МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

(Росстандарт)

03 сентября 2024 г.

Москва

О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений

измерений в части конструктивных изменений, на их метрологические характеристики, согласно приложению к приказу.

• 2. Утвердить измененные описания типов средств прилагаемые к настоящему приказу.

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

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

Заместитель руководителя                                   Е.Р. Лазаренко

f                           \

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

Сертификат: 525EEF525B83502D7A69D9FC03064C2A

Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович

Действителен: с 06.03.2024 до 30.05.2025

\______________

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

2О24 г. № ___

Сведения

об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средства измерений

ФГБУ «ВНИИМС», г. Москва

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «03» сентября 2024 г. № 2088

Регистрационный № 84649-22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системы автоматизированные информационно-измерительные учета электроэнергии (АИИС КУЭ) организаций системы на базе программного комплекса «Энергосфера»

Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) организаций системы «Транснефть» на базе программного комплекса «Энергосфера» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначены для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, приема и передачи полученной информации.

АИИС КУЭ представляют собой многофункциональные, многоуровневые автоматизированные системы с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

• 2- й уровень (при наличии) -  информационно-вычислительный  комплекс

электроустановки

(далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер ИВК АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, основной и резервный сервера точного времени и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

• - периодический и/или по запросу сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;

• - периодический и/или по запросу сбор информации о состоянии средств измерений;

• - синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени;

• - хранение информации по заданным критериям;

• - предоставление пользователям информации о параметрах объекта учета в виде мнемосхем, таблиц, графиков, журналов событий и отчетов;

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

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 счетчике вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициента трансформации. 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.

При использовании уровня ИВКЭ цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на вход УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

При отсутствии ИВКЭ цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер, где осуществляется хранение информации.

На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется вычисление количества электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения (далее -ТТ, ТН), автоматическое формирование архивов с информацией о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии, хранение информации и ее передача. Отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных счетчиков и уровнем доступа АРМ базе данных и серверу ИВК.

Системы осуществляют обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов сторонних организаций по каналам связи Internet.

Данные по группам точек поставки передаются с уровня ИВК в виде xml-файлов

соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеют систему обеспечения единого времени предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ, ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC(SU). Для его трансляции используется глобальная навигационная спутниковая система ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени, входящими в состав ИВК. Информация о точном времени распространяется в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). Возможно использование одного резервного сервера синхронизации времени ИВК при выходе из строя основного сервера синхронизации времени.

В качестве дополнительного источника синхронизации времени ИВК АИИС КУЭ могут использоваться сигналы точного времени от Государственного первичного эталона времени и частоты с использованием группы тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющих получать шкалу точного времени по протоколу NTP. В этом случае коррекция системного времени ИВК АИИС КУЭ производится не реже одного раза в сутки при расхождении показаний часов основного и резервного источника синхронизации времени ИВК на величину более чем ±1 с.

Для АИИС КУЭ, состоящих из трех уровней, функцию источника точного времени для ИВКЭ выполняет ИВК. Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера ИВК осуществляется периодически (не реже 1 раза в 1 сутки). При расхождении шкалы времени

УСПД от шкалы времени сервера ИВК на ±1 с (или ±2 с) и более (настраиваемый параметр), производится синхронизация шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера ИВК.Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД на ±1 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД, но не чаще одного раза в сутки.

Для АИИС КУЭ, состоящих из двух уровней, функцию источника точного времени для ИИК выполняет ИВК. Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера ИВК осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера ИВК на ±1 с (или ±2 с) и более (настраиваемый параметр), производится синхронизация шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера ИВК.

Коррекция внутренних часов УСПД также может осуществляться по сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-моgуля, встроенного в УСПД (при технической возможности), от отдельного устройства синхронизации времени, от ИВК АИИС КУЭ или по протоколу NTP от СОЕВ.

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

Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.

Нанесение заводского серийного номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской серийный номер указывается типографским способом в формуляре АИИС КУЭ.

Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.

ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

Таблица 1 -

ПО

значимые

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики компонентов АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2-4.

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

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной и реактивной электрической энергии определяется классами точности входящих в состав уровня ИИК средств измерений, так как на уровнях ИВКЭ (при наличии) и ИВК выполняется только математическая обработка измеренных значений.

Возможный состав ИК и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2 - Компоненты АИИС КУЭ

ИК

Примечание:

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

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

• 3. Погрешность в рабочих условиях указана cosф = 0,8 инд 1=0,2-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °C.

• 4. В случае использования счетчика активной энергии границы основной погрешности измерения реактивной энергии ИК не применяются.

Таблица 4 - Основные технические

ИК

Надежность системных решений:

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера;

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

• - пароли электросчетчика;

• - УСПД;

  • - пароли сервера.

  Возможность коррекции времени в:

  • - электросчетчиках (функция автоматизирована);

  • - УСПД (функция автоматизирована);

  • - ИВК (функция автоматизирована).

  Возможность сбора информации:

  • - о результатах измерений (функция автоматизирована);

  • - о состоянии средств измерений.

  Цикличность:

  • -  измерений приращений электрической энергии (функция автоматизирована);

  • -  сбора результатов измерений

  (функция автоматизирована).

  на интервалах

  30

  минут

  не реже

  одного раза

  сутки

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием систем автоматизированных информационно-измерительных коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) организаций системы «Транснефть» на базе программного комплекса «Энергосфера», аттестованном ООО «Транснефтьэнерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311308 от 29.10.2015.

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

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

ТУ-40-23-ЛНА «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) организаций системы «Транснефть» на базе программного комплекса «Энергосфера». Технические условия».

Общество с ограниченной

(ООО «Транснефтьэнерго»)

ИНН 7703552167

Юридический адрес: 123112, г. Москва, наб. Пресненская, д. 4, стр. 2, помещ. 07.17.1

Общество с ограниченной

(ООО «Транснефтьэнерго»)

ИНН 7703552167

Адрес: 123112, г. Москва, наб. Пресненская, д. 4, стр. 2, помещ. 07.17.1 Телефон: +7(499) 799-86-88

E-mail: info@tne.transneft.ru

Общество с ограниченной

(ООО «Транснефтьэнерго»)

ИНН 7703552167

Адрес: 123112, г. Москва, наб. Пресненская, д. 4, стр. 2, помещ. 07.17.1 Телефон: +7(499) 799-86-88

Факс: +7(499) 799-86-91

E-mail: info@tne.transneft.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311308.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «03» сентября 2024 г. № 2088

Регистрационный № 41389-09

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системы измерения и мониторинга температуры и относительной влажности воздуха «С2000-ВТ»

Системы измерения и мониторинга температуры и относительной влажности воздуха «С2000-ВТ» (далее - системы) предназначены для непрерывных измерений параметров микроклимата (температуры окружающей среды, относительной влажности воздуха и концентрации оксида углерода (СО)) внутри помещений, а также для отображения, передачи и хранения измеренных параметров.

Принцип действия систем основан на измерении и преобразовании в цифровой код сигналов, поступающих от датчиков температуры, влажности, оксида углерода термогигрометров, термогигрометров-газосигнализаторов, а также передачи измеренной информации посредством цифровых сетей, в том числе беспроводных, для дальнейшего хранения, визуализации измеренных значений и создания отчетов на основе измеренной информации.

Принцип измерений температуры датчиками температуры основан на зависимости электрического сопротивления первичного чувствительного элемента (ЧЭ) от измеряемой температуры.

Принцип измерения относительной влажности датчиками влажности основан на изменении электрической емкости датчиков в зависимости от количества сорбированной влаги на полярном полимерном сорбенте, используемом в качестве влагочувствительного слоя.

Принцип измерения оксида углерода основан на явлении протекания химической реакции в электрохимической ячейке, представляющей собой емкость с раствором электролита с рабочим (анод) и измерительным (катод) электродами. Анализируемый газ (оксид углерода) вступает в химическую реакцию с электролитом, заполняющим ячейку. В результате в электролите возникают заряженные ионы, между электродами начинает протекать электрический ток, пропорциональный концентрации анализируемого компонента в окружающей атмосфере.

Система состоит из аппаратных и программных средств и относится к проектно-компонуемым изделиям.

Конструктивно система состоит из следующих основных компонентов:

• - измерители влажности и температуры (далее - термогигрометры) «С2000-ВТ»,

«С2000-ВТ»    исп.01,    «С2000-ВТИ»,    «С2000-ВТИ» исп.01,    «С2000Р-ВТИ»,

«С2000Р-ВТИ» исп.01;

• - термогигрометры-газосигнализаторы «ВТИ исп.02»;

• - комплект измерения температуры и влажности «КВТ» («КВТ-10», «КВТ-20», «КВТ-40», «КВТ-60»);

- контроллеры двухпроводной линии связи «С2000-КДЛ», «С2000-КДЛ-2И», «С2000-КДЛ-MODBUS»;

• - модуль ввода-вывода «М2000-4ДА»;

• -  каналообразующее оборудование, обеспечивающее обмен данными между

компонентами системы:   преобразователь/повторитель интерфейсов   «С2000-ПИ»,

«C2000-Ethernet», технологический контроллер «М3000-Т Инсат», пульт управления «С2000» («С2000М»).

• - дополнительные устройства, обеспечивающие усиление сигнала при передаче цифровой информации в сети «С2000-Ethemet», адаптеры цифровых сигналов, а также блоки питания;

• - адресные радиорасширители «С2000Р-АРР32», «С2000Р-АРР125»;

• - персональный компьютер (далее - ПК) типа IBM PC с одним из следующих пакетов программного обеспечения (далее - ПО): АРМ «Орион Про», АРМ «Ресурс».

Система осуществляет непрерывное измерение и контроль температуры, относительной влажности воздуха, концентрации оксида углерода в контролируемых помещениях, ведет мониторинг измеряемых параметров, отображает результаты измерений (в том числе в виде графиков, генерирует отчеты об изменении выбранных параметров во времени в различных форматах представления данных (HTML, XML, электронная таблица, текстовый файл, и т.п.), ведет журнал событий системы.

Показания измеренных значений температуры, влажности и концентрации оксида углерода отражаются на экране ПК с одним из пакетов ПО.

Адресные термогигрометры «С2000-ВТ» и «С2000-ВТ» исп.01» имеют в своем составе датчики температуры и относительной влажности и предназначены для измерений температуры и относительной влажности воздуха в месте установки и передачи измеренных значений контроллерам «С2000-КДЛ» и «С2000-КДЛ-2И» с последующим отображением на дисплее пульта «С2000М», либо отображением и мониторингом с помощью компьютера в АРМ «Орион Про», АРМ «С2000», АРМ «Ресурс».

Адресные термогигрометры «С2000-ВТИ» и «С2000-ВТИ» исп.01 имеют в своем составе датчики температуры и относительной влажности (термогигрометры «С2000-ВТИ исп.01» дополнительно оснащены датчиком оксида углерода) и предназначены для измерений температуры, относительной влажности и индикации показаний оксида углерода (угарного газа) воздуха в месте установки. Адресные термогигрометры обеспечивают отображение измеренных значений на встроенном жидкокристаллическом дисплее (далее -ЖКИ) и передачу их контроллерам «С2000-КДЛ-Modbus» и «С2000-КДЛ-2И» с последующим отображением на пульте «С2000М», либо на персональном компьютере в АРМ «Орион Про», АРМ «Ресурс».

Радиоканальные термогигрометры «С2000Р-ВТИ» и «С2000Р-ВТИ» исп.01 имеют в своем составе датчики температуры и относительной влажности (термогигрометры «С2000Р-ВТИ исп.01» дополнительно оснащены датчиком оксида углерода) и предназначены для измерений температуры, относительной влажности и индикации показаний оксида углерода (угарного газа) воздуха в месте установки. Термогигрометры обеспечивают вывод измеренных значений на встроенный ЖКИ и передачу их по радиоканалу на расширители «С2000Р-АРР32», «С2000Р-АРР125» с последующей передачей контроллерам «С2000-КДЛ», «С2000-КДЛ-2И», «С2000-КДЛ-Modbus».

Термогигрометры-газосигнализаторы «ВТИ исп.02» имеют в своем составе датчики температуры, относительной влажности, оксида углерода и предназначены для измерений температуры, относительной влажности воздуха и концентрации угарного газа в месте установки, выдачи сигнализации о превышении порогов контролируемых параметров и формирования управляющего воздействия на включения (отключения) исполнительных устройств посредством контактов электромагнитных реле. Термогигрометры-газосигнализаторы обеспечивают вывод измеренных значений на встроенный ЖКИ и передачу

в объектовое и передавать

Модуль ввода-вывода «М2000-4ДА» с протоколом Modbus (далее - модуль) предназначен для работы в составе систем автоматизации различных инженерных систем зданий. Модуль поддерживает обмен данными в сети RS-485 по протоколу Modbus как ведомое устройство и позволяет управлять имеющимися в его составе 2-мя реле и 2-мя транзисторными выходами, считывать состояния 4-х дискретных входов типа «сухой контакт» и значения 4-х аналоговых сигналов 0-10В.

Модуль ввода-вывода необходим для измерения и преобразования аналоговых сигналов в цифровой код и передачи результатов по сети RS-485,

• - сбора данных со встроенных дискретных входов и их передачи по сети RS-485,

• - управления встроенными дискретными выходами, используемыми для подключения исполнительного механизма с дискретным управлением, по сконфигурированным алгоритмам широтно-импульсной модуляции и логики в соответствии с сигналами и данными, полученными с дискретных входов и/или по сети RS-485.

Адресные радиорасширители «С2000Р-АРР32», «С2000Р-АРР125 осуществляю прием по радиоканалу измерительной информации.

Обмен информацией между АРМ «Орион Про», АРМ «Ресурс» и «С2000-КДЛ», «С2000-КДЛ-2И», «С2000-КДЛ-MODBUS», «М2000-4ДА» осуществляется по линии интерфейса RS-485, подключенной через преобразователь «С2000-ПИ», «C2000-Ethernet», «М3000-Т Инсат» или через пульт управления «С2000» («С2000М»). При совместном использовании термогигрометров программами АРМ «Ресурс» и АРМ «Орион Про», подключение АРМ «Ресурс» к термогигрометрам осуществляется: для АРМ «Орион Про» и АРМ «Орион» по протоколу Xml-Rpc.

Схема функционирования (архитектура) системы имеет иерархический характер.

Структурная схема системы представлена на рисунке 1. Общий вид компонентов системы с указанием места нанесения заводского номера и места пломбировки представлен на рисунках 2-7.

С2000-ВТИ/С2000-ВТИ исп.01

С2000-ВТИ/С2000-ВТИ исп.01

С2000Р-ВТИ

С2000Р-ВТИ

ВТИ исп .02

ВТИ исп .02

С2000Р-ВТИ исп .01

С2000Р-ВТИ исп .01

С2000-ВТ/С2000-ВТ исп.01

С2000-ВТ/С2000-ВТ исп.01

Измерители влажности и температуры «С2000-ВТИ»,

«С2000-ВТИ» исп.01, «С2000Р-ВТИ», «С2000Р-ВТИ» исп.01, «ВТИ исп.02»

Рисунок 2 - Общий вид термогигрометров

Вид спереди

Место нанесения заводского номера

Рисунок 3 - Общий вид комплекта измерения температуры и влажности «КВТ»

Рисунок 4 - Общий вид компонентов системы

Заводские номера компонентов системы в виде цифрового обозначения наносятся на наклейки, прикрепляемые на тыльную (нижнюю) сторону корпусов приборов. Конструкция системы не позволяет нанести на них знак поверки. Пломбирование компонентов системы не предусмотрено. Заводской номер системы наносится в формуляр системы типографским способом.

Программное обеспечение (ПО) системы состоит из встроенного и внешнего ПО. Метрологически значимым является только встроенное ПО.

Встроенное ПО устанавливается в компоненты системы на предприятии-изготовителе во время производственного цикла и не может быть изменено в процессе эксплуатации системы. Встроенное ПО осуществляет функции сбора, преобразования и обработки измерительной информации от первичных датчиков.

В соответствии с п. 4.3 рекомендации по метрологии Р 50.2.077-2014 конструкция компонентов системы исключает возможность несанкционированного влияния на встроенное ПО и измерительную информацию. ПО недоступно пользователю и не подлежит изменению на протяжении всего времени функционирования изделия.

В соответствии с п. 4.5 рекомендации по метрологии Р 50.2.077-2014 уровень защиты встроенного ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий».

Идентификационные данные встроенного ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

данные

Внешнее ПО АРМ «Орион Про», АРМ «Ресурс» предназначено для программирования работы системы, сбора, архивации, обработки и визуализации измеренных данных, а также передачи результатов измерений через интерфейс RS485, Ethernet.

Для защиты накопленной и текущей информации, конфигурационных параметров системы от несанкционированного доступа предусмотрен программный контроль доступа по паролю с регистрацией в журнале событий.

Метрологические и основные технические характеристики компонентов системы приведены в таблицах 2 - 10.

Таблица 2 - Основные метрологические и технические характеристики систем в зависимости от исполнения термогигрометров С2000-ВТ

от 7 до 11

Напряжение питания двухпроводной линии связи

(ДПЛС), В

Таблица 4 - Основные метрологические и технические характеристики систем в зависимости от исполнения термогигрометров С2000Р-ВТИ

Основные метрологические и технические характеристики систем с ми-газосигнализаторами ВТИ исп.02

Таблица 6 - Основные технические характеристики технологического контроллера «М3000-Т Инсат»

ввода-вывода «М2000-4ДА»

Таблица 8 - Основные технические характеристики контроллеров двухпроводной линии связи «С2000-КДЛ»,«С2000-КДЛ-2И»,«С2000-КДЛ-МоаЬ觻

Таблица 9 - Основные метрологические и технические характеристики комплекта измерения температуры и влажности «КВТ»

Таблица 10 - Основные технические характеристики системы

наносится на титульный лист формуляра по эксплуатации системы типографским способом.

Таблица 11 - Комплектность средства измерений

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 1 «Описание и работа системы» руководства по эксплуатации.

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 21 ноября 2023 г. № 2415 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений влажности газов и температуры конденсации углеводородов»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 декабря 2022 г. № 3253 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;

АЦДР.424145.002 ТУ «Система измерения и мониторинга температуры и относительной влажности воздуха «С2000-ВТ». Технические условия».

Закрытое акционерное общество научно-внедренческое предприятие «БОЛИД» (ЗАО НВП «БОЛИД»)

ИНН 5018000402

Юридический адрес: 141070, Московская обл., г. Королев, ул. Пионерская, д. 4, к. 11, помещ. 205

Место осуществления деятельности: 141070, Московская обл., г. Королев, ул. Пионерская, д. 4

Телефон: + 7 (495) 777-4020

E-mail: info@bolid.ru

Web-сайт: bolid.ru

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Очаково-Матвеевское, ул. Озерная, д. 46

Телефон/факс: +7 (495) 437-55-77 / (495) 437-56-66

E-mail: office@vniims.ru

Web-сайт: www.vniims.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «03» сентября 2024 г. № 2088

Регистрационный № 72772-18

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системы безопасности программируемые электронные HiaGuard

Системы безопасности программируемые электронные HiaGuard (далее - системы) являются программно-техническими комплексами, включающими часть измерительной системы (ИС) и часть аналоговых управляющих каналов, которые предназначены для получения информации о состоянии объектов путем измерительных преобразований входных аналоговых сигналов силы постоянного тока и частоты следования импульсов, характеризующих это состояние; воспроизведения силы постоянного тока для управления исполнительными механизмами объектов, машинной обработки полученной информации, преобразования полученной информации в выходные сигналы системы в разных целях.

Принцип действия систем заключается в последовательном преобразовании принимаемых от измерительных преобразователей (ИП) входных аналоговых сигналов в цифровой код, а также преобразовании цифрового кода управляющего сигнала в выходные сигналы силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА.

Все измерительные каналы системы используют архитектуру тройного резервирования (TMR), связь с контроллерами осуществляется по соответствующим независимым шинам входа/выхода.

В состав части ИС входят:

- 16-ти канальные клеммные (терминальные) модули аналогового ввода SGM3410, обеспечивающие подключение проводников измерительных каналов ИС, защиту по току, преобразование сигнала силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА в сигнал постоянного напряжения;

- 16-ти канальные модули аналогового ввода SGM410, принимающие от модуля SGM3410 измерительный сигнал постоянного напряжения, выполняют фильтрацию и нормализацию сигнала, аналого-цифровое преобразование и обработку цифрового кода измерительного сигнала;

- 16-ти канальные клеммные (терминальные) модули аналогового ввода SGM3410H, обеспечивающие подключение проводников измерительных каналов ИС, защиту по току, преобразование сигнала силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА в сигнал постоянного напряжения;

- 16-ти канальные модули аналогового ввода SGM410H - модификация модулей SGM410 с HART-протоколом, принимающие от модуля SGM3410H измерительный сигнал постоянного напряжения, выполняют фильтрацию и нормализацию сигнала, аналого-цифровое преобразование и обработку цифрового кода измерительного сигнала;

- 32-х канальные клеммные (терминальные) модули аналогового ввода SGM3412H, обеспечивающие подключение проводников измерительных каналов ИС, защиту по току, преобразование сигнала силы постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА в сигнал постоянного напряжения;

• - 32-х канальные модули аналогового ввода SGM412H с HART-протоколом, принимающие от модуля SGM3412H измерительный сигнал постоянного напряжения, выполняют фильтрацию и нормализацию сигнала, аналого-цифровое преобразование и обработку цифрового кода измерительного сигнала;

• - 12-ти канальные клеммные (терминальные) модули ввода сигналов частоты следования импульсов SGM3633, обеспечивающие подключение проводников измерительных каналов ИС, защиту электрических цепей и передачу сигналов частоты следования импульсов в модули SGM633;

• - 12-ти канальные модули входных сигналов частоты следования импульсов и защиты от превышения скорости SGM633, принимающие от модуля SGM3633 измерительный сигнал частоты следования импульсов, выполняют преобразование и обработку цифрового кода измерительного сигнала. Измерительные каналы (ИК) с 7 по 12 разделяются на две независимые подгруппы 7A/B/C (ИК с 7 по 9) и 8A/B/C (ИК с 10 по 12). Внутри каждой подгруппы из трех изолированных, параллельных ИК по результатам измерений осуществляется мажоритарная выборка «два-из-трех».

• - контроллер SGM20X, выполняющий обработку, полученной от модулей SGM410, SGM410H, SGM412H и SGM633 в виде цифрового кода информации, в соответствии с заложенными алгоритмами и передачи ее через модуль связи для отображения измеряемой величины на экране человеко-машинного интерфейса (например, инженерная или операторская станция на базе персонального компьютера) и других целей.

В состав каналов воспроизведения входят:

• - контроллер SGM20Х, формирующий, на основании получаемых через модуль связи управляющих сигналов (от человеко-машинного интерфейса или системы верхнего уровня), сигнал воспроизведения в виде цифрового кода;

• - 8-ми канальные модули аналогового вывода SGM520, получающие от контроллера цифровой код выходного сигнала воспроизведения, выполняющие цифро-аналоговое (напряжение) преобразование и преобразование выходного сигнала напряжения в силу постоянного тока в диапазоне от 4 до 20 мА;

• - 8-ми канальные клеммные (терминальные) модули аналогового вывода SGM3520, принимающие через 78 жильный кабель от модуля SGM520 и передающие управляющие сигналы в виде силы постоянно тока диапазоне от 4 до 20 мА исполнительным механизмам объекта управления.

Допускают наличие буквенных или цифровых значений в обозначении типа модулей, указанных после приведенных наименований и отвечающих за метрологически незначимую часть модулей.

Модуль контроллера, модуль связи и многоканальные модули аналогового ввода/вывода устанавливаются в несущем каркасе и соединяются друг с другом по шине.

Клеммные (терминальные) модули ввода/вывода монтируются на DIN-рейки и соединяются с соответствующими модулями ввода/вывода с помощью 78 жильного кабеля.

Все составные части систем монтируются, как правило, в одном шкафу.

На рисунках 1 и 2 показаны, соответственно, виды с передней и задней стороны электротехнического шкафа.

Заводской номер в виде цифрового обозначения в виде наклейки наносится на корпус электротехнического шкафа системы, пример типовой наклейки и место нанесения представлены на рисунке 1.

Знак поверки на системы не наносится.

Системы используются в системах противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ), аварийного отключения (ESD), пожарно-газовых системах (FGS), системах управления горелками (BMS) для взрывопожароопасных объектов различных отраслей промышленности, где требуется уровень обеспечения безопасности класса SIL3.

Системы комплектуются для конкретного объекта и могут отличаться по составу. Вариант комплектования определяется заказчиком и указывается в заказе-заявке на поставку.

Пломбирование систем не предусмотрено.

Несущий каркас с контроллером и модулями

Заводская этикетка с заводским номером

^{системы}

Блоки питания

Клеммные (терминальные) модули ввода/вывода

Рисунок 2 - Задняя сторона электротехнического шкафа

Программное обеспечение

Программное обеспечение   (ПО)

ПО Safe-AutoThink, устанавливаемое на персональный компьютер (инженерную станцию).

Встроенное ПО, влияющее на метрологические характеристики, устанавливается память модулей ввода/вывода во время производственного цикла на заводе-изготовителе и процессе эксплуатации изменению не подлежит. Особенности установки и конструкция систем (модули и терминальные базы устанавливается в запирающемся шкафу) защищают ПО от несанкционированного доступа в процессе эксплуатации, что соответствует уровню защиты «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

ПО Safe-AutoThink, не влияющее на метрологические характеристики, идентификационные данные которого описаны в таблице 1, предназначено для конфигурирования работы систем и просмотра данных с помощью ПК. Доступ к нему осуществляется по логину и паролю.

Идентификационные данные ПО Safe-AutoThink представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО Safe-AutoThink

Метрологические и технические характеристики систем приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Метрологические характеристики систем

Примечания

В таблице приняты следующие обозначения:

• - Y - пределы допускаемых основных приведенных к диапазону измерений погрешностей;

• - Л - пределы допускаемых абсолютных погрешностей;

1 - нормирующим значением при расчете пределов допускаемых погрешностей является 22 мА. При отклонении температуры окружающего воздуха от +25 °С предусмотрена дополнительная температурная погрешность у_доп = ±0,01%/1°С

Таблица 3 - Технические характеристики систем

Таблица 4 - Показатели надежности

наносят на титульный лист руководства по эксплуатации «HiaGuard. Руководство по эксплуатации» типографским способом.

Таблица 5 - Комплектность систем

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 7 «Аппаратные средства I/O» руководства по эксплуатации.

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

Приказ Росстандарта от 1 октября 2018 г. № 2091 «Государственная поверочная схема до 100 А»;

поверочная

Компания HollySys Group (HollySys), Китай

Адрес: No. 2 Disheng Middle Road Beijing Economic-Technological Development Area Beijing, 100176 P.R. China

Web-сайт: www.hollysys.com.sg

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Очаково-Матвеевское, ул. Озерная, д. 46

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Факс: +7 (495) 437-56-66

Web-сайт: http://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 «03» сентября 2024 г. № 2088

Регистрационный № 52455-13

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Теплосчётчики ТЭСМА-106 модификации ТЭСМА -106-01, ТЭСМА -106-02

Теплосчетчики ТЭСМА-106 модификации ТЭСМА-106-01, ТЭСМА -106-02 (далее - теплосчетчик) предназначены для измерения и регистрации текущих значений объемного расхода, текущих температур теплоносителя и избыточного давления в трубопроводах, вычисления и регистрации суммарных с нарастающим итогом значений объема и массы теплоносителя и потребленного (отпущенного) количества теплоты в системах теплопотребления коммерческого и технологического учета.

Теплосчетчик является многоканальным, ориентированным на обслуживание систем и групп систем теплоснабжения.

Принцип работы расходомерного канала теплосчетчика основан на зависимости ЭДС, возникающей в электропроводящей жидкости, движущейся в магнитном поле, от средней скорости жидкости и, тем самым, от объемного расхода.

Измерительные каналы температур и давлений теплосчетчика преобразуют в цифровую форму выходные сигналы преобразователей температур и давлений, установленных в трубопроводах.

Конфигурирование измерительных каналов тепловой энергии (схем учета) из набора первичных датчиков расхода, температуры, давления и каналов вычислителя осуществляется программно. Число каналов измерения тепловой энергии определяется их типом и ограничено числом измерительных каналов расхода (8 каналов) и температуры (7 каналов). В общем случае в теплосчетчике может быть реализовано от 1 до 6 измерительных каналов тепловой энергии.

Вычислитель теплосчетчика производит обработку (алгебраическое суммирование, архивирование, ведение журнала событий) результатов измерений для сконфигурированных систем теплоснабжения.

В каждой системе теплоснабжения теплосчетчик осуществляет:

• измерение и индикацию:

• - текущего значения объемного расхода [м³/ч] теплоносителя в трубопроводах, на которые установлены преобразователи расхода (от 1 до 8, в зависимости от конфигурации теплосчетчика);

• - текущих температур теплоносителя [°С] в трубопроводах, на которых установлены преобразователи температуры (от 2 до 7, в зависимости от конфигурации теплосчетчика);

• - текущей разности температур теплоносителя [°С] в подающем и обратном (трубопроводе холодного водоснабжения) трубопроводах;

• - текущей температуры [°С] наружного воздуха;

  • - текущего избыточного давления [МПа] в трубопроводах, на которые установлены преобразователи давления (до 6 каналов, в зависимости от конфигурации теплосчетчика);

  • - текущего времени (с указанием часов, минут, секунд) и даты (с указанием числа, месяца, года);

  • • вычисление и индикацию:

  • - текущего значения массового расхода теплоносителя [т/ч] в трубопроводах, на которые установлены преобразователи расхода;

  • - разности температур теплоносителя [°C] в подающем и обратном (трубопроводе холодного водоснабжения) трубопроводах;

  • • накопление, хранение и индикацию:

  • - суммарного с нарастающим итогом значения потребленного (отпущенного) количества теплоты [Гкал], [МВт*ч] и [ГДж];

  • - суммарных с нарастающим итогом значений объема [м³] и массы [т] теплоносителя, протекающего по трубопроводам, на которых установлены расходомеры и ППР;

  • - времени работы при поданном напряжении питания [ч, мин];

  • - времени работы без остановки счета с нарастающим итогом (наработки) [ч, мин];

  • - времени работы в зоне ошибок [ч, мин];

  • - архива данных;

  • • сохранение в энергонезависимой памяти:

  • - потребленного (отпущенного) количества теплоты (тепловой энергии) [Гкал] за каждый час, сутки, месяц;

  • - массы [т] и объема [м³] теплоносителя, протекшего за каждый час по трубопроводам, на которых установлены преобразователи расхода;

  среднесуточных

  разности температур At [°C] в подающем и

  среднесуточной

  среднесуточных

  измеряемых (или программируемых) значений

• - среднечасовых трубопроводах;

  значений температур t [°С] теплоносителя в

• - среднечасовой обратном трубопроводах;

• - среднечасовых давления в трубопроводах P [МПа];

• - времени наработки [ч, мин] за каждый час, сутки;

• - информации об возникающих ошибках в своей работе и работе сети теплоснабжения за каждый час, сутки;

• - времени работы в ошибках [ч, мин] за каждый час, сутки;

• преобразование:

• - значения потребленного (отпущенного) количества теплоты в системах теплопотребления в выходные импульсные сигналы (до трех выходов);

• - одного из измеряемых параметров (расхода или температуры) в выходной токовый сигнал в диапазоне (4-20) мА.

Теплосчетчик имеет две модификации: ТЭСМА-106-01 с расходомерами с частотноимпульсным выходным сигналом (до 6 шт.) и ТЭСМА-106-02 с расходомерами с частотноимпульсным выходным сигналом (до 6 шт.) и с первичными (индукционными) преобразователями расхода ППР (до 2 шт.).

В состав теплосчетчика входят (Рис. 1):

• - измерительно-вычислительный блок (ИВБ) - 1 шт;

• - первичные преобразователи расхода ППР - до 2 шт (только для ТЭСМА-106-02);

• - расходомеры с частотно-импульсным выходным сигналом - до 6 шт;

• - термопреобразователи сопротивления (ТС) - до 7 шт.

• - по дополнительному заказу измерительные преобразователи давления (ДИД) -до 6 шт.

Типы ТС, ДИД и расходомеров, применяемых в составе теплосчетчика ТЭСМА-106, указаны в таблицах 1, 2, 3.

Таблица 1 - Типы термопреобразователей сопротивления и комплектов термопреобразователей сопротивления, применяемых в составе теплосчетчика ТЭСМА-106

Таблица 2 - Типы измерительных преобразователей расхода, применяемых в составе теплосчетчика ТЭСМА-106

Таблица 3 - Типы измерительных преобразователей давления, применяемых в составе теплосчетчика ТЭСМА-106

В теплосчетчике реализованы стандартные интерфейсы RS 232 и гальванически развязанный RS 485, через которые считываются текущие и статистические данные параметров систем теплоснабжения, а также данные о конфигурации теплосчетчика.

б) ППР

Рисунок 1

Пломба nptawxemw мготамтот

группа аоажгоа paipeuMo nporpaMiMpoeaHM) iiwpocxrponnepa_________

*аащии|вно энраном)

раэреиения ПРОГ&ОнннРОбОний никосжантооллера аацицено зкронон)

П-ос^х предприятия-изготовителя

Окно в экооне с досталом к граппе контактов рожи^ния записи д{№Ь1х Сзочицеио ссмоРазРАзетцеи! нсхлейчой)

Омо а крана с axrynoM I группе иупактое разрешений aanaoi даимп laauauieHO саморазрушакшеио натемвй)

Пломба лрааприпия изгогоеиталй

Рисунок 4 - Места нанесения заводского номера и знака утверждения тип

Программное обеспечение (ПО), необходимое для реализации заявленных функций, записывается в память микроконтроллера на заводе-изготовителе.

Основными задачами программного обеспечения являются:

• - организация опроса датчиков аналоговых величин (ППР, ТС, ДИД), первичная обработка сигналов;

• - вычисление частоты, интервалов времени и количества импульсов, поступающих на частотные и импульсные входы;

• - преобразование сигналов в значения физических величин в соответствии с номинальными статическими характеристиками, настроечными параметрами и данными калибровки;

• - вычисление массы, объема и энергии за интервал времени и формирование архива;

• - формирование выходных аналоговых (I,F,N) и цифровых (RS 232) сигналов;

  • - реализация пользовательского интерфейса в режимах «Конфигурация», «Поверка», «Калибровка». (Доступ к «Конфигурация», «Поверка», «Калибровка» ограничен);

  • - анализ измеренных значений, регистрация и индикация ошибок ситуаций;

  • - архивирование результатов измерений в энергонезависимой памяти. Погрешность вычисления потребленного количества теплоты,

  «Рабочий», режимам

«Настройки»,

«Настройки»,

обусловленная точностью выполнения математических операций микроконтроллером (с учетом погрешности аппроксимации зависимости энтальпии от температуры и давления) не превышает ±0,15 %.

Погрешность преобразования объемного расхода (объема) в массовый расход (массу), обусловленная точностью выполнения математических операций микроконтроллером (с учетом погрешности аппроксимации зависимости плотности от температуры и давления) не превышает ±0,05 %.

Идентификация внутреннего ПО теплосчетчика при поверке осуществляется с помощью интерфейса пользователя - в режиме «Расширенный рабочий» на ЖКИ теплосчетчика индицируется номер версии программного обеспечения (идентификационный номер).

Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) теплосчетчика ТЭСМА-106 приведены в таблице 4.

Таблица 4

В теплосчетчиках ТЭСМА-106 предусмотрена защита программного обеспечения от несанкционированного вмешательства. Схемы пломбировки указаны на рис.2 и рис. 3.

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

Таблица 5 -

Продолжение таблицы 5

Таблица 6 - Технические

Продолжение таблицы 6

Таблица 7 - Диапазоны

в каналах с ППР

наносится типографским способом на эксплуатационную документацию и на переднюю панель ИВБ методом офсетной печати или лазерной гравировки.

Комплект поставки теплосчетчика ТЭСМА-106 соответствует таблице 8.

Таблица 8

изложены в разделе «Порядок работы» «Теплосчетчики ТЭСМА-106-1. Руководство по эксплуатации» РЭ 4218-001-99556332.01», в разделе «Порядок работы» «Теплосчетчики ТЭСМА-106-2. Руководство по эксплуатации» РЭ 4218-001-99556332.02», в разделе «Порядок работы» «Теплосчетчик ТЭСМА-106 Руководство по эксплуатации» РЭ 4218-001-99556332.00».

ТУ 4218-001-99556332-2011 «Теплосчетчики ТЭСМА-106. Технические условия»;

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 расхода жидкости»;

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

Приказ Росстандарта от 20 октября 2022 г. № 2653 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений избыточного давления до 4000 МПа».

Общество с ограниченной ответственностью «Энергосберегающая компания «ТЭМ»

(ООО «Энергосберегающая компания «ТЭМ»)

ИНН 7713610604

Адрес: 127474, г. Москва, Бескудниковский б-р, д. 29, к. 1

Тел./факс (495) 980-12-57

E-mail: 7305712@mail.ru

Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И.Менделеева» (ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева») Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19

Тел. (812) 251-76-01, факс (812) 713-01-14

Е-mail: info@vniim.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30001-10.

в части вносимых изменений

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС») Адрес: 119361, Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Очаково-Матвеевское, ул. Озерная, д. 46

Тел./факс: (495) 437-55-77, 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

№ 30004-13.