации:
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-
4ТМ.05МК, СЭБ-1ТМ.02Д, ПСЧ-3ТМ.05М, СЭБ-1ТМ.02М:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	40
для счетчиков типа СЕ308:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	128
при отключении питания, лет, не менее	10
для счетчиков типа Меркурий 234 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 48266-11), Меркурий 236:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	170
при отключении питания, лет, не менее	5
для счетчиков типа СЕ303:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	75
при отключении питания, лет, не менее	10
для счетчиков типа AD13A:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	256
при отключении питания, лет, не менее	10
для серверов:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

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

В журналах событий фиксируются факты:

• - в журнале событий счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике.

• - в журнале событий сервера:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в сервере и счетчике;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электрической энергии;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера;

- защита на программном уровне:

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

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на сервер.

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра ФО 04/23 типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Трансформаторы тока	Т-0,66	3
	Т-0,66У3	90
	ТВК-10	2
	ТВЛМ-10	6
	ТЛК-10-5 УЗ	2
	ТЛК-10-6	2
	ТЛМ-10	30
	ТЛМ-10-1 У3	2
	ТЛМ-10-2 У3	2
	ТОЛ-10	2
	ТОЛ-10-1-2	2
	ТОЛ-10У3	2
	ТОЛ-35	2
	ТОЛ-НТЗ-10-01	3
	ТОЛ-НТЗ-10-11А	4
	ТОЛ-СЭЩ-10	11
	ТОЛ-СЭЩ-10-0,4 20/5 У2	2
	ТОП-0,66	3
	ТОП-0,66 У3	9
	ТПЛ-10	2
	ТПЛМ-10	2
	ТПОЛ-10	2
	ТТИ-30	6
	ТФM-35	2
	ТФЗМ-35 М	2
	ТФЗМ-35А-У1	6

Трансформаторы тока	ТФНД-110М	6
	ТШ-0,66У3	6
	ТШЛ-СЭЩ-0,66-11	3
	ТШН-0,66 УТ3	3
	ТШП-0,66М У3	6
	ТШП-М-0.66 У3	3
Трансформаторы напряжения	3НОМ-35-65	15
	ЗНОЛ.06-6	3
	ЗНОЛП-10 У2	3
	ЗНОЛПМ-10	3
	ЗНОЛП-НТЗ-10	3
	ЗНОЛ-СВЭЛ-6М УХЛ2	3
	ЗНОМ-35-65	3
	НАМИ-10-95 УХЛ2	2
	НАМИТ-10 УХЛ2	1
	НАМИТ-10-1-УХЛ2	1
	НАМИТ-10-2	2
	НКФ-110-57	6
	НОЛ-10	2
	НОЛ-СЭЩ-10-2-0,5	3
	НОЛ-СЭЩ-10-4	3
	НТМИ-6	1
	НТМИ-6 УХЛ3	1
	НТМИ-6-66	7
	НТМИ-6-66 УЗ	5
Счетчики электрической энергии многофункциональные	AD13A.M1.2-FLRs-R (2-20-1)	1
	CE 303 R33 543-JAZ	1
	Меркурий 234 ART2-00 P	1
	Меркурий 236 ART-03 PQRS	1
	ПСЧ-3ТМ.05М.01	7
	ПСЧ-3ТМ.05М.02	1
	ПСЧ-4ТМ.05МК.04	9
	ПСЧ-4ТМ.05МК.20	2
	ПСЧ-4ТМ.05МК.21.01	1
	ПСЧ-4ТМ.05МК.22	2
	СЕ 308 S31.503.OAG.SYUVJLFZ GS01 SPDS	1
	СЭБ-1TM.02Д.02	7
	СЭБ-1ТМ.02М.02	2
	СЭТ-4ТМ.02M.03	18

Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.02М.07	5
	СЭТ-4ТМ.02М.11	26
	СЭТ-4ТМ.03М	11
	СЭТ-4ТМ.03М.01	8
	СЭТ-4ТМ.03М.09	5
	СЭТ-4ТМ.03М.13	3
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	2
Сервер СНГ	HP Proliant DL360 G9	1
Сервер СО	HP Proliant DL380 G7	1
Формуляр	ФО 04/23	1
Методика поверки	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

Приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ННК-Самаранефтегаз». МВИ 04/23, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц №RA.RU.311290 от 16.11.2015.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ННК-Самаранефтегаз» (ООО «ННК-Самаранефтегаз»)

ИНН 6316271946

Юридический адрес: 443068, Самарская обл., г. Самара, Октябрьский р-н, ул. Николая Панова, д. 6Б

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью ИТЦ «СМАРТ ИНЖИНИРИНГ» (ООО ИТЦ «СИ»)

ИНН: 7724896810

Юридический адрес:119421, г. Москва, ул. Новаторов, д. 7а, к. 2, помещ. 34

Адрес места осуществления деятельности: 628600, Тюменская обл., ХМАО-Югра, г. Нижневартовск, Западный промышленный узел, ул. 9П, д. 31, стр. 11, каб. 5

E-mail: info@itc-smart.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью ИТЦ «СМАРТ ИНЖИНИРИНГ» (ООО ИТЦ «СИ»)

ИНН: 7724896810

Юридический адрес:119421, г. Москва, ул. Новаторов, д. 7а, к. 2, помещ. 34

Почтовый адрес: 628600, Тюменская обл., ХМАО-Югра, г. Нижневартовск, Западный промышленный узел, ул. 9П, д. 31, стр. 11, каб. 5

E-mail: info@itc-smart.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314138.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «14» февраля 2024 г. № 373

Лист № 1 Регистрационный № 91308-24 Всего листов 14

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Моршанское ЛПУ МГ КС-27 «Давыдовская», Первомайское ЛПУ МГ КС-28 «Первомайская», Донское ЛПУ МГ КС-29 «Донская»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Моршанское ЛПУ МГ КС-27 «Давыдовская», Первомайское ЛПУ МГ КС-28 «Первомайская», Донское ЛПУ МГ КС-29 «Донская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ состоит из двух уровней:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения. ИВК включает в себя специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, сервер синхронизации времени, сервер баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».

ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

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

• -   средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.

ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

• -   периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;

• -   автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;

• -   хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;

• -   автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

• -   перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;

• -   формирование отчетных документов;

• -   ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;

• -   конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;

• -   сбор и хранение журналов событий счетчиков;

• -   ведение журнала событий ИВК;

• -   синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии;

• -   аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;

• -   самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий;

• -   дистанционный доступ к компонентам АИИС КУЭ.

ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между ИВК, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:

• -   посредством локальной вычислительной сети для передачи данных от сервера БД на АРМ;

• -   посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;

• -   посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы.

Информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде электронного документа XML в формате 80030. Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ и/или сервере БД.

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

• -   посредством интерфейса RS-485, канала связи GSM/GPRS типа 4G (основной канал), канала связи GSM/GPRS типа 2G (резервный канал) передачи данных от счетчиков до ИВК;

• -   посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера БД на АРМ;

• -   посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и/или АРМ (основной канал);

• -   посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и/или АРМ (резервный канал).

В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя сервер синхронизации времени, часы Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени. Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов Сервера БД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов Сервера БД ±1 с.

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 10.001-2023 наносится типографским способом в формуляр и на информационную табличку корпуса сервера БД методом шелкографии.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование программного обеспечения	ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	не ниже 12.1
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.

Таблица 2 - Состав ИК

№ ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	ИВК
1	2	3	4	5	6
1	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-2 КС Давыдовская, 1 СШ 10 кВ, яч.5	RCT2/A2 Кл.т. 0,5 Ктт = 2500/5 Рег. № 18530 99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
2	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-2 КС Давыдовская, 1а СШ 10 кВ, яч.48	TCF2/B Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 18531 99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
3	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-2 КС Давыдовская, 2 СШ 10 кВ, яч.12	RCT2/A2 Кл.т. 0,5 Ктт = 2500/5 Рег. № 18530 99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11	ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД
4	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-2 КС Давыдовская, 3 СШ 10 кВ, яч.16	RCT2/A2 Кл.т. 0,5 Ктт = 2500/5 Рег. № 18530 99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
5	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-2 КС Давыдовская, 3аСШ 10 кВ, яч.37	TCF2/B Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 18531 99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
6	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-2 КС Давыдовская, 3а СШ 10 кВ, яч.50	TCF2/B Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 18531-99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
7	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-2 КС Давыдовская, 4 СШ 10 кВ, яч.23	RCT2/A2 Кл.т. 0,5 Ктт = 2500/5 Рег. № 18530-99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

1	2	3	4	5	6
8	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Ямбург-Елец-1 КС Давыдовская, 1 СШ 10 кВ, яч.5	RCT2/A2 Кл.т. 0,5 Ктт = 2500/5 Рег. № 18530-99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11	ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД
9	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Ямбург-Елец-1 КС Давыдовская, 1аСШ 10 кВ, яч.46	TCF2/B Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 18531-99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
10	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Ямбург-Елец-1 КС Давыдовская, 2 СШ 10 кВ, яч.12	RCT2/A2 Кл.т. 0,5 Ктт = 2500/5 Рег. № 18530-99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
11	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Ямбург-Елец-1 КС Давыдовская, 3 СШ 10 кВ, яч.16	RCT2/A2 Кл.т. 0,5 Ктт = 2500/5 Рег. № 18530-99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
12	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Ямбург-Елец-1 КС Давыдовская, 3аСШ 10 кВ, яч.47	TCF2/B Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 18531-99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
13	ПС 220 кВ Давыдовская, ЗРУ-10 кВ КЦ Ямбург-Елец-1 КС Давыдовская, 4 СШ 10 кВ, яч.23	RCT2/A2 Кл.т. 0,5 Ктт = 2500/5 Рег. № 18530 99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
14	ПС 220 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-1 КС Первомайская, 1 СШ 10 кВ, яч.11	ТПЛ-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Рег. № 127659	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
15	ПС 220 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-1 КС Первомайская, 2 СШ 10 кВ, яч.24	ТПЛ-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Рег. № 127659	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

1	2	3	4	5	6
16	ПС 220 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-1 КС Первомайская, 2а СШ 10 кВ, яч.53	ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11	ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД
17	ПС 220 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-1 КС Первомайская, 2а СШ 10 кВ, яч.55	ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
18	ПС 220 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-1 КС Первомайская, 3 СШ 10 кВ, яч.33	ТПЛ-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Рег. № 1276-59	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
19	ПС 220 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-1 КС Первомайская, 4 СШ 10 кВ, яч.40	ТПЛ-10 Кл.т. 0,2S Ктт = 400/5 Рег. № 1276-59	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
20	ПС 220 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ КЦ Уренгой-Центр-1 КС Первомайская, 4а СШ 10 кВ, яч.58	ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 1276-59	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
21	ПС 220 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ КЦ Ямбург-Елец-1 КС Первомайская, 1 СШ 10 кВ, яч.11	ТЛШ10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 11077 89	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 10000/101 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
22	ПС 220 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ КЦ Ямбург-Елец-1 КС Первомайская, 2 СШ 10 кВ, яч.24	ТЛШ10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 11077 89	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
23	ПС 220 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ КЦ Ямбург-Елец-1 КС Первомайская, 3 СШ 10 кВ, яч.33	ТЛШ10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 11077 89	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

1	2	3	4	5	6
24	ПС 220 кВ Компрессорная, ЗРУ-10 кВ КЦ Ямбург-Елец-1 КС Первомайская, 4 СШ 10 кВ, яч.40	ТЛШ10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 11077 89	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Рег. № 11094-87	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11	ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД
25	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-1, яч.4 ввод №1 10 кВ	RCT2/A2 Кл.т. 0,5 Ктт = 2500/5 Рег. № 18530 99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
26	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ- 10 кВ Уренгой-Центр-1, 1аСШ 10 кВ, яч.35	TCF2/B Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 18531 99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
27	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-1, яч.11 ввод №2 10 кВ	RCT2/A2 Кл.т. 0,5 Ктт = 2500/5 Рег. № 18530 99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
28	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-1, яч.15, ввод №3 10 кВ	RCT2/A2 Кл.т. 0,5 Ктт = 2500/5 Рег. № 18530 99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
29	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ- 10 кВ Уренгой-Центр-1, 3аСШ 10 кВ, яч.31	TCF2/B Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 18531 99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
30	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ-10 кВ Уренгой-Центр-1, яч.22, ввод №4 10 кВ	RCT2/A2 Кл.т. 0,5 Ктт = 2500/5 Рег. № 18530 99	VRM2N/S2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 18532-99	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
31	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ- 10 кВ Ямбург-Елец-1, яч.33 ввод №1 10 кВ	ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 30709 05	ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

1	2	3	4	5	6
32	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ-10 кВ Ямбург-Елец-1, яч.22 ввод №2 10 кВ	ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 30709 05	ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11	ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД
33	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ- 10 кВ Ямбург-Елец-1, 2аСШ 10 кВ, яч.42	ТЛ10-1 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 4346-74	ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
34	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ-10 кВ Ямбург-Елец-1, яч.14 ввод №3 10 кВ	ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 30709 05	ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
35	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ-10 кВ Ямбург-Елец-1, яч.5 ввод №4 10 кВ	ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 30709 05	ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
36	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ-10 кВ Ямбург-Елец-2, яч.33 ввод №1 10 кВ	ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 30709 05	ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
37	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ-10 кВ Ямбург-Елец-2, яч.22 ввод №2 10 кВ	ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 30709 05	ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
38	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ- 10 кВ Ямбург-Елец-2, 2аСШ 10 кВ, яч.44	ТЛ10-1 Кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 4346-74	ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
39	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ-10 кВ Ямбург-Елец-2, яч.14 ввод №3 10 кВ	ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 30709 05	ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

1	2	3	4	5	6
40	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ-10 кВ Ямбург-Елец-2, яч.5 ввод №4 10 кВ	ТЛП-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 30709 05	ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11	ССВ-1Г Рег. № 5830114; Сервер БД
41	ПС 220 кВ КС-29, ЗРУ- 10 кВ Ямбург-Елец-2, 4аСШ 10 кВ, яч.49	ТЛ10-1 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 4346-74	ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11
Примечания: 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, 3, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2. Допускается замена ССВ-1Г на аналогичные утвержденных типов. 3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений. 5. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения

ИК №№	cos ф	I2< I изм<1 5		I5< I изм<1 20		I20< I изм<1 100		I100< I изм <I 120
		5wga %	5wgP %	5wga %	6wgP %	Swga %	6wgP %	Swga %	6wgP %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1 - 13,	0,50	-	-	±5,4	±2,7	±2,9	±1,5	±2,2	±1,2
25 - 41	0,80	-	-	±2,9	±4,4	±1,6	±2,4	±1,2	±1,9
	0,87	-	-	±2,5	±5,5	±1,4	±3,0	±1,1	±2,2
	1,00	-	-	±1,8	-	±1,1	-	±0,9	-
14, 15,	0,50	±1,8	±1,5	±1,3	±1,3	±0,9	±0,8	±0,9	±0,8
18, 19	0,80	±1,2	±1,8	±0,9	±1,4	±0,6	±1,0	±0,6	±1,0
	0,87	±1,1	±2,1	±0,8	±1,6	±0,6	±1,1	±0,6	±1,1
	1,00	±0,9	-	±0,6	-	±0,5	-	±0,5	-
16, 17,	0,50	-	-	±5,3	±2,6	±2,7	±1,4	±1,9	±1,1
20, 21,	0,80	-	-	±2,8	±4,3	±1,5	±2,3	±1,1	±1,6
22, 23,	0,87	-	-	±2,4	±5,4	±1,3	±2,8	±0,9	±2,0
24	1,00	-	-	±1,7	-	±0,9	-	±0,7	-

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения

ИК №№	cos ф	I2< I изм<1 5		I5< I изм<1 20		I20< I изм<1 100		I100< I изм <I 120
		6wa %	6wp %	6wa %	6wp %	6wa %	6wp %	6wa %	6wp %
1 - 13, 25 - 41	0,50	-	-	±5,4	±3,0	±3,0	±2,0	±2,3	±1,8
	0,80	-	-	±2,9	±4,6	±1,7	±2,8	±1,4	±2,3
	0,87	-	-	±2,6	±5,6	±1,5	±3,3	±1,2	±2,6
	1,00	-	-	±1,8	-	±1,1	-	±0,9	-
14, 15, 18, 19	0,50	±1,9	±2,0	±1,4	±1,9	±1,1	±1,6	±1,1	±1,6
	0,80	±1,3	±2,3	±1,0	±2,0	±0,8	±1,7	±0,8	±1,7
	0,87	±1,2	±2,5	±1,0	±2,1	±0,8	±1,7	±0,8	±1,7
	1,00	±1,1	-	±0,6	-	±0,6	-	±0,6	-
16, 17, 20, 21, 22, 23, 24	0,50	-	-	±5,3	±2,9	±2,8	±2,0	±2,0	±1,7
	0,80	-	-	±2,9	±4,6	±1,6	±2,6	±1,2	±2,1
	0,87	-	-	±2,5	±5,5	±1,4	±3,1	±1,1	±2,4
	1,00	-	-	±1,7	-	±1,0	-	±0,8	-
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Примечание: I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ; I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ; I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ; 1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; 3w<>a - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 6wgP - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; 6wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 6wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	41
Нормальные условия: - сила тока, % от 1№м	от (2)5 до 120
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- коэффициент мощности cos ф	0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
температура окружающего воздуха для счетчиков, °С	от +21 до +25
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - сила тока, % от 1№м	от (2)5 до 120
- напряжение, % от и№м	от 90 до 110
- коэффициент мощности cos ф	0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН	от -40 до +40
- для счетчиков	от 0 до +40
- для сервера	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики Меркурий 234: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	22000
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	40000
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее	100
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

• -  резервный сервер с установленным специализированным ПО;

• -  резервирование каналов связи между уровнями ИИК и ИВК и между ИВК и внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.

Ведение журналов событий:

- счётчика, с фиксированием событий:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• -  коррекции времени в счетчике.

• - ИВК, с фиксированием событий:

• -  даты начала регистрации измерений;

• -  перерывы электропитания;

• -  программные и аппаратные перезапуски;

• -  установка и корректировка времени;

• -  переход на летнее/зимнее время;

• -  нарушение защиты ИВК;

• -  отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -  счётчика;

• -  промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -  испытательной коробки;

• -  сервера;

• - защита информации на программном уровне:

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

• -  установка пароля на счетчик;

• -  установка пароля на Сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист формуляра АУВП.411711.023, АУВП.411711.034, АУВП.411711.026.ФО «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Моршанское ЛПУ МГ КС-27 «Давыдовская», Первомайское ЛПУ МГ КС-28 «Первомайская», Донское ЛПУ МГ КС-29 «Донская». Формуляр».

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Трансформаторы тока	ТЛ10-1	6
Трансформаторы тока	ТЛШ10	8
Трансформаторы тока	RCT2/A2	36
Трансформаторы тока	ТПЛ-10	14
Трансформаторы тока	ТЛП-10	24
Трансформаторы тока	TCF2/B	21
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06	24
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	8

Продолжение таблицы 6

1	2	3
Трансформаторы напряжения	VRM2N/S2	36
Счетчики	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R	41
ПО ИВК	АльфаЦЕНТР	1
Сервер синхронизации времени	ССВ-1Г	1
Формуляр	АУВП.411711.023, АУВП.411711.034, АУВП.411711.026.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Моршанское ЛПУ МГ КС-27 «Давыдовская», Первомайское ЛПУ МГ КС-28 «Первомайская», Донское ЛПУ МГ КС-29 «Донская»». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311735.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;

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

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

Правообладатель

Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью «Газпром энерго» (Инженерно-технический центр ООО «Газпром энерго»)

ИНН 7736186950

Юридический адрес: 460028, Оренбургская обл., г.о. город Оренбург, г Оренбург, ул Терешковой, двлд. 295

Телефон: +7 (3532) 687-126

Факс: +7 (3532) 687-127

Е-mail: info @ of.energo.gazprom.ru

Изготовитель

Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью «Газпром энерго» (Инженерно-технический центр ООО «Газпром энерго»)

ИНН 7736186950

Адрес: 460028, Оренбургская обл., г.о. город Оренбург, г Оренбург, ул Терешковой, двлд. 295

Телефон: +7 (3532) 687-126

Факс: +7 (3532) 687-127

Е-mail: info @ of.energo.gazprom.ru

Испытательный центр

Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский    научно-исследовательский    институт    физико-технических

и радиотехнических измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ») Адрес: 630004, г. Новосибирск, пр-кт Димитрова, д. 4

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

E-mail: director@sniim.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Регистрационный № 91309-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-5000

Назначение средства измерений

Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВС-5000 (далее по тексту - резервуары) предназначены для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерения

Принцип действия резервуаров основан на заполнении его нефтепродуктом до произвольных уровней, соответствующих определенным объемам (вместимостям), приведенных в градуировочной таблице резервуара.

Резервуары представляют собой стальной сосуд, состоящий из цилиндрической стенки, днища, крыши и оборудования.

Вариант установки резервуаров - наземный.

Заводские номера, в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр и буквенно-цифровое обозначение типа, состоящее из букв русского алфавита и арабских цифр, однозначно идентифицирует резервуары, нанесены методом окрашивания, краской с использованием трафаретов на внешнюю сторону стенки резервуаров и типографским способом в паспорта резервуаров. Способ нанесения заводских номеров обеспечивает возможность прочтения информации и его сохранность в процессе эксплуатации.

Место расположения резервуаров: филиал «Северный» акционерное общество «Красно-ярскнефтепродукт» (АО «КНП»), Красноярский край, п. Абалаково, ул. Новая 2, Енисейская нефтебаза.

Пломбирование резервуара не предусмотрено. Нанесение знака поверки на резервуары не предусмотрено.

Общий вид резервуаров с заводскими номерами 25 и 83 с указанием места нанесения заводского номера представлен на рисунке 1.

Фотографии замерных люков представлены на рисунке 2.

а)                                                               б)

Рисунок 2 - Фотографии горловин замерных люков резервуаров а) зав. № 25, б) зав. № 83

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	5000
Пределы допускаемой относительной погрешности вместимости резервуара (геометрический метод), %	± 0,10

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - атмосферное давление, кПа	от - 50 до +45 от 84,0 до 106,7

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средств измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар вертикальный стальной цилиндрический	РВС-5000	1 шт.
Технический паспорт резервуара	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.
Методика поверки	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

Приведены в разделе 4 технического паспорта.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Правообладатель

Акционерное общество «Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е.Крюкова» (АО «НЗРМК имени Н.Е.Крюкова»), (Резервуары изготовлены в 1978 г.)

ИНН 4221002780

Юридический адрес: 654033, Кемеровская область-Кузбасс, г. Новокузнецк, ул. Некрасова (Кузнецкий р-н), д. 28

Изготовитель

Акционерное общество «Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций имени Н.Е.Крюкова» (АО «НЗРМК имени Н.Е.Крюкова»)

ИНН 4221002780

Адрес: 654033, Кемеровская область-Кузбасс, г. Новокузнецк, ул. Некрасова (Кузнецкий р-н), д. 28

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Красноярском крае, Республике Хакасия и Республике Тыва (ФБУ «Красноярский ЦСМ»)

Адрес: 660064, г. Красноярск, ул. Академика Вавилова, д. 1А

Телефон (факс) (391) 205-00-00, (391) 236-12-94

Web-сайт: www.krascsm.ru

Е-mail: csm@krascsm.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311536.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Регистрационный № 91310-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-5

Назначение средства измерений

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-5 (далее - резервуар) предназначен для измерения объема нефти и нефтепродуктов при приёме, хранении и отпуске.

Описание средства измерений

Принцип действия резервуара основан на заполнении его продуктом до определенного уровня, соответствующего объему согласно градуировочной таблице резервуара.

Резервуар представляет собой стальную горизонтальную конструкцию цилиндрической формы с усеченно-коническими днищами.

Тип установки резервуара - подземный.

Резервуар с заводским № 6803 расположен на территории ЛПДС «Салават».

Заводской номер нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода.

Пломбирование резервуара не предусмотрено.

Нанесение знака поверки на резервуар не предусмотрено.

Эскиз общего вида резервуара представлен на рисунке 1.

Фотография маркировочной таблички, горловины и крышки замерного люка

Рисунок 2 - Фотография маркировочной таблички, горловины и крышки замерного люка резервуара

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	5
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуара (объемный метод), %	±0,25

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - атмосферное давление, кПа	от -40 до +50 от 84 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее	50

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./ экз.
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический	РГС-5	1
Паспорт	-	1
Градуировочная таблица	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в п.7.5 паспорта.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».

Правообладатель

Акционерное общество «Транснефть - Урал» (АО «Транснефть - Урал»)

ИНН 0278039018

Юридический адрес: 450008, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Крупской, д. 10

Изготовитель

Акционерное общество «Транснефть - Урал» (АО «Транснефть - Урал»)

ИНН 0278039018

Адрес: 450008, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Крупской, д. 10

Испытательный центр

Акционерное общество «Транснефть - Метрология» (АО «Транснефть - Метрология») Адрес: 123112, г. Москва, Пресненская наб., д. 4, стр. 2

Телефон: +7 (495) 950-87-00, факс: +7 (495) 950-85-97

Web-сайт: https://metrology.transneft.ru/

E-mail: cmo@cmo.transneft.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.313994.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Регистрационный № 91311-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Уровнемеры рефлекс-радарные RRF2

Назначение средства измерений

Уровнемеры рефлекс-радарные RRF2 (далее - уровнемеры) предназначены для контактного измерения уровня жидкостей, уровня раздела фаз, паст, шламов, суспензий, пульп и различных сыпучих материалов.

Описание средства измерений

Принцип работы уровнемеров основан на методе импульсной рефлектометрии (TDR, Time-Domain Reflectometer): по волноводу посылается микроволновый импульс и измеряется интервал времени двойного пробега этого импульса до места неоднородности волнового сопротивления (границы раздела веществ с разной диэлектрической проницаемостью). Уровень продукта определяется как разность значений высоты установки уровнемера и измеренной дистанции.

Уровнемеры состоят из следующих функциональных блоков:

• - измерительный преобразователь (преобразователь сигналов), формирующий, излучающий и принимающий микроволновые импульсы. Он также выполняет измерение интервала времени, и по измеренному значению дистанции до поверхности и значению базовой высоты резервуара вычисляется уровень;

• - фланцевая или резьбовая система, которая соединяет волновод с преобразователем сигналов и обеспечивает герметичное механическое соединение уровнемера с емкостью;

• - волновод, по которому распространяются микроволновые сигналы;

• - встроенный индикатор (при наличии), отображающий измеренные величины.

Выходная информация передается по токовому сигналу (4 - 20) мА с наложенным протоколом HART или по протоколам связи RS485, Foundation Fieldbus.

В качестве волновода применяются:

• - двойной или одинарный трос длиной до 30 м;

• - двойной или одинарный стержень длиной до 6 м;

• - коаксиальный сенсор длиной до 6 м;

• - тросовый или стержневой волновод с покрытием из ПФА;

Общий вид уровнемеров представлен на рисунке 1.

а) уровнемер с резьбовым соединением

б) уровнемер с фланцевым соединением

в) уровнемер с одинарным стержневым волноводом с покрытием ПФА

ж) уровнемер с одинарным стержневым волноводом

з) уровнемер с одинарным тросовым волноводом

и) уровнемер для сред с высокой температурой и давлением

RRF2

Нанесение знака поверки на уровнемеры не предусмотрено.

Заводские номера уровнемеров имеют буквенно-цифровой формат и наносятся на маркировочную табличку типографическим методом. Маркировочная табличка с указанием мест нанесения знака утверждения типа и заводского номера приведена на рисунке 2. Маркировочная табличка прикрепляется на боковой поверхности преобразователя сигналов.

FEEJOY TECHNOLOGY (SHANGAI) CO., LTD, Китай

Уровнемер рефлекс-радарный RRF2

Модель____________________

Зав. номер:______________________

Диапазон измерения:________

Рр:________ Степень защиты:

Питание:____________________

Ex

Рисунок 2 - Пример маркировочной таблички

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) реализует алгоритмы вычисления и контроля параметров уровнемера, необходимые для измерения уровня жидкостей, паст, шламов, суспензий, пульп и различных сыпучих материалов, а также цифро-аналоговое преобразование измеренных величин в токовое значение на выходе, а также вывод данных на индикатор и через цифровые интерфейсы.

Конфигурационные параметры и ПО защищены от преднамеренных и непреднамеренных изменений системой паролей с разграничением уровней доступа. Все изменения конфигурационных параметров сохраняются в защищённой области памяти.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Уровень защиты программного обеспечения от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «средний» согласно Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Feejoy
Номер версии (идентификационный номер) ПО	хххх.11.хх
Примечание - Где «х» может принимать значение от 0 до 9 и не относится к метрологически значимой части ПО.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование параметра	Значение
Диапазон измерений уровня, мм	от 300 до 30000
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня (при дистанции до 10 м), мм	±3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений уровня (при дистанции свыше 10 м), %	±0,03

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование параметров и характеристик (свойств)	Значение
Температура окружающей среды, °С	от -60 (-50 для взрывозащищённых версий) до +80
Давление измеряемой среды, МПа	от -0,1 до +40,0
Рабочая температура, °С	от -60 до +400
Напряжение питания постоянного тока, В	пл+30% 24-25/
Маркировка взрывозащиты	0Ex ia IIC T6...T1 Ga X Ex ia IIIC T80°C...T450°C Da X
Материал корпуса	пластмасса; алюминий; нержавеющая сталь
Габаритные размеры преобразователя сигналов, мм, не более	130 x 130 X 160
Масса преобразователя сигналов, кг, не более	5,0
Средний срок службы, лет, не менее	14
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	100000

Знак утверждения типа наносится

на маркировочную табличку, закреплённую на боковой поверхности преобразователя сигналов, при помощи наклейки и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Уровнемер рефлекс-радарный	RRF2	1 шт.
Руководство по эксплуатации	У.203000 РЭ	1 экз.
Паспорт	У.203000 ПС	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в п. 1.4 руководства по эксплуатации У.203000 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 г. № 3459 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений уровня жидкости и сыпучих материалов»;

Техническая документация «FEEJOY TECHNOLOGY (SHANGHAI) CO., LTD», Китай.

Правообладатель

«FEEJOY TECHNOLOGY (SHANGHAI) CO., LTD», Китай Адрес: No. 62, Lane 818, XiaNing Rd., Jinshan Industrial Park, Shanghai, China Телефон: +86 2157274400

Web-сайт: www.feejoygroup.com

E-mail: export01@feejoy.com

Изготовитель

«FEEJOY TECHNOLOGY (SHANGHAI) CO., LTD», Китай Адрес: No. 62, Lane 818, XiaNing Rd., Jinshan Industrial Park, Shanghai, China Телефон: +86 2157274400

Web-сайт: www.feejoygroup.com

E-mail: export01@feejoy.com

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Очаково-Матвеевское, ул. Озерная, д. 46

Тел.: +7 (495) 437-55-77, факс: +7 (495) 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «14» февраля 2024 г. № 373

Регистрационный № 91312-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Полуприцеп-цистерна NURSAN 3ANRS2

Назначение средства измерений

Полуприцеп-цистерна NURSAN 3ANRS2 (далее - ШЩ,) предназначена для измерения объема, а также для транспортирования и временного хранения нефтепродуктов.

Описание средства измерений

Принцип действия ПП, основан на заполнении её нефтепродуктом до указателя уровня налива, соответствующего объему нефтепродукта. Слив нефтепродукта производится самотеком или насосом.

ПП, состоит из стальной сварной цистерны, имеющей в поперечном сечении круглую форму, установленной на шасси. ПП, состоит из четырех герметичных секций. Внутри секций имеются перегородки-волнорезы с отверстиями-лазами. ПП, является транспортной мерой полной вместимости.

В верхней части каждой секции ПП, приварена заливная горловина с установленным указателем уровня налива. В каждой секции смонтированы донные клапаны для слива нефтепродуктов самотеком.

Технологическое оборудование предназначено для операций налива-слива нефтепродуктов и включает в себя: заливную горловину с указателем уровня налива, крышку горловины с заливным люком и дыхательным клапаном, клапан донный, кран шаровой, рукава напорно-всасывающие.

Общий вид полуприцепа-цистерны NURSAN 3ANRS2 зав.№ NP9MS2345DK015463 представлен на рисунках 1-4.

Рисунок 2 - Общий вид полуприцепа-цистерны NURSAN 3ANRS2

Рисунок 3 - Общий вид маркировочной таблички ШШ,

Рисунок 4 - Общий вид полуприцепа-цистерны NURSAN 3ANRS2

Схема пломбировки для защиты от несанкционированного изменения положения

уровня налива, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 5:

Указатель уровня

Б (4:1)

Место для нанесения

Верхний борт I цистерны

знака поверки

Рисунок 5 - Схема пломбировки от несанкционированного изменения положения уровня налива, обозначение места нанесения знака поверки

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и пломбу, крепящую указатель уровня налива в виде оттиска поверительного клейма.

Заводской номер наносится на маркировочную табличку ударным способом, обеспечивающий идентификацию СИ, возможность прочтения и сохранность в процессе эксплуатации ППЦ.

Лист № 4 Всего листов 5 Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, дм3	44000
Вместимость 1 секции, дм3	11400
Вместимость 2 секции, дм3	7300
Вместимость 3 секции, дм3	13100
Вместимость 4 секции, дм3	12200
Количество секций, шт.	4
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %	±0,4
Разность между номинальной и действительной вместимостью, %, не более	±1,5
Снаряженная масса, кг, не более	8700
Температура окружающей среды при эксплуатации, °С	от - 40 до + 45

Знак утверждения типа

Наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 2 - Комплектность средства измерений

№ п/п	Наименование	Обозначение
1	Полуприцеп-цистерна	NURSAN 3ANRS2
2	Паспорт	-

Сведения о методиках (методах) измерений

Приведены в Паспорте «Полуприцеп-цистерна NURSAN 3ANRS2», раздел 8.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расхода жидкости, утвержденная приказом Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356.

Правообладатель

NURSAN Gida Otomotiv ve San. Tic. LTD. STI., Турция

Юридический адрес: Конья 42100, Buyuk Kayacik, mahallesi, Konya OSB Buyukkayacik Mahallesi 20. Sokak No: 14 Selcuklu / KONYA

Изготовитель

NURSAN Gida Otomotiv ve San. Tic. LTD. STI., Турция

Адрес: Конья 42100, Buyuk Kayacik, mahallesi, Konya OSB Buyukkayacik Mahallesi 20.

Sokak No: 14 Selcuklu / KONYA

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью фирма «Метролог» (ООО фирма «Метролог»)

Юридический адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 8 Марта, д. 13, оф. 33

Телефон/факс: +7(843) 513-30-75

E-mail: metrolog-kazan@mail.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312275.

---