---

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « од »         __2О24 г. № ___бб

Сведения

об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средства измерений

№ п/ п	Наименование типа	Обозначение типа	Заводской номер	Регистрационный номер в ФИФ	Правообладатель	Отменяемая методика поверки	Действие методики поверки сохраняется	Устанавливаемая методика поверки	Добавляемый изготовитель	Дата утверждения акта испытаний	Заявитель	Юридическое лицо, проводившее испытания
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1.	Весы электронные	CAU	модиф. CAUX-320 зав. №231024111, модиф. CAUW-220 зав. №231024112	50692-12			ГОСТ OIML R 76-1-2011 (приложение ДА)			13.05. 2024	Московское Представительств о «КАС КОРПОРЭЙШН», г. Москва	ЗАО КИП «МЦЭ», г. Москва
2.	Система измерительная автоматизированная диспетчерского контроля и управления	АСДКУ ВСВ ГХН	002	59155-14		ВСВ.002.2014 МП		ВСВ.002.201 4 МП с Изменением №1		14.10. 2024	Восточная станция водоподготовки Акционерное общество «Мосводоканал» (ВСВ АО «Мосводоканал»), г. Москва	ФГБУ «ВНИИМС», г. Москва

6.	Зонды гидрологические	SeaGuard RCM	№ 2624	80699-20
1.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Северсталь» (ЧерМК)		2	83207-21	Публичное акционерное обгцество «Северсталь» (ПАО «Северсталь»), Вологодская обл., г. Череповец
8.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Чапаевская		022-АУЭ	92811-24	Публичное акционерное обгцество «Федеральная сетевая компания -Россети» (ПАО «Россети»), г. Москва

	МП 2540- 0050-2020	МП 2540- 0050-2024		07.10. 2024	Общество с ограниченной ответственностью «Транзас Навигатор» (ООО «Транзас Навигатор»), г. Санкт-Петербург	ФГУП «ВНИИМ им. Д.и.Менделе ева», г. Санкт-Петербург
	МП-344- RA.RU.310556 -2021			24.09. 2024	Акционерное общество Научно-производственное предприятие «ЭнергопромСерв ИС» (АО НПП «ЭнергопромСерв ИС»), г. Новосибирск	Западно- Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТР И», г. Новосибирск
	РТ-МП-577- 500-2024			11.10. 2024	Акционерное общество «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетик е» (АО «АПБЭ»), г. Москва	ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «05» декабря 2024 г. № 2866

Регистрационный № 69936-17

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Газоанализаторы ЕН7000

Назначение средства измерений

Газоанализаторы ЕН7000 предназначены для непрерывного измерения содержания одного, двух или трёх компонентов: диоксида углерода (СО2), оксида углерода (СО), метана (СН4), ацетилена (С2Н2),   диоксида серы   (SO 2). аммиака (NH3),

гексафторида серы (SF6), оксида азота (NO), диоксида азота (NO2), закиси азота (N2O), суммарного содержания оксидов азота (NOx), метилмеркаптана (CH3SH), кислорода (О2), водорода (Н2). азота (N2), гелия (He). аргона (Ar). хлористого водорода (HCl), н-бутана (С4Н10). этилена (С2Н4). этана (С2Н6). пропана (С3Н8) в газовых смесях.

Описание средства измерений

Принцип действия газоанализаторов ЕН7000 (далее - газоанализаторы) основан на:

• - оптико-абсорбционном методе измерений. заключающемся в избирательном поглощении анализируемым компонентом инфракрасного излучения;

• - термокондуктометрическом методе измерения. заключающемся в использовании зависимости электрического сопротивления проводника с большим температурным коэффициентом сопротивления от теплопроводности окружающей проводник смеси;

• - термомагнитном методе измерения. заключающемся в использовании зависимости парамагнитных свойств анализируемого компонента от температуры;

• - магнитопневматическом методе измерения. использующем парамагнитные свойства кислорода. при которых в магнитном поле на границе двух сред с различной магнитной восприимчивостью возникает перепад давления. пропорциональный разности магнитных восприимчивостей этих сред;

• - термохимическом методе измерения. заключающемся в измерении теплового эффекта химической реакции окисления водорода кислородом;

• - хемилюминесцентном методе измерения. заключающемся в измерении потока оптического излучения. возникающего в результате химической реакции окисления оксида азота. при переходе молекул диоксида азота из возбужденного состояния в основное.

Тип газоанализаторов - стационарный, автоматический.

Способ отбора пробы - принудительный. режим работы - непрерывный.

Наименование исполнений газоанализаторов, обозначение и количество измерительных каналов приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Исполнения

Обозначение	Наименование исполнения	Исполнение корпуса	Количество измерительных каналов, принцип измерений
ЛНПК2.840.266	ЕН7000	19” монтаж в стойку	До трёх измерительных каналов различных принципов измерения в любых сочетаниях
ЛНПК2.840.266-01	ЕН7000-Н	настенный монтаж
ЛНПК2.840.266-02	ЕН7000-В	Взрывозащищенный 1Ex db IIC T5 Gb X
ЛНПК2.840.266-03	ЕН7000-ИК	19” монтаж в стойку	Один оптикоабсорбционный измерительный канал
ЛНПК2.840.266-04	ЕН7000-ИКН	настенный монтаж
ЛНПК2.840.266-05	ЕН7000-ИКВ	Взрывозащищенный 1Ex db IIC T5 Gb X
ЛНПК2.840.266-06	ЕН7000-ТК	19” монтаж в стойку	Один термокондуктометрическ ий измерительный канал
ЛНПК2.840.266-07	ЕН7000-ТКН	настенный монтаж
ЛНПК2.840.266-08	ЕН7000-ТКВ	Взрывозащищенный 1Ex db IIC T5 Gb X
ЛНПК2.840.266-09	ЕН7000-ТМ	19” монтаж в стойку	Один термомагнитный измерительный канал
ЛНПК2.840.266-10	ЕН7000-ТМН	настенный монтаж
ЛНПК2.840.266-11	ЕН7000-ТМВ	Взрывозащищенный 1Ex db IIC T5 Gb X
ЛНПК2.840.266-12	ЕН7000-МП	19” монтаж в стойку	Один магнитнопневматический измерительный канал
ЛНПК2.840.266-13	ЕН7000-МПН	настенный монтаж
ЛНПК2.840.266-14	ЕН7000-МПВ	Взрывозащищенный 1Ex db IIC T5 Gb X
ЛНПК2.840.266-15	ЕН7000-ТХ	19” монтаж в стойку	Один термохимический измерительный канал
ЛНПК2.840.266-16	ЕН7000-ТХВ	Взрывозащищенный 1Ex db IIC T5 Gb X
ЛНПК2.840.266-17	ЕН7000-ХЛ-1	19” монтаж в стойку	Один хемилюминесцентный измерительный канал
ЛНПК2.840.266-18	ЕН7000-ХЛ-2	19” монтаж в стойку
ЛНПК2.840.266-19	ЕН7000-ХЛ-3	19” монтаж в стойку

Газоанализаторы ЕН7000, ЕН7000-Н, ЕН7000-ИК, ЕН7000-ИКН, ЕН7000-ТКН, ЕН7000-ТМ, ЕН7000-ТМН, ЕН7000-МП, ЕН7000-МПН, ЕН7000-ХЛ-1 выполнены в виде моноблока.

Газоанализаторы ЕН7000-ИКВ, ЕН7000-ТКВ, ЕН7000-ТМВ, ЕН7000-МПВ, ЕН7000-ТХВ состоят из двух блоков:

• - преобразователя ПИП (ЕН200В, ЕН400В, ЕН500В, ЕН600В, ЕН800В);

• - блока вторичного преобразователя БВП-3В. Газоанализаторы ЕН7000-В состоят из:

• - двух/трёх преобразователей ПИП (ЕН200В, ЕН400В, ЕН500В, ЕН600В, ЕН800В в любых сочетаниях);

• - блока вторичного преобразователя БВП-3В;

• - блока коммутации БК (блок БК).

Газоанализаторы ЕН7000-ХЛ-2, ЕН7000-ХЛ-3 состоят из двух блоков:

• - блока измерительного (ЕН320-02; ЕН320-03);

• - конвертера (ЕН310, ЕН310-01).

Общий вид исполнений ЕН7000, ЕН7000-ИК, ЕН7000-ТК, ЕН7000-ТМ, ЕН7000-МП приведен на рисунке 2. Общий вид исполнений ЕН7000-ИКН, ЕН7000-ТКН, ЕН7000-ТМН, ЕН7000-МПН приведен на рисунке 3. Общий вид исполнения ЕН7000-Н приведен

ЕН7000-ТКН, ЕН7000-ХЛ-1, во взрывобезопасных зонах производственных помещений.

Газоанализаторы   ЕН7000-В,   ЕН7000-ИКВ,   ЕН7000-ТКВ,

ЕН7000-МПВ, ЕН7000-ТХВ относятся к предназначены для использования:

- во взрывоопасных зонах производственного пространства, где возможно образование взрывоопасных газовых смесей категории ПА, IIB, IIC группы Т1 - Т5;

• - во взрывобезопасных зонах производственных помещений, где не предполагается наличие взрывоопасной среды в объёме, требующем специальных мер защиты.

Для соединения преобразователя ПИП и блока БВП-3В используется кабель связи типа КИПвЭВ (не бронированный), входящий в состав преобразователя ПИП.

Конструктивное исполнение преобразователя ПИП, блока БВП-3В, блока БК - настенное. Преобразователь ПИП, блок БВП-3В, блок БК имеют:

• - вид взрывозащиты - «Взрывонепроницаемая оболочка d»;

• - маркировку взрывозащиты - «1 Ех db IIC Т5 Gb Х».

Доступ в режим корректировки показаний газоанализаторов защищен программным способом. Механические узлы регулировки в газоанализаторах отсутствуют.

Заводской номер газоанализаторов ЕН7000, ЕН7000-Н, ЕН7000-ИК, ЕН7000-ИКН, ЕН7000-ТМ, ЕН7000-ТМН, ЕН7000-МП, ЕН7000-МПН, ЕН7000-ХЛ-2, ЕН7000-ХЛ-3 наносится методом УФ-печати на задней панели газоанализатора, в цифровом формате

газоанализаторов ЕН7000-В, ЕН7000-ИКВ, ЕН7000-ТКВ,

Рисунок 1б - Планка с маркировкой исполнений

ЕН7000-В, ЕН7000-ИКВ, ЕН7000-ТКВ,

ЕН7000-ТМВ, ЕН7000-МПВ, ЕН7000-ТХВ

Программное обеспечение

Программное обеспечение исполнений ЕН7000, ЕН7000-Н, ЕН7000-В, ЕН7000-ИК, ЕН7000-ИКН, ЕН7000-ИКВ, ЕН7000-ТК, ЕН7000-ТКН, ЕН7000-ТКВ, ЕН7000-ТМ, ЕН7000-ТМН, ЕН7000-ТМВ, ЕН7000-МП, ЕН7000-МПН, ЕН7000-МПВ, ЕН7000-ТХВ включает встроенную программу EN7000.bin V1.1.01, предназначенную для:

• - отображения информации о концентрации анализируемых компонентов на дисплее газоанализатора;

• - управления режимами работы газоанализатора;

• - управления внешними устройствами;

• - приема и обработки входных аналоговых сигналов;

• - переключения (вручную и автоматически) диапазонов измерений;

• - выдачи информации о времени прогрева, времени наработки, наличии неисправности;

• - формирования:

• - сигналов о превышении порогов концентрации анализируемых компонентов;

• - сигналов о состоянии газоанализатора;

• - выходных токовых сигналов;

• - выходного цифрового сигнала RS485;

• - дискретных сигналов опторелейных выходов.

Программное обеспечение выводится на экран при включении прибора. Влияние учтено при нормировании метрологических

встроенного программного обеспечения изменений. Уровень защиты программного

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения исполнений ЕН7000, ЕН7000-Н, ЕН7000-В, ЕН7000-ИК, ЕН7000-ИКН, ЕН7000-ИКВ, ЕН7000-ТК, ЕН7000-ТКН, ЕН7000-ТКВ, ЕН7000-ТМ, ЕН7000-ТМН, ЕН7000-ТМВ, ЕН7000-МП, ЕН7000-МПН, ЕН7000-МПВ, ЕН7000-ТХВ

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	EN7000.bin
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже V1.1.01
Цифровой идентификатор ПО	Нет контрольной суммы

Программное обеспечение исполнения ЕН7000-ТХ включает встроенную программу GTX4M-5-14, предназначенную для выдачи информации о времени прогрева, о времени наработки газоанализатора, о наличии неисправности, а также для установки порогов и проверки срабатывания сигнализации.

Программное обеспечение выводится на экран при включении прибора. Влияние программного обеспечения газоанализаторов учтено при нормировании метрологических характеристик.

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

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 3.

Идентификационные данные программного обеспечения исполнений

Таблица 3

ЕН7000-ТХ

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	GTX4M-5-14.HEX
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже V05.14
Цифровой идентификатор ПО	Нет контрольной суммы

Программное обеспечение исполнений ЕН7000-ХЛ-1, ЕН7000-ХЛ-2, ЕН7000-ХЛ-3 включает встроенную программу ЕН3000М.01.01, предназначенную для выдачи информации об измеряемой величине, о времени до окончания режима прогрева, о настройке выходного тока, об установке единицы измерений, о текущем значении температуры реакционной камеры, фотодетектора, деструктора озона и о текущем значении разрежения в реакционной камере.

Программное обеспечение выводится на экран при включении прибора. Влияние программного обеспечения газоанализаторов учтено при нормировании метрологических характеристик.

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

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Идентификационные данные программного обеспечения исполнений

ЕН7000-ХЛ-1, ЕН7000-ХЛ-2, ЕН7000-ХЛ-3

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ЕН3000М.01.01.НЕХ
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже V01.01
Цифровой идентификатор ПО	Нет контрольной суммы

Метрологические и технические характеристики:

Таблица 5 - Определяемые компоненты, диапазоны измерений, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов с оптико-абсорбционным измерительным каналом

Анализируемый газ	Диапазон измерений объемной доли		Пределы допускаемой основной приведенной1) погрешности газоанализатора, %
	%	млн 1
Оксид углерода (СО)	-	от 0 до 10	±12,0
	-	от 0 до 10	±18,02)
	-	от 0 до 25	±10,0
	-	от 0 до 50	±7,0
	-	от 0 до 100	±5,0
	-	от 0 до 200	±4,0
	-	от 0 до 500	±4,0
	-	от 0 до 1000	±4,0
	от 0 до 0,2	-	±4,0
	от 0 до 0,5	-	±4,0
	от 0 до 1,0	-	±2,0
	от 0 до 2,0	-	±2,0
	от 0 до 3,0	-	±2,0
	от 0 до 5,0	-	±2,0
	от 0 до 10,0	-	±2,0
	от 0 до 20,0	-	±2,0
	от 0 до 30,0	-	±2,0
	от 0 до 40,0	-	±2,0
	от 0 до 50,0	-	±2,0
	от 0 до 70,0	-	±2,0
	от 0 до 100,0	-	±2,0
Метан (СН4)	-	от 0 до 50	±10,0
	-	от 0 до 100	±10,0
	-	от 0 до 200	±6,0
	-	от 0 до 500	±4,0
	-	от 0 до 1000	±4,0
	от 0 до 0,15	-	±4,0
	от 0 до 0,2	-	±2,0
	от 0 до 0,5	-	±2,0
	от 0 до 1,0	-	±2,0
	от 0 до 2,0	-	±2,0
	от 0 до 3,0	-	±2,0
	от 0 до 5,0	-	±2,0
	от 0 до 10,0	-	±2,0
	от 0 до 20,0	-	±2,0
	от 0 до 30,0	-	±2,0
	от 0 до 40,0	-	±2,0
	от 0 до 50,0	-	±2,0
	от 0 до 70,0	-	±2,0
	от 0 до 100,0	-	±2,0

Анализируемый газ	Диапазон измерений объемной доли		Пределы допускаемой основной приведенной1) погрешности газоанализатора, %
	%	млн 1
Ацетилен (С2Н2)	-	от 0 до 100	±10,0
	-	от 0 до 200	±10,0
	-	от 0 до 500	±10,0
	-	от 0 до 1000	±10,0
	от 0 до 0,2	-	±6,0
	от 0 до 0,5	-	±6,0
	от 0 до 1,0	-	±5,0
	от 0 до 2,0	-	±5,0
	от 0 до 5,0	-	±4,0
	от 0 до 10,0	-	±4,0
	от 0 до 20,0	-	±4,0
Диоксид серы (SO2)	-	от 0 до 25	±18,0
	-	от 0 до 50	±10,0
	-	от 0 до 100	±7,0
	-	от 0 до 200	±4,0
	-	от 0 до 500	±4,0
	-	от 0 до 1000	±4,0
	от 0 до 0,2	-	±4,0
	от 0 до 0,5	-	±4,0
	от 0 до 1,0	-	±4,0
	от 0 до 2,0	-	±4,0
	от 0 до 3,0	-	±4,0
	от 0 до 5,0	-	±4,0
	от 0 до 10,0	-	±3,0
	от 0 до 20,0	-	±3,0
Диоксид серы (SO2)	от 0 до 30,0	-	±3,0
	от 0 до 40,0	-	±3,0
	от 0 до 50,0	-	±3,0
	от 0 до 100,0	-	±3,0
Аммиак (NH3)	-	от 0 до 100	±10,0
	-	от 0 до 200	±8,0
	-	от 0 до 500	±6,0
	-	от 0 до 1000	±4,0
	от 0 до 0,2	-	±4,0
	от 0 до 0,5	-	±4,0
	от 0 до 1,0	-	±4,0
	от 0 до 2,0	-	±4,0
	от 0 до 5,0	-	±4,0
	от 0 до 10,0	-	±4,0
	от 0 до 15,0	-	±4,0
	от 0 до 20,0	-	±4,0
	от 0 до 25,0	-	±4,0
	от 0 до 30,0	-	±4,0
	от 0 до 40,0	-	±4,0
	от 0 до 50,0	-	±4,0
	от 0 до 100,0	-	±3,0

Анализируемый газ	Диапазон измерений объемной доли		Пределы допускаемой основной приведенной1) погрешности газоанализатора, %
	%	млн 1
Оксид азота (NO)	-	от 0 до 100	±10,0
	-	от 0 до 200	±8,0
	-	от 0 до 500	±6,0
	-	от 0 до 1000	±4,0
	от 0 до 0,2	-	±4,0
	от 0 до 0,5	-	±4,0
	от 0 до 1,0	-	±4,0
	от 0 до 2,0	-	±4,0
	от 0 до 3,0	-	±4,0
	от 0 до 5,0	-	±4,0
	от 0 до 10,0	-	±3,0
	от 0 до 20,0	-	±2,5
	от 0 до 30,0	-	±2,0
	от 0 до 40,0	-	±2,0
	от 0 до 50,0	-	±2,0
	от 0 до 100,0	-	±2,0
	от 80 до 100,0	-	±4,0
Закись азота (N2O)	-	от 0 до 100	±10,0
	-	от 0 до 200	±10,0
	-	от 0 до 500	±10,0
	-	от 0 до 1000	±7,0
	от 0 до 0,2	-	±7,0
	от 0 до 0,5	-	±5,0
	от 0 до 1,0	-	±4,0
	от 0 до 2,0	-	±4,0
Закись азота (N2O)	от 0 до 3,0	-	±4,0
	от 0 до 5,0	-	±4,0
	от 0 до 10,0	-	±3,0
	от 0 до 20,0	-	±2,5
	от 0 до 30,0	-	±2,5
	от 0 до 40,0	-	±2,5
	от 0 до 50,0	-	±2,5
	от 0 до 100,0	-	±2,5
Метилмеркаптан (СНзSH)	от 0 до 2,0	-	±8,0
	от 0 до 5,0	-	±8,0
Диоксид азота (NO2)	-	от 0 до 100	±10,0
	-	от 0 до 200	±8,0
	-	от 0 до 250	±8,0
	-	от 0 до 500	±6,0
	-	от 0 до 1000	±4,0
	от 0 до 0,2	-	±4,0
	от 0 до 0,5	-	±4,0
	от 0 до 1,0	-	±4,0

Анализируемый газ	Диапазон измерений объемной доли		Пределы допускаемой основной приведенной1) погрешности газоанализатора, %
	%	млн 1
Пропан (СзН8)	от 0 до 1,0	-	±3,0
	от 0 до 2,0	-	±2,5
	от 0 до 5,0	-	±2,5
	от 0 до 10,0	-	±4,0
	от 0 до 20,0	-	±3,0
	от 0 до 50,0	-	±2,0
	от 0 до 100,0	-	±2,0
Н-бутан (С4Н10)	от 0 до 1,0	-	±3,0
	от 0 до 2,0	-	±2,5
	от 0 до 3,0	-	±2,5
Этилен (С2Н4)	от 0 до 0,5	-	±3,0
	от 0 до 1,0	-	±3,0
	от 0 до 2,0	-	±2,5
	от 0 до 5,0	-	±2,5
	от 0 до 10,0	-	±2,5
	от 0 до 15,0	-	±2,0
	от 0 до 20,0	-	±2,0
	от 0 до 35,0	-	±2,0
	от 0 до 100,0	-	±2,0
Этан (С2Н6)	от 0 до 1,0	-	±3,0
	от 0 до 2,0	-	±2,5
	от 0 до 5,0	-	±2,5
	от 0 до 10,0	-	±2,5
	от 0 до 20,0	-	±2,0

Примечания:

¹⁾ нормирующее значение - разность между верхним и нижним пределами диапазона измерений

²⁾ для настройки и поверки данного исполнения используются ПГС с большими

по значению пределами погрешности аттестации

Таблица 6 - Определяемые компоненты, диапазоны измерений, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов с оптико-абсорбционным измерительным каналом

Анализируемый	Диапазон показаний объемной доли, %	Диапазон измерений объемной доли, %	Пределы допускаемой основной погрешности газоанализатора
газ			абсолютной (Л), млн-1	относитель ной (5), %
Гексафторид серы (SF6)	от 0 до 0,2	от 0 до 0,03 включ. св. 0,03 до 0,20	±20,0	±7,0

Таблица 7 - Определяемые компоненты, диапазоны измерений, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов с оптико-абсорбционным измерительным каналом

Анализируемый газ	Диапазон показаний массовой концентрации, мг/м3	Диапазон измерений массовой концентрации, мг/м3	Пределы допускаемой основной погрешности газоанализатора
			приведённой1) (Y), %	относительной (5), %
Оксид углерода СО	от 0 до 50	от 0 до 3 включ.	±20,0	-
		св. 3 до 50	-	±20,0
	от 0 до 75	от 0 до 30 включ.	±10,0	-
		св. 30 до 75	-	±10,0
	от 0 до 1000	от 0 до 100 включ.	±5,0	-
		св. 100 до 1000	-	±5,0
	от 0 до 2000	от 0 до 200 включ.	±5,0	-
		св. 200 до 2000	-	±5,0
	от 0 до 5000	от 0 до 500 включ.	±4,0	-
		св. 500 до 5000	-	±4,0
	от 0 до 10000	от 0 до 1500 включ.	±3,0	-
		св.1500 до 10000	-	±3,0
Диоксид серы SO2	от 0 до 500	от 0 до 125 включ.	±12,0	-
		св. 125 до 500	-	±12,0
	от 0 до 1000	от 0 до 250 включ.	±10,0	-
		св. 250 до 1000	-	±10,0
	от 0 до 5000	от 0 до 500 включ.	±7,0	-
		св. 500 до 5000	-	±7,0
	от 0 до 10000	от 0 до 1000 включ.	±4,0	-
		св.1000 до 10000	-	±4,0
Аммиак NH3	от 0 до 500	от 0 до 75 включ.	±10,0	-
		св. 75 до 500	-	±10,0
	от 0 до 2000	от 0 до 200 включ.	±6,0	-
		св. 200 до 2000	-	±6,0
Диоксид азота NO2	от 0 до 300	от 0 до 150 включ.	±10,0	-
		св. 150 до 300	-	±10,0
	от 0 до 1000	от 0 до 250 включ.	±8,0	-
		св. 250 до 1000	-	±8,0
	от 0 до 2000	от 0 до 500 включ.	±6,0	-
		св. 500 до 2000	-	±6,0
Примечание: 1) нормирующее значение - разность между верхним и нижним пределами диапазона измерений

Таблица 8 - Определяемые компоненты, диапазоны измерений, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов с термокондуктометрическим измерительным каналом

Анализируемый газ	Диапазон измерений объемной доли, %	Пределы допускаемой основной приведен-ной1) погрешности газоанализатора, %
Водород в азоте Н2+N2	от 0 до 0,5	±5,0
	от 0 до 1	±4,0
	от 0 до 2	±2,5
	от 0 до 3	±2,5
	от 0 до 5	±2,5
	от 0 до 10	±2,5
	от 0 до 20	±2,0
	от 0 до 40	±2,0
	от 0 до 60	±2,0
	от 0 до 80	±2,0
	от 0 до 100	±2,0
	от 30 до 40	±2,5
	от 30 до 50	±2,0
	от 30 до 60	±2,0
	от 30 до 70	±2,0
	от 30 до 80	±2,0
	от 40 до 50	±2,5
	от 40 до 60	±2,5
	от 40 до 70	±2,0
	от 40 до 80	±2,0
	от 40 до 100	±2,0
	от 50 до 70	±2,0
	от 50 до 80	±2,0
	от 50 до 100	±2,0
	от 60 до 80	±2,0
	от 60 до 100	±2,0
	от 80 до 100	±2,0
	от 90 до 100	±2,5
	от 95 до 100	±3,0
	от 98 до 100	±2,0
	от 99 до 100	±4,0
Водород в воздухе Н2+воздух	от 0 до 1	±4,0
	от 0 до 2	±2,5
	от 0 до 3	±2,5
	от 0 до 4	±2,5
Водород в диоксиде углерода Н2+СО2	от 0 до 1	±4,0
	от 0 до 2	±2,5
	от 0 до 3	±2,5
	от 0 до 5	±2,5
	от 0 до 10	±2,5
	от 0 до 20	±2,0
	от 0 до 40	±2,0
	от 0 до 60	±2,0
	от 0 до 80	±2,0

Анализируемый газ	Диапазон измерений объемной доли, %	Пределы допускаемой основной приведен-ной1) погрешности газоанализатора, %
Водород в диоксиде углерода Н2+СО2	от 0 до 100	±2,0
	от 50 до 100	±2,0
	от 60 до 100	±2,0
	от 80 до 100	±2,0
	от 90 до 100	±2,5
	от 95 до 100	±2,0
Гелий в воздухе He+воздух	от 0 до 5	±3,0
	от 0 до 10	±3,0
	от 0 до 100	±2,0
	от 90 до 100	±2,5
	от 95 до 100	±5,0
Диоксид серы в азоте SO2+N2	от 0 до 10	±2,0
	от 0 до 20	±2,0
Диоксид серы в воздухе SO2+воздух	от 0 до 10	±3,0
	от 0 до 20	±2,0
Диоксид углерода в азоте СО2+N2	от 0 до 10	±3,0
	от 0 до 20	±2,0
	от 0 до 30	±2,0
	от 0 до 40	±2,0
	от 50 до 100	±2,0
	от 80 до 100	±2,0
	от 90 до 100	±3,0
Метан в азоте СН4+N2	от 0 до 100	±2,0
Гелий в азоте He+ N2	от 0 до 2	±4,0
	от 0 до 5	±3,0
	от 0 до 10	±2,5
	от 0 до 20	±2,0
	от 0 до 40	±2,0
	от 0 до 100	±2,0
	от 50 до 100	±2,0
	от 60 до 100	±2,0
	от 80 до 100	±2,0
	от 90 до 100	±2,5
	от 95 до 100	±5,0
Аргон в азоте Ar+N2	от 0 до 3	±5,0
	от 0 до 5	±4,0
	от 0 до 10	±3,0
	от 0 до 20	±2,0
	от 0 до 40	±2,0
	от 0 до 100	±2,0
	от 60 до 100	±2,0
	от 80 до 100	±2,0
	от 90 до 100	±2,5

Анализируемый газ	Диапазон измерений объемной доли, %	Пределы допускаемой основной приведен-ной1) погрешности газоанализатора, %
Аргон в водороде Ar+H2	от 97 до 100	±4,0
Аргон в воздухе Ar+воздух	от 0 до 10	±3,0
	от 0 до 20	±2,0
	от 0 до 40	±2,0
	от 60 до 100	±2,0
	от 80 до 100	±2,0
	от 90 до 100	±2,5
Аргон в кислороде Аг+02	от 0 до 20	±2,0
	от 0 до 40	±2,0
	от 60 до 100	±2,0
Водород в кислороде Н2+О2	от 0 до 0,5	±4,0
	от 0 до 1	±4,0
	от 0 до 2	±4,0
	от 98 до 100	±2,0
Кислород в водороде О2+Н2	от 0 до 1	±4,0
	от 0 до 2	±4,0
Водород в аргоне Н2+ Ar	от 0 до 2	±4,0
	от 0 до 5	±4,0
	от 0 до 10	±2,5
Гелий в аргоне Не+Аг	от 0 до 30	±2,0
	от 0 до 40	±2,0
	от 0 до 50	±2,0
	от 0 до 100	±2,0
	от 10 до 25	±2,5
	от 80 до 100	±2,0
Водород в хлористом водороде Н2+ НС1	от 0 до 10	±3,0
Водород в аммиаке Н2+NHз	от 0 до 1	±10,0
Водород в метане Н2+ СН1	от 0 до 50	±2,0
	от 0 до 100	±2,0
	от 50 до 100	±2,0
Азот в гелии N2 + Нe	от 0 до 100	±2,0
Примечание: 1) нормирующее значение - разность между верхним и нижним пределами диапазона измерений.

Примечание:

¹⁾ нормирующее значение - разность между верхним и нижним пределами диапазона измерений.

Таблица 10 - Определяемый компонент, диапазон измерений, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов с магнитопневматическим измерительным каналом

Анализируемый газ	Диапазон измерений объемной доли, %	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности газоанализатора, Л, %
Кислород О2	от 0 до 100	±[0,05+0,005*|(C-C0)|] C - числовое значение измеренной объёмной доли кислорода, % C0 - числовое значение объёмной доли кислорода в сравнительном газе, %

Таблица 11 - Определяемые компоненты, диапазоны измерений, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов с термохимическим измерительным каналом

Анализируемый газ	Диапазон измерений объемной доли, %	Пределы допускаемой основной приведен-ной1) погрешности газоанализатора, %
Кислород в водороде О2+Н2	от 0 до 1	± 4,0
Водород в кислороде Н2+О2	от 0 до 2	± 4,0
Примечание: 1) нормирующее значение - разность между верхним и нижним пределами диапазона измерений.

Таблица 12 - Определяемые компоненты, диапазоны измерений, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов с хемилюминесцентным измерительным каналом

Анализируемый газ	Диапазон показаний объемной доли, млн-1	Диапазон измерений объемной доли, млн-1	Пределы допускаемой основной погрешности газоанализатора
			абсолютной (Л), млн-1	относительной (5), %
Оксид азота NO	от 0 до 1500	от 0 до 100 включ.	±8,0	-
		св. 100 до 1500	-	±8,0
Суммарное содержание оксидов азота NOx	от 0 до 1500	от 0 до 100 включ.	±8,0	-
		св. 100 до 1500	-	±8,0
NO, NO2, NOx	от 0 до 1500	от 0 до 100 включ.	±8,0	-
		св. 100 до 1500	-	±8,0

Таблица 13 - Определяемый компонент, диапазоны измерений, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов с хемилюминесцентным измерительным каналом

Анализируемый газ	Диапазон показаний массовой концентрации, мг/м3	Диапазон измерений массовой концентрации, мг/м3	Пределы допускаемой основной погрешности газоанализатора
			приведённой1) (Y), %	относительной (5), %
Оксид азота NO	от 0 до 750	от 0 до 75 включ.	±8,0	-
		св. 75 до 750	-	±8,0
	от 0 до 2000	от 0 до 200 включ.	±8,0	-
		св. 200 до 2000	-	±8,0
Примечание: 1) нормирующее значение - разность между верхним и нижним пределами диапазона измерений

Таблица 14 - Основные метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры окружающей среды от +5 °С до +15 °С включ. и св. +25 °С до 50 °С, на каждые 10 оС, в долях от пределов допускаемой основной погрешности газоанализатора, для: - оптико-абсорбционного измерительного канала	±0,5
- термокондуктометрического измерительного канала	±0,5
- термомагнитного измерительного канала: - для диапазонов измерения (от 95 до 100) %, (от 98 до 100) %	±0,7
- для остальных диапазонов измерения	±0,5
- магнитопневматического измерительного канала	±1,0
- термохимического измерительного канала	±0,3
Пределы допускаемой погрешности срабатывания порогового устройства, для всех исполнений, кроме ЕН7000-ХЛ-1, ЕН7000-ХЛ-2,	±0,2
ЕН7000-ХЛ-3, ЕН7000-ТХ, в долях от пределов допускаемой
основной погрешности газоанализатора

Наименование характеристики	Значение
Предел допускаемого времени работы газоанализатора без корректировки показаний (выходного сигнала), сутки, для: - оптико-абсорбционного, термомагнитного, термохимического, хемилюминесцентного измерительного канала	30
- термокондуктометрического измерительного канала	60
- магнитопневматического измерительного канала	90
Время прогрева, мин, не более - ЕН7000, ЕН7000-Н, ЕН7000-В, ЕН7000-ТМ, ЕН7000-ТМН, ЕН7000-ТМВ	120
- ЕН7000-ИК, ЕН7000-ИКН, ЕН7000-ИКВ, ЕН7000-ТХ, ЕН7000-ТХВ, ЕН7000-ХЛ-1, ЕН7000-ХЛ-2, ЕН7000-ХЛ-3	60
- ЕН7000-ТК, ЕН7000-ТКН, ЕН7000-ТКВ	75
- ЕН7000-МП, ЕН7000-МПН, ЕН7000-МПВ (после продувки сравнительным газом 1 час)	10
Диапазон задания пороговых значений: - для газоанализаторов с оптико-абсорбционным,	от 0 до 100 % от
термокондуктометрическим, термомагнитным,	верхнего предела
магнитопневматическим измерительным каналом	диапазона
- для газоанализаторов с термохимическим измерительным каналом	измерений от 10 до 100 % от
	верхнего предела диапазона измерений

Таблица 15 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания: - напряжение питания переменного тока, В	23012!
- частота переменного тока, Гц	50/60
Потребляемая мощность, В^А, не более: - ЕН7000, ЕН7000-Н, ЕН7000-В	100
- ЕН7000-ИК, ЕН7000-ИКН, ЕН7000-ИКВ,	40
- ЕН7000-ТХ, ЕН7000-ТХВ	50
- ЕН7000-ТК, ЕН7000-ТКН, ЕН7000-ТКВ, ЕН7000-ТМ, ЕН7000-ТМН, ЕН7000-ТМВ	20
- ЕН7000-МП, ЕН7000-МПН, ЕН7000-МПВ	65
- ЕН7000-ХЛ-1	200
- ЕН7000-ХЛ-2, ЕН7000-ХЛ-3	600
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С	от +5 до +50
- относительная влажность (при температуре +35 °С и более низких температурах без конденсации влаги), %, не более	80
- атмосферное давление, кПа	от 84,0 до 106,7

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры (длинахвысотахширина), мм, не более
ЕН7000-ИК, ЕН7000-ТК, ЕН7000-ТМ, ЕН7000-МП, ЕН7000-ТХ	485x132x350/370*
ЕН7000-ИКН, ЕН7000-ТКН, ЕН7000-ТМН, ЕН7000-МПН	500х390/410*х225
ЕН7000	485x132x540/560*
ЕН7000-Н	500х690/710*х225
ЕН7000-ТКВ, ЕН7000-ТМВ, ЕН7000-МПВ, ЕН7000-ТХВ:
-преобразователь ПИП	295х370х225
-блок БВП-3В	210х200х310
ЕН7000-ИКВ:
-преобразователь ПИП	295х700х225
-блок БВП-3В	210х200х310
ЕН7000-ХЛ-1	485х140х520
ЕН7000-ХЛ-2, ЕН7000-ХЛ-3:
- блок измерительный ЕН320-02, ЕН320-03	485х140х420
- конвертер ЕН310, ЕН310-01	485х140х350
ЕН7000-В:
- 2-3 преобразователя ПИП (в зависимости от исполнения)	-
- блока БВП-3В	210х200х310
- блок БК	330x95x330
Масса, кг, не более
ЕН7000-ИК, ЕН7000-ТК, ЕН7000-ТМ, ЕН7000-МП, ЕН7000-ТХ	15
ЕН7000-ИКН, ЕН7000-ТКН, ЕН7000-ТМН, ЕН7000-МПН	16
ЕН7000, ЕН7000-Н	20
ЕН7000-ТКВ, ЕН7000-ТМВ, ЕН7000-МПВ, ЕН7000-ТХВ:
-преобразователь ПИП	20
-блок БВП-3В	20
ЕН7000-ИКВ:
-преобразователь ПИП	25
-блок БВП-3В	20
ЕН7000-В:
- 2-3 преобразователя ПИП	-
- блока БВП-3В	20
- блок БК	3
ЕН7000-ХЛ-1	15
ЕН7000-ХЛ-2, ЕН7000-ХЛ-3:
- блок измерительный ЕН320-02, ЕН320-03	15
- конвертер ЕН310, ЕН310-01	11
Маркировка взрывозащиты газоанализаторов ЕН7000-В, ЕН7000-ИКВ, ЕН7000-ТКВ, ЕН7000-ТМВ, ЕН7000-ТХВ, ЕН7000-МПВ	1Ех db IIC Т5 Gb Х
* газоанализатор имеет в своём составе защитный кожух (IP54)

Таблица 16 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет, не менее	10
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	50000

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 17 - Комплектность газоанализаторов ЕН7000, ЕН7000-Н, ЕН7000-ТК, ЕН7000-ИК, ЕН7000-ТМ, ЕН7000-ИКН, ЕН7000-ТКН, ЕН7000-ТМН

Наименование	Обозначение	Кол-во
Газоанализатор ЕН7000-____	ЛНПК2.840.266-	1 шт.
Комплект запасных частей и принадлежностей	ЛНПК4.070.445-___	1 компл.
Комплект монтажных частей	ЛНПК4.075.171-___	1 компл.
Газоанализатор ЕН7000. Паспорт	ЛНПК2.840.266 ПС	1 экз.
Газоанализатор ЕН7000. Методика поверки	-	1 экз.
Газоанализатор ЕН7000. Руководство по эксплуатации	ЛНПК2 .840.266 РЭ	1 экз.
Газоанализатор ЕН7000. Протокол обмена по интерфейсу RS485	Приложение «Д» к ЛНПК2.840.266 РЭ	1 экз.

Таблица 18 - Комплектность газоанализаторов ЕН7000-ТКВ, ЕН7000-ИКВ, ЕН7000-ТМВ, ЕН7000-МПВ, ЕН7000-ТХВ

Наименование	Обозначение	Кол-во
Газоанализатор ЕН7000-____	ЛНПК2.840.266-	1 шт.
Комплект ЗИП преобразователя ПИП (ЕН400В,
ЕН500В, ЕН600В)	ЛНПК4.070.413-_____	1 компл.
Комплект ЗИП преобразователя ПИП ЕН200В	ЛНПК4.070.341	1 компл.
Комплект ЗИП преобразователя ПИП ЕН800В	ЛНПК4.070.590-_____	1 компл.
Комплект ЗИП БВП-3В	ЛНПК4.075.414	1 компл.
Комплект монтажных частей БВП-3В	ЛНПК4.075.148	1 компл.
Газоанализатор ЕН7000. Паспорт	ЛНПК2.840.266 ПС	1 экз.
Газоанализатор ЕН7000. Методика поверки	-	1 экз.
Газоанализатор ЕН7000. Руководство по эксплуатации	ЛНПК2.840.266-02 РЭ	1 экз.
Газоанализатор ЕН7000. Протокол обмена по интерфейсу	Приложение «Д» к
RS485	ЛНПК2.840.266 РЭ	1 экз.
Таблица 19 - Комплектность газоанализаторов ЕН7000-М	П, ЕН7000-МПН
Наименование	Обозначение	Кол-во
Газоанализатор ЕН7000-____	ЛНПК2.840.266-	1 шт.
Комплект ЗИП	ЛНПК4.070.445-_____	1 компл.
Комплект монтажных частей	ЛНПК.4.075.171-_____	1 компл
Газоанализатор ЕН7000. Паспорт	ЛНПК2.840.266 ПС	1 экз.
Газоанализатор ЕН7000. Методика поверки	-	1 экз.
Газоанализатор ЕН7000. Руководство по эксплуатации	ЛНПК2.840.266-12 РЭ	1 экз.
Газоанализатор ЕН7000. Протокол обмена по интерфейсу	Приложение «Д» к
RS485	ЛНПК2.840.266 РЭ	1 экз.

Таблица 20 - Комплектность

ЕН7000-ТХ

Наименование	Обозначение	Кол-во
Газоанализатор ЕН7000-ТХ	ЛНПК2.840.266-15	1 шт.
Комплект ЗИП	ЛНПК4.070.197	1 компл.
Комплект монтажных частей	ЛНПК4.075.076	1 компл
Газоанализатор ЕН7000. Паспорт	ЛНПК2.840.266 ПС	1 экз.
Газоанализатор ЕН7000. Руководство по эксплуата-	ЛНПК2.840.266-15 РЭ	1 экз.
ции Газоанализатор ЕН7000. Методика поверки		1 экз.

Таблица 21 - Комплектность газоанализаторов ЕН7000-ХЛ-1, ЕН7000-ХЛ-2, ЕН7000-ХЛ-3

Наименование	Обозначение	Кол-во
Газоанализатор ЕН7000-____	ЛНПК2.840.266-	1 шт.
Комплект ЗИП ЕН310	ЛНПК4.070.432	1 компл.
Комплект монтажных частей ЕН310	ЛНПК4.075.162	1 компл.
Комплект ЗИП ЕН320	ЛНПК4.070.394	1 компл.
Комплект монтажных частей ЕН320	ЛНПК4.075.133	1 компл.
Газоанализатор ЕН7000. Паспорт	ЛНПК2.840.266 ПС	1 экз.
Газоанализатор ЕН7000. Руководство по эксплуата-	ЛНПК2.840.266-17 РЭ	1 экз.
ции Газоанализатор ЕН7000. Методика поверки		1 экз.

Таблица 22 - Комплектность газоанализаторов ЕН7000-'	В
Наименование	Обозначение	Кол-во
Газоанализатор ЕН7000-В Комплект ЗИП преобразователя ПИП (ЕН400В,	ЛНПК2.840.266-02	1 шт.
ЕН500В, ЕН600В)	ЛНПК4.070.413-___	до 3 компл.
Комплект ЗИП преобразователя ПИП ЕН200В	ЛНПК4.070.341	до 3 компл.
Комплект ЗИП преобразователя ПИП ЕН800В	ЛНПК4.070.590-___	до 3 компл.
Комплект ЗИП БВП-3В	ЛНПК4.075.414	1 компл.
Комплект монтажных частей БВП-3В	ЛНПК4.075.148	1 компл.
Газоанализатор ЕН7000. Паспорт	ЛНПК2.840.266 ПС	1 компл.
Газоанализатор ЕН7000. Методика поверки	-	1 экз.
Газоанализатор ЕН7000. Руководство по эксплуата-	ЛНПК2.840.266-02 РЭ	1 экз.
ции	Приложение «Д» к
Газоанализатор ЕН7000. Протокол обмена по интерфейсу RS485	ЛНПК2.840.266 РЭ	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 3 «Использование по назначению» руководства по эксплуатации

ЛНПК2.840.266 РЭ, ЛНПК2.840.266-02 РЭ, ЛНПК2.840.266-12 РЭ, ЛНПК2.840.266-15 РЭ, ЛНПК2.840.266-17 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 декабря 2020 г. № 2315 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений содержания компонентов в газовых и газоконденсатных средах»;

ГОСТ 13320-81  Газоанализаторы промышленные автоматические. Общие

технические условия;

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

ГОСТ 14254-2015 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP);

ГОСТ 31610.0-2014 Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования;

ГОСТ 60079-1-2013 Взрывоопасные среды. Часть 1. Оборудование с видом взрывозащиты «Взрывонепроницаемые оболочки d»;

ТУ 4215-014-29035580-2016 Газоанализаторы ЕН7000. Технические условия.

Изготовитель

Акционерное общество «ЭНАЛ» (АО «ЭНАЛ»)

ИНН 7717011584

Адрес: 129226, г. Москва, ул. Сельскохозяйственная, д. 12А, стр. 1, эт. 5, помещ. I, ком. 25

Тел./факс: (499) 181-20-22

Е-mail: info@enal.ru.

Испытательный центр

Акционерное общество «Головной центр стандартизации, метрологии и сертификации в химическом комплекте «Центрохимсерт» (АО «Центрохимсерт») Адрес: 115210, г. Москва, Электролитный пр-д, д. 1, к. 4, ком. 208

Телефон: (499) 750-21-51

Е-mail: chemsert@yandex.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30081-12.

в части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ» (ООО «ПРОММАШ ТЕСТ»)

Юридический адрес: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, эт. 4, помещ. I, ком. 28

Адрес места осуществления деятельности: 142300, г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

Тел.: +7 (495) 274-0101

E-mail: info@prommashtest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312126.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «05» декабря 2024 г. № 2866

Регистрационный № 50692-12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Весы электронные CAU

Назначение средства измерений

Весы электронные CAU (далее - весы) предназначены для статического определения массы веществ и материалов.

Описание средства измерений

Конструктивно весы выполнены в едином корпусе и включают в себя следующие части: грузоприемное устройство, грузопередающее устройство, весоизмерительное устройство с показывающим устройством. Весы оснащаются ветрозащитной витриной.

Общий вид весов представлен на рисунке 1.

весов основан на компенсации массы взвешиваемого груза создаваемой изменяющийся пропорционально массе преобразуется в цифровой код. Результаты взвешивания выводятся на дисплей.

Весы снабжены следующими устройствами (в скобках указаны соответствующие пункты ГОСТ OIML R 76-1-2011):

- устройство автоматической и полуавтоматической установки нуля (Т.2.7.2.3 и Т.2.7.2.2);

• - устройство выборки массы тары (устройство взвешивания тары) (Т.2.7.4.2);

• - устройство предварительного задания массы тары (Т.2.7.5);

• - устройство слежения за нулем (Т.2.7.3);

• - устройство первоначальной установки нуля (Т.2.7.2.4);

• - цифровое показывающее устройство с отличающимся делением (3.4.1);

• - устройство выбора единиц измерений (2.1).

Весы снабжены следующими функциями:

• - взвешивание в различных единицах измерения массы (г, мг, кар);

• - взвешивание в процентах;

• - подсчет числа одинаковых изделий по их массе;

• - внутренняя юстировка весов (кроме весов CAUY);

• - автоматическая юстировка весов (кроме весов CAUY и CAUX);

• - сигнализация о превышении нагрузки.

Весы оснащены интерфейсом RS-232 для связи с периферийными устройствами (например, персональный компьютер, принтер и т.п.).

Питание весов осуществляется от адаптера сетевого питания.

Весы выпускаются в модификациях CAUY-120, CAUX-120, CAUW-120, CAUY-220, CAUX-220, CAUW-220, CAUX-320, CAUW-320, CAUW-120D, CAUW-220D, отличающихся метрологическими характеристиками.

Обозначение модификаций весов CAU имеет вид CAUX1-X2X3, где:

X1 - Y (если присутствует) - модификация без встроенного юстировочного груза;

• -    X (если присутствует) - модификация со встроенным юстировочным грузом;

• -    W (если присутствует) - модификация со встроенным юстировочным грузом, функцией юстировки в заданное время (периодическая юстировка), подсветкой дисплея;

X2 - обозначение максимальной нагрузки (Max), в граммах;

X3 - D (если присутствует) - модификация весов CAUW с двумя значениями действительной цены деления (d).

На маркировочной табличке весов указывают:

- обозначение типа весов;

• - класс точности (I);

• - значения Max, Min, e, d;

• - торговую марку изготовителя или его полное наименование;

• -  торговую марку или полное наименование представителя изготовителя для импортируемых весов;

• - серийный номер;

• - диапазон температур;

• - знак утверждения типа;

• - идентификатор программного обеспечения.

Серийный номер весов, состоящий из 9 цифр, наносится на маркировочную табличку, расположенную на задней стенке корпуса весов. Пример маркировочной таблички представлен на рисунке 2.

MODEL; CAUX-32O         ф

Мах 320g Min lOmg e=lmg d=0.1mg '^1/

Firmware Ver, 2.00-3.07 T=-320g       rnr

Power DC 12V, 1.25A                 till

TEMP. +10-+30 t SERIAL NO 231024111

MANUFACTURING DATE; 2023.10

CAS CORPORATION

Рисунок 2 - Маркировочная табличка весов

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) весов является встроенным и полностью метрологически значимым.

Идентификационным признаком ПО служит номер версии, который отображается на дисплее весов при их включении.

Переход в сервисный режим, позволяющий изменять ПО и настройки весов, возможен только сервисным инженером на специальном оборудовании. Вскрытие корпуса весов не дает возможности получить доступ к электронным настройкам и ПО, поэтому пломбирование корпуса не требуется.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Наименование ПО	CAU Firmware
Идентификационное наименование ПО	-
Номер версии (идентификационный номер) ПО	2.32, 2.33, 2.34, 1.00-3.ХХ, 2.00-3.ХХ*
Цифровой идентификатор ПО	-
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	-
Примечание: * X - принимает значения от 0 до 9. Идентификационное наименование ПО, цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) и алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО не используется на устройствах при работе со встроенным ПО

Метрологические и технические характеристики

Максимальная (Мах) и минимальная (Min) нагрузки, поверочное деление (е), число поверочных делений (n), действительная цена деления (d), интервалы нагрузки (m) и пределы допускаемой погрешности (mpe) приведены в таблице 2.

Таблица 2 -

Наименование характеристик	Обозначение модификаций
	CAUY-120 CAUX-120 CAUW-120	CAUY-220 CAUX-220 CAUW-220	CAUX-320 CAUW-320	CAUW-120D	CAUW-220D
Max, г	120	220	320	120	220
Min, мг	10	10	10	1	1
Действительная цена деления, d, мг	0,1	0,1	0,1	до 42 г-0,01 св. 42 г-0,1	до 82 г-0,01 св. 82 г-0,1
Поверочный интервал, е, мг	1	1	1	1	1
Число поверочных интервалов (п)	120000	220000	320000	120000	220000
Класс точности по ГОСТ OIML R 76-1-2011	I
Диапазон уравновешивания тары	100 % Мах

Наименование характеристик	Обозначение модификаций
	CAUY-120 CAUX-120 CAUW-120	CAUY-220 CAUX-220 CAUW-220	CAUX-320 CAUW-320	CAUW-120D	CAUW-220D
Диапазон температур, °C	от +10 до +30
Электрическое питание - от сети переменного тока с параметрами: напряжение, В частота, Гц	от 187 до 242 от 49 до 51
Габаритные размеры весов, мм, не более	220x330x310

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом и на маркировочную табличку, расположенную на корпусе весов, способом лазерной гравировки.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование и обозначение	Количество
Весы электронные CAU	1 шт.
Адаптер сетевого питания	1 шт.
Руководство по эксплуатации	1 экз.

Примечание. Руководство по эксплуатации вместо бумажного носителя может предоставляться в электронном виде.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 6.2 «Взвешивание груза» документа «Весы электронные CAU. Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ OIML R 76-1-2011 «Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания»;

Приказ Росстандарта от 4 июля 2022 г. № 1622 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы»;

Стандарт предприятия фирмы «CAS Corporation», Республика Корея.

Изготовитель

Фирма «CAS Corporation», Республика Корея

Адрес: #440-1 SUNGNAE-DONG GANGDONG-GU SEOUL, Республика Корея

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное научно-исследовательский      институт

(ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Тел.: +7 (495) 437 5577, факс: +7 (495) 437 5666

E-mail: Office@vniims.ru

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

в части вносимых изменений

Закрытое акционерное общество Консалтинго-инжиниринговое предприятие «Метрологический центр энергоресурсов» (ЗАО КИП «МЦЭ»)

Адрес: 125424, г. Москва, Волоколамское ш., д. 88, стр. 8

Телефон/факс: +7 (495) 491-78-12

Е-mail: sittek@mail.ru

Web-сайт: www.kip-mce.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311313.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «05» декабря 2024 г. № 2866

Регистрационный № 62230-15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ Филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ Филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе устройства сбора и передачи данных RTU-327 (далее - УСПД) (УСПД 1), линии связи сбора данных со счетчиков, каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора и специализированное программное обеспечение (далее - ПО).

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя центральное устройство сбора и передачи данных (УСПД 2), сервер базы данных (далее -сервер БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места персонала и ПО «АльфаЦЕНТР», установленное в Центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) АИИС КУЭ.

Устройства 3-го уровня входят в состав АИИС КУЭ Сормовской ТЭЦ Филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс» регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 62231-15 (далее - Рег. №).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по вторичным проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по каналам связи поступает на входы УСПД 1, где осуществляется хранение измерительной информации, её обработка, в частности вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

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

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе УССВ, включающее в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС). Таймер УСПД 2 синхронизирован с метками времени УССВ, сличение происходит каждые 3 мин., корректировка времени УСПД 2 при расхождении со временем УССВ более чем на 1 с. УСПД 2 осуществляет коррекцию времени сервера и УСПД 1. Сличение времени УСПД 2 с сервером осуществляется не реже чем 1 раз в 30 мин, корректировка времени сервера происходит при расхождении со временем УСПД 2 более чем на 1 с. Сличение времени УСПД 2 с УСПД 1 осуществляется не реже чем 1 раз в 30 мин, корректировка времени УСПД 1 происходит при расхождении со временем УСПД 2 более чем на 1 с. Сличение времени счетчика со временем УСПД 1 происходит при опросе счетчика с периодичностью 1 раз в 30 минут, корректировка времени счетчика происходит при расхождении со временем УСПД 1 более чем на 1 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) указанных устройств до момента коррекции и после коррекции.

Маркировка заводского номера и дата выпуска АИИС КУЭ наносятся на этикетку, расположенную на корпусе УСПД 1 (ИВКЭ), типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре.

Заводской номер АИИС КУЭ 001.

Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», идентификационные данные которого указаны в таблице 1. 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 Р 50.2.077-2014.

Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека ac_metrology2.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные признаки	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrologv2.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 15.1
Цифровой идентификатор ПО	39989384cc397c1b48d401302c722b02
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Наименование объекта и порядковый номер точки измерений		Состав ИК АИИС КУЭ							Вид энергии
		ТТ	ТН	Счетчик	В <м С и	г? § С и	О о CQ О О и	рр и и к’^
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Новогорько вская ТЭЦ, ЗРУ-110 кВ, яч.4, ВЛ 119	ТОГ-110 600/5 кл.т. 0,2S Рег. № 49001-12	НАМИ (110000:V3)/(100:V3) кл.т. 0,5 Рег. № 60353-15	Альфа A1800 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11	о о c^ U о Он |> сс ь н Pi	О\ о о c^ I-.' о о |> сс ь н Pi	й о о о ю (D hJ Q -4—* С □ о рц	ГС 4 г-<z> ’^Г 1Г) ti о рр <м рр и и к’^	Активная Реактивная
2	Новогорько вская ТЭЦ, ЗРУ-110 кВ, яч. 8, ВЛ 135	ТОГ-110 600/5 кл.т. 0,2S Рег. № 49001-12	НАМИ (110000:V3)/(100:V3) кл.т. 0,5 Рег. № 60353-15	Альфа A1800 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11					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 метрологических характеристик, указанных в таблице 3

• 2 Допускается замена УСПД, УССВ 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 -

Номер ИК	cos ф	Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5), %
		51(2)%Р	55%Р	520%Р	5100%р
		11(2)%<1изм<15%	l5%<Iu3M<l20%	l20%<Iu3M<I100%	1100%<1изм<1120%
1	2	3	4	5	6
1, 2, 15 - 18 (TT-0,2S, ТН-0,5, Сч.-0,28)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,9	1,5	1,2	1,0	1,0
	0,8	1,6	1,3	1,1	1,1
	0,7	1,8	1,4	1,2	1,2
	0,5	2,4	1,8	1,6	1,6
3-6, 14 (TT-0,5S, ТН-1,0, C4.-0,2S)	1,0	2,2	1,5	1,4	1,4
	0,9	2,7	1,9	1,7	1,7
	0,8	3,2	2,2	1,9	1,9
	0,7	3,9	2,6	2,2	2,2
	0,5	5,9	3,7	3,1	3,1
7, 9, 10, 19 - 21, 24, 29 (ТТ-0,5, ТН-0,5, C4.-0,2S)	1,0	-	1,9	1,2	1,0
	0,9	-	2,4	1,5	1,2
	0,8	-	3,0	1,7	1,4
	0,7	-	3,6	2,0	1,6
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
8, 13 (TT-0,5S, ТН-0,5, C4.-0,2S)	1,0	1,9	1,2	1,0	1,0
	0,9	2,4	1,5	1,2	1,2
	0,8	3,0	1,8	1,4	1,4
	0,7	3,6	2,1	1,6	1,6
	0,5	5,5	3,0	2,3	2,3
11, 12, 31 (TT-0,2S, ТН-1,0, C4.-0,2S)	1,0	1,6	1,4	1,3	1,3
	0,9	1,8	1,6	1,5	1,5
	0,8	2,0	1,8	1,7	1,7
	0,7	2,3	2,0	1,9	1,9
	0,5	3,2	2,8	2,7	2,7
30 (ТТ-0,2, ТН-0,5, C4.-0,2S)	1,0	-	1,2	1,0	0,9
	0,9	-	1,4	1,2	1,1
	0,8	-	1,6	1,3	1,2
	0,7	-	2,2	1,5	1,4
	0,5	-	2,4	1,8	1,6
21, 23 (TT-0,5S, C4.-0,5S)	1,0	2,4	1,6	1,4	1,4
	0,9	2,8	2,1	1,7	1,7
	0,8	3,2	2,2	1,8	1,8
	0,7	3,8	2,4	1,9	1,9
	0,5	5,5	3,2	2,3	2,3
25 - 28 (TT-0,2S, ТН-0,2, C4.-0,2S)	1,0	1,2	0,8	0,8	0,8
	0,9	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,1	0,9	0,9
	0,7	1,6	1,2	1,0	1,0
	0,5	2,1	1,4	1,2	1,2

Номер ИК	cos ф	Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (±5), %
		51(2)%Р,	55%Р,	520%Р,	5100%р,
		Il(2)%<Iu3M <I5%	l5%<Iu3M<l20%	l20%<Iu3M <Il0O%	Il00%<Iu3M <Il20%
1	2	3	4	5	6
1, 2, 15 - 18 (TT-0,2S, ТН-0,5, Сч.-0,5)	0,9	3,1	2,5	2,2	2,2
	0,8	2,6	2,2	1,9	1,9
	0,7	2,3	2,1	1,8	1,8
	0,5	2,2	2,0	1,7	1,7
3-6, 14 (TT-0,5S, ТН-1,0, Сч.-0,5)	0,9	7,0	4,6	3,9	3,9
	0,8	5,0	3,4	2,9	2,9
	0,7	4,1	2,9	2,5	2,5
	0,5	3,2	2,5	2,2	2,2
7, 9, 10, 19 - 21, 24, 29 (ТТ-0,5, ТН-0,5, Сч.-0,5)	0,9	-	6,6	3,7	3,0
	0,8	-	4,7	2,8	2,3
	0,7	-	3,8	2,4	2,1
	0,5	-	3,0	2,1	1,9
8, 13 (TT-0,5S, ТН- 0,5, Сч.-0,5)	0,9	6,6	3,8	3,0	3,0
	0,8	4,7	2,9	2,3	2,3
	0,7	3,8	2,6	2,1	2,1
	0,5	3,0	2,2	1,9	1,9
11, 12, 31 (TT-0,2S, ТН-1,0, Сч.-0,5)	0,9	4,0	3,5	3,3	3,3
	0,8	3,1	2,8	2,6	2,6
	0,7	2,8	2,5	2,3	2,3
	0,5	2,4	2,3	2,1	2,1
30 (ТТ-0,2, ТН-0,5, Сч.-0,5)	0,9	-	4,7	3,0	2,8
	0,8	-	2,6	2,3	2,2
	0,7	-	2,4	2,2	2,1
	0,5	-	2,2	2,1	2,0
22, 23 (TT-0,5S, Сч.-1,0)	0,9	7,1	4,7	3,9	3,9
	0,8	5,5	4,1	3,6	3,6
	0,7	4,8	3,9	3,5	3,5
	0,5	4,2	3,7	3,4	3,4
25 - 28 (TT-0,2S, ТН-0,2, Сч.-0,5)	0,9	2,9	2,2	1,9	1,9
	0,8	2,4	2,0	1,7	1,7
	0,7	2,2	1,9	1,7	1,7
	0,5	2,1	1,9	1,6	1,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, ±5с_____________________________________

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 минут.

Таблица 4 - Основные технические

ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	31
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 99 до 101
- сила тока, % от Iном	от 1 до 120
коэффициент мощности, cos9	0,9
температура окружающей среды °C	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- сила тока, % от Iном: - для ИК № 7, 9, 10, 19, 21, 24, 29, 30	от 5 до 120
- для ИК № 1 - 6, 8, 11 - 18, 22, 23, 25-28, 31	от 1 до 120
- коэффициент мощности cos9	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС	от -45 до +45
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C - для счетчиков, оС	от +10 до +35
- для УСПД, °С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД RTU-327: - среднее время наработки на отказ не менее, ч	35000
УССВ-2: - среднее время наработки на отказ не менее, ч	74500
Сервер: - среднее время наработки на отказ не менее, ч	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки не менее, сут.	113
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии за месяц по каждому каналу не менее, сут.	45
- сохранение информации при отключении питания не менее, лет	5
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний объектов и средств измерений не менее, лет	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания сервера с помощью двух встроенных блоков питания, подключенных к двум отдельным источникам бесперебойного питания и подключения электропитания серверного шкафа к АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты. Передача данных ведется по резервированным каналам связи корпоративной сети передачи данных до точки подключения к каналам связи провайдера сети Internet.

Регистрация событий

В журнале событий счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - попытки несанкционированного доступа.

в журнале УСПД:

• - параметрирования;

• - коррекции времени УСПД.

в журнале сервера:

• - параметрирования;

• - коррекции времени сервера. Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: -счетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки.

защита информации на программном уровне:

• - результатов измерений (при передаче используется ЭЦП);

• - установка пароля на счетчики;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на сервер. Возможность коррекции времени в:

• -  счетчиках (функция автоматизирована);

• -  УСПД (функция автоматизирована);

• -  сервере (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:

• -  о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• -  о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:

• -  измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• -  сбора данных не реже 1 раз в 30 мин для проводных каналов связи (функция автоматизирована);

• -  сбора данных не реже 1 раз в сутки для каналов сотовой связи (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформатор тока	KSOH (4MC7)	12
Трансформатор тока	ТВ-ЭК	6
Трансформатор тока	GSR	12
Трансформатор тока	ТВ-СВЭЛ	6
Трансформатор тока	VIS WI	3
Трансформатор тока	ТАТ	6
Трансформатор тока	Т-0,66	6
Трансформатор тока	ТЛП-10	2
Трансформатор тока	ТОГ-110	6
Трансформатор тока	ТПОЛ 20	5
Трансформатор тока	ТПОЛ-35	1
Трансформатор тока	ТРГ-110 II*	6
Трансформатор тока	ТПОФ	8
Трансформатор тока	ТШ20	3
Трансформатор тока	ТШВ 15	3
Трансформатор напряжения	GBE12-40,5 (4MT12-40,5)	6
Трансформатор напряжения	UDP 245	6
Трансформатор напряжения	UKM	6
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-15-63	3
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-20-63	3
Трансформатор напряжения	НАМИ	6
Трансформатор напряжения	НКФ-110	3
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	2
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	1
Трансформатор напряжения	OTEF 123	3
Счётчик электрической энергии многофункциональный	Альфа A1800	31
Устройство сбора и передачи данных	RTU-327	2
Сервер	ProLiant DL360 Gen10	1
Устройство синхронизации системного времени	УССВ-2	1
Программное обеспечение	«АльфаЦЕНТР»	1
Паспорт-формуляр	75687606.425210.004.ФО.01	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ Филиала «Нижегородский» ПАО «Т Плюс», аттестованном ООО «Спецэнергопроект» г. Москва, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ГОСТ Р 59793-2021 «Информационные технологии. на автоматизированные системы. Стадии создания»;

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

Изготовитель

Филиал «Нижегородский» Публичного акционерного (Филиал «Нижегородский» ПАО «Т Плюс») ИНН 6315376946

Адрес: 603952, г. Нижний Новгород, ул. Алексеевская, д. 10/16

Юридический адрес: 143421, Московская обл., г.о. Красногорск, тер. автодорога «Балтия», км 26-й, д.5, стр. 3, оф. 506

Телефон: +7 (831) 257-71-11

Факс: +7 (831) 257-71-27

E-mail: info.nn@tplusgroup.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

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

в части вносимых изменений

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

Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, эт. 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: +7 (495) 410-28-81

E-mail: info@sepenergo.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «05» декабря 2024 г. № 2866

Регистрационный № 80699-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Зонды гидрологические SeaGuard RCM

предназначены для измерений скорости водного потока, температуры воды, удельной электрической проводимости (далее - УЭП) воды, гидростатического давления, массовой концентрации растворенного в воде кислорода.

Описание средства измерений

Принцип действия зондов гидрологических SeaGuard RCM основан на измерении океанографических параметров первичными измерительными преобразователями с последующим преобразованием полученных сигналов в цифровой код. Принцип действия первичных измерительных преобразователей (датчиков):

- скорости водного потока основан на эффекте Доплера. Четыре преобразователя излучают короткие импульсы вдоль узконаправленных лучей, эти же преобразователи фиксируют сигналы, отраженные от находящихся в воде взвешенных частицы (минеральные, планктон, пузырьки и т.д.), полученный при этом сдвиг частоты используются для расчета текущей скорости потока;

- температуры воды основан на зависимости электрического сопротивления чувствительного элемента от температуры окружающей среды;

• - гидростатического давления основан на пьезорезистивном эффекте - изменении сопротивления от воздействия механического давления;

• - УЭП воды - индуктивный, основанный на изменении магнитной проводимости при контакте с анализируемой средой;

• - растворенного в воде кислорода - оптический, основанный на изменении интенсивности флуоресценции при взаимодействии с растворенным в воде кислородом.

Зонды выполнены в двух модификациях: SeaGuard RCM 9 IW и SeaGuard II DCP, отличающихся друг от друга наличием у модификации SeaGuard RCM 9 IW жидкокристаллического экрана, диапазоном измерений скорости водного потока и гидростатического давления.

Конструктивно зонды построены по модульному принципу и представляют из себя измерительную платформу с регистратором данных, линиями связи и разъемами для подключения датчиков: скорости водного потока ZPulse и DCPS 5400, температуры воды 4060, УЭП воды 4319 и 5819В, гидростатического давления 4117 и 5218А, мутности 4112, массовой концентрации растворенного в воде кислорода 4835 и 4330. Датчик скорости водного потока ZPulse входит в комплект поставки по умолчанию и представлен в двух исполнениях 4420/4520 (SW/DW). Датчики устанавливаются по запросу заказчика. Комплектация зонда указывается в его формуляре. Максимально возможное количество устанавливаемых датчиков - 6 штук.

Измерительная платформа зондов представляет собой электронный модуль, на передней панели которого расположены следующие элементы: жидкокристаллический дисплей (для модификации SeaGuard RCM 9 IW) для настройки зонда и программы измерений, кнопка включения питания, слот для SD карты. Для модификации SeaGuard RCM 9 IW сзади измерительной платформы устанавливаются 1-2 щелочные или литиевые батареи. Измерительная платформа помещается в герметичный титановый корпус.

Зонды оборудуются водонепроницаемым разъемом с серийным выходом RS-422. По кабелю, подключаемому к этому разъему, может также подаваться и электропитание, если зонд устанавливается на постоянной основе.

Заводской номер зонда, в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится методом гравировки на измерительную платформу. Место нанесения заводского номера зонда приведено на рисунке 1.

Во всех модификациях зондов предусмотрено наличие подключаемой термокомпенсации результатов измерений.

Нанесение знака поверки на зонды не предусмотрено.

Общий вид зондов гидрологических SeaGuard RCM приведен на рисунке 1. Пломбирование зондов не предусмотрено.

Место нанесения заводского номера

1 - модификация SeaGuard RCM 9 IW; 2 - модификация SeaGuard II DCP;

3 - измерительная платформа; 4 - разъемы для подключения датчиков

Рисунок 1 - Общий вид зонда гидрологического SeaGuard RCM с указанием места нанесения заводского номера

Программное обеспечение

Зонды имеют встроенное и автономное программное обеспечение (далее- ПО).

Встроенное ПО «Seaguard Image» для модификации SeaGuard RCM 9 IW и «Image» для модификации SeaGuard II DCP обеспечивает сбор, обработку, архивирование, передачу результатов измерений. Автономное ПО «ADDI Real Time Collector» обеспечивает сбор, обработку, проверку состояния и настройку зонда.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки)

Идентификационные данные (признаки)	Значения
Идентификационное наименование ПО	Seaguard Image	Image	ADDI Real Time Collector
Номер версии (идентификационный номер) ПО	0.х1)	3.0.ххх1)	6.х.хх.х1)
1) х - метрологически незначимая часть ПО, может принимать значения от 0 до 9

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений скорости водного потока с датчиками ZPulse, м/с	от 0,02 до 3,00
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений скорости водного потока, м/с	±(0,01+0,01^V1))
Диапазон измерений скорости водного потока с датчиком DCPS 5400, м/с	от 0,01 до 5,00
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений скорости водного потока, м/с	±(0,01+0,03-V)
Диапазоны измерений температуры воды, °C	от -4,0 до +36,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры воды, °C	±0,03
Диапазоны измерений УЭП воды, См/м	от 0,005 до 0,5 включ., св. 0,5 до 7,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений УЭП в диапазоне от 0,005 до 0,5 См/м включ., См/м	±0,001
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений УЭП в диапазоне св. 0,5 до 7,5 См/м, %	±0,2
Диапазон измерений гидростатического давления, МПа - датчика гидростатического давления 4117A, 5218А - датчика гидростатического давления 4117B - датчика гидростатического давления 4117C - датчика гидростатического давления 4117D - датчика гидростатического давления 4117E - датчика гидростатического давления 4117F	от 0 до 1,0 от 0 до 4,0 от 0 до 10,0 от 0 до 20,0 от 0 до 40,0 от 0 до 60,0
Пределы допускаемой приведенной (к верхнему пределу диапазона) погрешности измерений гидростатического давления, %	±0,02

таблицы 2

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массовой концентрации растворенного в воде кислорода, мг/дм3	от 0,2 до 16,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массовой концентрации растворенного в воде кислорода, %	±5,0
1) V- измеренная скорость водного потока, м/с

Таблица 3 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Диапазон показаний мутности, ЕМФ:
- датчика мутности 4112	от 0 до 25
- датчика мутности 4112A	от 0 до 125
- датчика мутности 4112B	от 0 до 500
- датчика мутности 4112C	от 0 до 750
Габаритные размеры (диаметр; высота), мм, не более
- для модификации SeaGuard RCM 9 IW	143; 368
- для модификации SeaGuard II DCP	160;585
Масса, кг, не более
- для модификации SeaGuard RCM 9 IW	12,4
- для модификации SeaGuard II DCP	15,0
Интерфейс передачи данных	RS-422
Потребляемая мощность, Вт, не более	1,0
Параметры электрического питания:
-   напряжение   постоянного   тока   для   модификации
SeaGuard RCM 9 IW, В	от 6 до 14
-   напряжение   постоянного   тока   для   модификации
SeaGuard II DCP, В	от 12 до 30
Условия эксплуатации:
- диапазон рабочих температур SeaGuard RCM 9 IW, °С	от -5 до +50
- диапазон рабочих температур SeaGuard II DCP, °С	от -5 до +40
Таблица 4 - Показатели надежности
Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка до отказа, ч	10000
Средний срок службы, лет	10

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист формуляра «Зонды гидрологические SeaGuard RCM».

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность зондов

Наименование	Обозначение	Количество
Зонд гидрологический в составе*:	SeaGuard RCM	1 шт.
- датчик скорости водного потока	ZPulse, DCPS 5400	1 шт.
- датчик температуры воды	4060	1 шт.
- датчик УЭП воды	4319,5819В	1 шт.

таблицы 5

Наименование	Обозначение	Количество
- датчик гидростатического давления	4117, 5218А	1 шт.
Кабель	USB	1 шт.
Программное обеспечение на флеш-накопителе	ADDI Real Time Collector	1 шт.
Формуляр	Зонды гидрологические SeaGuard RCM	1 экз.
* Состав определяется при заказе

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Зонды гидрологические SeaGuard RCM. Формуляр» в главе 2 «Конфигурация для работы в режиме реального времени».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Локальная поверочная схема Росгидромета для средств измерений средней скорости водного потока в диапазоне от 0,01 до 5,00 м/с, введена в действие приказом Росгидромета от 12 мая 2021 г. № 130;

Государственная поверочная схема для средств измерений температуры, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 декабря 2022 г. № 3253;

Государственная поверочная схема для средств измерений избыточного давления до 4000 МПа, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 октября 2022 г. № 2653;

Государственная поверочная схема для средств измерений удельной электрической проводимости жидкостей, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2018 г. № 2771;

Стандарт предприятия «Зонды гидрологические SeaGuard RCM».

Изготовитель

AANDERAA Data Instruments AS, Норвегия Адрес: Sanddalsringen 5b N-5225 Nesttun, Norway Телефон: +47 55 60 48 00; факс +47 55 60 48 01

Web-сайт: www.aanderaa.com

E-mail: aanderaa.info@xyleminc.com

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И.Менделеева» (ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева»)

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

Телефон: (812) 251-76-01

Факс: (812) 713- 01-14

E-mail: info@vniim.ru

Web-сайт: www.vniim.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314555.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «05» декабря 2024 г. № 2866

Регистрационный № 59155-14

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерительная автоматизированная диспетчерского контроля и управления АСДКУ ВСВ ГХН Назначение средства измерений

Система измерительная автоматизированная диспетчерского контроля и управления АСДКУ ВСВ ГХН (далее - АСДКУ или система) предназначена для непрерывных измерений, контроля и оперативного управления технологическим процессом обеззараживания воды (измерений объемного расхода и уровня гипохлорита натрия, измерений объемного расхода воды) Восточной станции водоподготовки (ВСВ) ОАО «Мосводоканал».

Описание средства измерений

Принцип действия системы основан на последовательных преобразованиях измеряемых величин.

Выходные аналоговые сигналы с датчиков поступают в модуль аналоговых входов контроллера, где преобразуются в цифровые сигналы. Преобразованные цифровые выходные сигналы модулей аналоговых входов по интерфейсу FIPIO передаются в процессорный модуль контроллера. Далее цифровые сигналы по средствам Ethernet передаются в локальную вычислительную сеть ВСВ на SCADA-сервер ГХН, АРМ дежурного диспетчера ВСВ и по корпоративной сети в центральное диспетчерское управление ОАО «Мосводоканал».

Контроллер осуществляет последовательный опрос всех датчиков с заданным интервалом, SCADA-сервер осуществляет контроль, вывод мгновенных и аварийных показаний. Аварийные значения архивируются и хранятся в базе данных SCADA-сервера. Вывод информации об авариях осуществляется на АРМ оператора с помощью специализированного ПО «iFIX».

Исполнение единичное, заводской номер системы № 002.

Система АСДКУ состоит из:

• - первого уровня, включающего в себя первичные измерительные преобразователи;

• - второго уровня, включающего в себя программируемые контроллеры и модули ввода-вывода.

• - третьего уровня, включающего в себя серверное оборудование, осуществляющее сбор, хранение и передачу информации, автоматизированное рабочее место (АРМ) дежурного оператора, включающее персональный компьютер (ПК) для визуализации технологических параметров, выполнения расчетов, ведения протоколов, архивации данных, обработки измерительной информации.

Все части системы соединяются проводными линиями связи.

• 1. Первичные измерительные преобразователи (ПИП), обеспечивающие преобразование значений измеряемых технологических параметров в унифицированные сигналы силы постоянного тока:

• - расходомеры электромагнитные с конвертерами сигналов OPTIFLUX, модификация 4100, с конвертером сигналов IFC 010, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - рег. №) № 40075-13;

• - расходомеры-счетчики электромагнитные OPTIFLUX, модификации 2100 и 4100, с конвертером сигналов IFC 100, рег. № 70495-18

• - расходомеры ультразвуковые УРС- 002, рег. № 67520-17;

• - уровнемеры микроволновые Micropilot, модификация FMR 50, рег. № 55965-13;

• - уровнемеры ультразвуковые Prosonic M, модификация FMU43, рег. № 17670-13;

• 2. Второй уровень системы (ВИК) состоит из:

• - модули аналоговых входов STBACI0320;

• - контроллеры программируемые логические PLC Modicon с модулями ввода аналоговых сигналов серии Modicon Quantum 140 ACI 04000, рег. № 18649-09;

• - модули аналогового ввода МВ210-101, рег. № 76920-19;

• - модули аналоговые BMXAMI0810, рег. № 49662-12;

• - изолированные модули аналоговjго ввода Modicon Premium, модификация TSXAEY810.

Максимальное количество АСДКУ с учетом возможности использования резервных каналов - 49. Полный перечень ИК системы приводится в руководстве по эксплуатации на систему.

Заводской номер в виде цифрового обозначения, который однозначно идентифицирует систему, указывается в руководстве по эксплуатации системы, а также наносится несмываемым маркером на верхнюю внутреннюю часть двери шкафов, в левый угол, в соответствии с рисунком 3

Общая структурная схема АСДКУ представлена на рисунке 1. Общий вид стойки приборной снаружи и внутри представлен на рисунке 2.

Защита от несанкционированного доступа к системе предусмотрена в виде специальных замков на дверях электротехнических шкафов, запираемых ключами.

Рисунок 1 - Общая структурная схема АСДКУ

ТУ 3432-002-42873110-04

Щит автоиатического управления дозированием гипохлорита ЩАУ Номинальное напрнжене литания, В Номинальная частота, Гц Система заземления

Степень защиты. IP Габаритные размеры, мм

АСС1КЧ fe>Cfe> гхц ооа

Рисунок 3 - Место нанесения заводского номера

Пломбирование системы не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) верхнего уровня системы являются SCADA FIX и SCADA iFIX. ПО не являются метрологически значимыми, т.к. их функциями является сбор, передача, архивирование и отображение информации, полученной от датчиков.

Для защиты ПО от несанкционированного доступа предусмотрен физический контроль доступа (отдельные запираемые помещения серверной) и программный контроль доступа (по логину и паролю с регистрацией успеха и отказа в доступе).

Уровень защиты ПО АСДКУ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) АСДКУ представлены в таблице 1.

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значения
Идентификационное наименование ПО	SCADA FIX	SCADA iFIX
Номер версии (идентификационный номер) ПО	Не ниже 6.0	Не ниже 3.5
Цифровой идентификатор ПО	Не используется

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и технические характеристики ИК АСДКУ приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование измеряемого параметра	Диапазон измерений	ПИП		ВИК		Характеристики погрешности ИК в рабочих условиях 2
		Тип, выходной сигнал	Характеристики погрешности 1	Структура	Пределы допускаемой погрешности в рабочих условиях 2
1	2	3	4	5	6	7
Расход перекачки ГХН	от 0 до 30,0 м3/ч	OPTIFLUX 2100 OPTIFLUX 4100 от 4 до 20 мА	о = ±(0,3 +     %	ACI0320 - АРМ	Yвик = ±0,4 %	5ик = ±(5п + ——D' %С Х
Расход воды на разбавление	от 0 до 30 м3/ч	OPTIFLUX 2100 OPTIFLUX 4100 от 4 до 20 мА	о = ±(0,3 + 0-1^) %	ACI 04000 - АРМ	Yвик = ±0,125 %	Ъикк. = ±(5п + YbUK7-d) %О Х
Расход воды на смесители	от 0 до 12500 м3/ч	УРС 002 от 4 до 20 мА	5п = ±1,0 %	BMXAMI0810 -АРМ	Yвик = ±0,1 %	5ик = ±(5п + Ybuk-d) % Х
				TSXAEY810 -АРМ	Yвик = ±0,142 %
Расход воды на контактный резервуар 1	от 0 до 8000 м3/ч	УРС 002 от 4 до 20 мА	5п = ±1,0 %	BMXAMI0810 - АРМ	Yвик = ±0,1 %	5ик = ±(5п + YbUK7-d) % Х
Расход воды на контактные резервуары 2, 3	от 0 до 10000 м3/ч	УРС 002 от 4 до 20 мА	5п = ±1,0 %	МВ210-010 -АРМ	Yвик = ±0,25 %с	5ик = ±(5п + Ybuk-d) %С Х
Расход воды на контактный резервуар 4	от 0 до 3000 м3/ч	УРС 002 от 4 до 20 мА	5п = ±1,0 %	BMXAMI0810 - АРМ	Yвик = ±0,1 %	5ик = ±(5п + Ybuk-d) %С Х
	от 0 до 10000 м3/ч

таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
Расход воды на БВО	от 0 до 8000 м3/ч	УРС 002 от 4 до 20 мА	5п = ±1,0 %	BMXAMI0810 - АРМ	Yвик = ±0,1 %	5ик = ±(5п + ——D' % Х
Уровень ГХН в приемных емкостях	от 0 до 2,5 м	FMR 50 от 4 до 20 мА	Лп = ±2 мм	ACI0320 - АРМ	Yвик = ±0,4 %	хДп ■ 100         \ rrt Yик  ±(  D   + Yвик) %
Уровень ГХН в расходных емкостях	от 0 до 9 м	FMR 50 от 4 до 20 мА	Лп = ±2 мм	ACI 04000 - АРМ	Yвик = ±0,125 %	Yик ±(  D   + Yвик) %
		FMU43 1 2 от 4 до 20 мА	Лп = ±4 мм (для D < 2 м) 5п = ±0,2 % (для D > 2 м)	ACI 04000 - АРМ		Yик = ±( D + Yвик) %С (для D < 2 м) 5ик = ±(5п + Ybuk-d) (для D > 2 м) Х

Примечания:

Таблица 3 - Технические

Наименование параметра	Значение
Нормальные и рабочие условия применения ПИП и ВИК
Температура окружающей среды, °С	от 15 до 25
Относительная влажность окружающего воздуха, %	от 5 до 80
Атмосферное давление, кПа	от 86 до 106,7
Напряжение питающей сети, В	от 198 до 242
Частота питающей сети, Гц	от 49 до 51

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование параметра	Значение
Средний срок службы, лет	20
Средняя наработка на отказ, ч	175200

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации.

Комплектность средств измерений

Таблица 5 - Комплектность поставки системы

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерительная   автоматизированная диспетчерского контроля и управления АСДКУ ВСВ ГХН	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации	ВСВ.002.2014 РЭ	1 экз.
Методика поверки с Изменением № 1	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

представлены в разделе1.4.1 «Определение метрологических характеристик» руководства по эксплуатации системы.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1^10^-16 до 100 А».

Изготовитель

Акционерное общество «Мосводоканал» Восточная станция водоподготовки

Адрес: 105173, г. Москва, ул. Западная, д. 4 Телефон: (499) 780-98-84

Факс: (499) 780-16-12

E-mail: post@mosvodokanal.ru

Web-сайт: www.mosvodokanal.ru

Испытательный центр

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: (495) 437-55-77

Факс: (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 «05» декабря 2024 г. № 2866

Регистрационный № 75083-19

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижне-Свирской ГЭС (ГЭС-9) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижне-Свирской ГЭС (ГЭС-9) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» (далее — АИИС КУЭ) предназначена для автоматических измерений активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. АИИС КУЭ возможно использовать для передачи (получения) данных смежным субъектам энергетики. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут и нарастающим итогом приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);

автоматический сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);

периодический (не реже 1-го раза в сутки и/или по запросу (настраиваемый параметр)) автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);

хранение результатов измерений;

передача результатов измерений в организации-участники оптового (розничного) рынка электроэнергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;

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

диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее — ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее — ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее — ТН), счетчики активной и реактивной электрической

энергии, 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 — технические средства программно-технический средства и программное результатов измерений (далее - сервер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и формирования автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ).

ПТК АИИС КУЭ развёрнут в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развёрнуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов.

На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Измеренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезависимую память счетчика.

На втором уровне происходит: настройка параметров ИВК; сбор данных из памяти счетчиков в БД; хранение данных в БД;

формирование справочных и отчетных документов;

передача информации смежным субъектам электроэнергетики — участникам оптового рынка электрической энергии и мощности и в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора (далее - ПАК КО);

настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

поддержание точного времени в системе.

ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электроэнергии и их хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирование и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленного обмена данными с другими ПТК как макетами утвержденных форм, так и данными в собственном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и без неё.

Для обеспечения единого времени на СИ, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики электрической энергии ИИК ТИ, ПТК АИИС КУЭ (ИВК) и сервер времени) при проведении измерений при помощи АИИС КУЭ, предусмотрена система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ).

СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда), привязанное к национальной шкале координированного времени UTC(SU), на всех компонентах и уровнях системы.

Базовым устройством системы СОЕВ является Метроном версии 1000 (производства ООО «Прайм Тайм Инжиниринг», регистрационный № 56465-14). ПТК АИИС КУЭ не менее одного раза в сутки синхронизирует часы с сервером времени при расхождении более чем на ±2 с (настраиваемый параметр). ПТК АИИС КУЭ синхронизирует часы счётчиков при сеансах связи при расхождении времени более чем на ±2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД. Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 109. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» используется при учёте электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учёта и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

ПК «Энергосфера» не оказывает влияние на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

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

Идентификационные данные ПК «Энергосфера», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
OC MS Windows
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dU
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b (для 32-разрядного сервера опроса), 6c13139810a85b44f78e7e5c9a3edb93 (для 64-разрядного сервера опроса)
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода	MD5
Linux-подобные ОС
Идентификационное наименование ПО	libpso metr.so
Цифровой идентификатор ПО	01e3eae897f3ce5aa58ff2ea6b948061
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода	MD5

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав

каналов АИИС КУЭ

Номер и диспетчерское наименование ИК		ТТ	ТН	Счетчик	УССВ
1		2	3	4	5
09.01	Генератор 1	IGD 2000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 38611-08	UGE 3-35 10000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 25475-06	A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06	Метроном версии 1000 Рег. № 56465-14
09.02	Генератор 2	IGD 2000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 38611-08	UGE 3-35 10000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 25475-06	A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
09.03	Генератор 3	IGD 2000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 38611-08	UGE 3-35 10000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 25475-06	A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

1		2	3	4
09.04	Генератор 4	IGD 2000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 38611-08	UGE 3-35 10000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 25475-06	A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06
09.05	ГТ-1	GSR 400/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 25477-08	НАМИ-220 УХЛ1 220000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 20344-05	A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11
09.06	ГТ-2	GSR 400/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 55008-13 Рег. № 25477-08	НАМИ-220 УХЛ1 220000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 20344-05	A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11
09.07	Фид. «Правый берег» яч.19	ТЛП-10 100/5 Кл. т. 0,5S; Рег. № 30709-07	UGE 3-35 3000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 25475-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06

Метроном версии 1000 Рег. № 56465-14

1		2	3	4
09.08	Фид. «Шлюз в/г» яч.21	ТЛП-10 100/5 Кл. т. 0,5S; Рег. № 30709-07	UGE 3-35 3000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 25475-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06
09.09	Фид. «Шлюз н/г» яч.29	ТЛП-10 150/5 Кл. т. 0,5S; Рег. № 30709-07	UGE 3-35 3000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 25475-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06
09.16	РТ-4	GSR 400/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 25477-08	ЗНОЛ 35000/^3/100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 46738-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11
09.17	РТ-1	ТЛП-10 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-11	UGE 10000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 25475-11	A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06

Метроном версии 1000 Рег. № 56465-14

1		2	3	4
09.18	РТ-2	ТЛП-10 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-11	UGE 10000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 25475-11	A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06
09.19	Фид. «Эл. бойлерная» яч.6	ТЛП-10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-11	UGE 3-35 6000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 25475-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06
09.20	Фид. «Эл. бойлерная» яч.13	ТЛП-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-11	UGE 3-35 6000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 25475-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06
09.21	Фид. 2 яч.2 «Поселок»	ТЛП-10 150/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-07	UGE 3-35 6000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 25475-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06

Метроном версии 1000 Рег. № 56465-14

1		2	3	4
09.22	Фид. 3 яч.3 «Поселок»	ТЛП-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-07	UGE 3-35 6000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 25475-06	A1805RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 31857-06
09.23	Фид. 4 яч.10 «Поселок»	ТЛП-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30709-07	UGE 3-35 6000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 25475-06	A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

Метроном версии 1000 Рег. № 56465-14

Примечания:

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

• 2 Допускается замена УССВ на аналогичное 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.

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

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 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	17
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 98 до 102
- сила тока, % от 1ном	от 2 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности, cos9	0,87
- температура окружающей среды, °C:	от +21 до +25

1	2
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 95 до 105
- сила тока, % от Iном	от 2 до 120
- коэффициент мощности, cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
- частота, Гц	От 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -30 до +30
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от +10 до +30
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ и сервера, °С	от +10 до +30
Надежность применяемых компонентов: Электросчетчики Альфа А1800 (рег. №  31857-06, рег. № 31857-11): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
Устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 1000 (рег. № 56465-14): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
ИВК: - коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
- при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний, средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

• - резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания;

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

Регистрация событий:

• - в журнале событий счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электроэнергии;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки.

• - наличие защиты на программном уровне:

• - пароль на счетчиках электроэнергии;

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

Возможность коррекции шкалы времени в:

• - счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформатор тока	IGD	12
Трансформатор тока	GSR	9
Трансформатор тока	ТЛП-10	30
Трансформатор напряжения	UGE 3-35	30
Трансформатор напряжения	НАМИ-220 УХЛ1	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ	3
Трансформатор напряжения	UGE	6
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	A1802RALQ-P4GB-DW-4	8
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	A1805RALQ-P4GB-DW-4	9
Устройство синхронизации частоты и времени	Метроном версии 1000	2
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	1
Формуляр	ЭС-52-08/2017-Г9.ПС	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Нижне-Свирской ГЭС (ГЭС-9) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1»», аттестованном ООО «Энергокомплекс», г. Москва, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312235.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Изготовитель

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

ИНН 7802222000

Юридический адрес: 194156, г. Санкт-Петербург, Большой Сампсониевский пр-кт, д. 87, лит. А

Адрес места осуществления деятельности: 196128, г. Санкт-Петербург, ул. Варшавская, д. 11, лит. А

Телефон: 8 (812) 368-02-70, 8 (812) 368-02-71

Факс: 8 (812) 368-02-72

Е-mail: office@energoservice.net

Испытательный центр

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

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

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

Факс: 8 (812) 244-10-04

E-mail: letter@rustest.spb.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «05» декабря 2024 г. № 2866

Регистрационный № 92811-24

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

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

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

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

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

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

- хранение информации по заданным критериям;

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

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

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

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

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

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

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

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

ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC(SU) более чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.

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

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 022-АУЭ. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной  информационно-измерительной системы коммерческого учета

электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете обеспечивает обработку, организацию учета и хранения а также их отображение, распечатку с помощью принтера предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

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

Метрологически значимой частью СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) являются файлы DataServer.exe, DataServer_USPD.exe.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав

каналов АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
		Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	С и	и и Н
1	2	3	4	5	6	7
1	ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС -Чапаевская №1	TG кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 75894-19	НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15	СТЭМ-300 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 71771-18	о ~ о О\ о Tt СП о о	1 о сл Н и I-.' о С1и
2	ВЛ 220 кВ Балаковская АЭС -Чапаевская №2	TG кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 75894-19	НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15	СТЭМ-300 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 71771-18
3	ОВ 220	TG кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1 рег. № 75894-19	НАМИ кл.т. 0,2 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 60353-15	СТЭМ-300 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 71771-18
4	КЛ 10 кВ Модуль 3 (ввод 1)	ТЛО-1О кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 25433-11	НАЛИ-НТЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 70747-18	СТЭМ-300 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 71771-18
5	КЛ 10 кВ Модуль 2 (ввод 1)	ТЛО-1О кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 25433-11	НАЛИ-НТЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 70747-18	СТЭМ-300 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 71771-18
6	КЛ 10 кВ Модуль 1 (ввод 1)	ТЛО-1О кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 25433-11	НАЛИ-НТЗ кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 70747-18	СТЭМ-300 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 71771-18

Таблица 3 -

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

Пр имечания

• 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности Si(2)%p для cos9=l,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 5i(2)%p и 52%Q для COSO' 1.0 нормируются от I2%.

• 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии	от 99 до 101 от 1 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для сервера, УССВ	от 90 до 110 от 1 до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +10 до +30 от +18 до +24

1	2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электроэнергии СТЭМ-300:
- средняя наработка на отказ, ч	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД ЭКОМ-ЗООО:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее	75000
комплекс измерительно-вычислительный СТВ-О1:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000
Глубина хранения информации
счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	З
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

• - резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

• - в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электроэнергии;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД.

• - наличие защиты на программном уровне:

• - пароль на счетчиках электроэнергии;

• - пароль на УСПД;

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

Возможность коррекции шкалы времени в:

• - счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	TG	9 шт.
Трансформатор тока	ТЛО-1О	36 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИ	6 шт.
Трансформатор напряжения	НАЛИ-НТЗ	4 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СТЭМ-300	15 шт.
Устройство сбора и передачи данных	ЭКОМ-ЗООО	1 шт.
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1 шт.
Формуляр	П220-ЭлВ-ЧАП-РД-О22-АУЭ.ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной   информационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Чапаевская». Методика измерений аттестована ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи в аккредитованных лиц № RA.RU.311703.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания - Россети» (ПАО «Россети»)

ИНН 4716016979

Юридический адрес: 121353, г. Москва, вн.тер.г. муниципальный округ Можайский, ул. Беловежская, д. 4

Телефон: +7 (800) 200-18-81

E-mail: info@rosseti.ru

Web-сайт: www.rosseti.ru

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания - Россети» (ПАО «Россети»)

ИНН 4716016979

Адрес: 121353, г. Москва, вн.тер.г. муниципальный округ Можайский, ул. Беловежская, д. 4

Телефон: +7 (800) 200-18-81

E-mail: info@rosseti.ru

Web-сайт: www.rosseti.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Факс: +7 (499) 124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «05» декабря 2024 г. № 2866 измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счётчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счётчики), установленные на присоединениях, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных;

• -   2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер опроса и баз данных (далее - сервер БД), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приёма-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, её обработку и хранение, передачу отчётных документов коммерческому оператору, системному оператору и субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счётчиков. В счётчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счётчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учёта коэффициентов трансформации для счетчиков А1800 и ПСЧ-4ТМ.05МК, для остальных типов счетчиков -мгновенные значения умножаются на коэффициенты ТТ и ТН, внесенные в энергонезависимую память счетчиков. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счётчиков с привязкой к шкале времени UTC (SU).

Для предотвращения искажения информации, передаваемой между уровнями ИИК ТИ и ИВК, производится вычисление и сравнение контрольных сумм, переданных и принятых данных.

ИВК выполняет следующие функции:

• -   сбор, первичную обработку и хранение результатов измерений и служебной информации ИИК ТИ;

• -   занесение результатов измерений и их хранение в базе данных ИВК;

• -   пересчёт результатов измерений с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (для счетчиков А1800 и ПСЧ-4ТМ.05МК);

• -   визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;

• -   передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС», другим субъектам оптового рынка по протоколу SMTP в виде XML-файлов макетов 80020, 80030, 51070;

• -   ведение журнала событий ИВК;

• -   оформление справочных и отчётных документов.

Передача информации от сервера БД во внешние системы осуществляется посредством сети Internet с использованием выделенного канала связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы сервера ИВК, счётчиков и блока коррекции времени ЭНКС-2. ЭНКС-2 формирует шкалу времени UTC(SU) путем обработки сигналов точного времени, полученных от навигационных спутниковых систем с помощью антенны ГЛОНАСС/GPS и передает ее в ИВК. Сличение часов сервера с часами ЭНКС-2 осуществляется каждые 10 минут, корректировка часов сервера происходит при поправке часов (расхождении) более чем на 0,5 с. Сличение часов счётчиков и часов сервера происходит при каждом обращении сервера к счётчику, корректировка часов счётчиков происходит при расхождении часов счётчика и часов сервера более чем ± 2 с.

Журналы событий счётчиков и сервера АИИС КУЭ содержат факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 2 наносится типографским способом в формуляр и на информационную табличку корпуса сервера БД. Заводские и (или) серийные номера средств измерений, входящих в состав измерительных каналов (ИК), с целью их идентификации, приведены в формуляре ГДАР.411711.078/4.02 ФО.

Программное обеспечение

В ИВК используется программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера» из состава системы автоматизированной информационно-измерительной «Энергосфера».

Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Наименование ПО	ПК «Энергосфера»
Идентификационное наименование программного обеспечения	pso_metr.dU
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «средний».

Метрологические и технические характеристики

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

1	2	3	4	5	6
71	ШУ 0,4 кВ ГСК №274, ввод 0,4 кВ	ТТИ Кт.т. 0,5S Ктт = 100/5 Рег. № 28139-12	Не используется	EM133 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 58209-14	Сервер БД; Блок коррекции времени ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

Примечания:

1. Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утверждённых 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик;

техническим актом в установленном порядке, вносят изменения в эксплуатационные совместно с эксплуатационными документами

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
		Swga %	5wоP %	Swga %	5wоP %	Swga %	5wgP %	Swga %	5wgP %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	0,50	±4,8	±2,4	±3,0	±1,8	±2,2	±1,2	±2,2	±1,2
3, 4, 5, 6, 7	0,80	±2,6	±4,0	±1,7	±2,6	±1,2	±1,9	±1,2	±1,9
	0,87	±2,2	±4,9	±1,5	±3,1	±1,1	±2,2	±1,1	±2,2
	1,00	±1,6	-	±1,1	-	±0,9	-	±0,9	-
	0,50	±2,1	±2,0	±1,7	±1,9	±1,4	±1,3	±1,4	±1,3
8	0,80	±1,3	±2,4	±1,0	±2,1	±0,9	±1,6	±0,9	±1,6
	0,87	±1,2	±2,6	±0,9	±2,3	±0,8	±1,8	±0,8	±1,8
	1,00	±1,0	-	±0,8	-	±0,7	-	±0,7	-
9, 11, 15 - 18, 37, 38	0,50	-	-	±5,4	±3,0	±2,9	±1,8	±2,2	±1,5
	0,80	-	-	±2,9	±4,6	±1,6	±2,6	±1,2	±2,1
	0,87	-	-	±2,5	±5,6	±1,4	±3,1	±1,1	±2,4
	1,00	-	-	±1,8	-	±1,1	-	±0,9	-
10,	0,50	±1,8	±1,9	±1,3	±1,8	±0,9	±1,2	±0,9	±1,2
12 - 14,	0,80	±1,2	±2,2	±0,9	±1,9	±0,6	±1,3	±0,6	±1,3
19 - 32,	0,87	±1,1	±2,4	±0,8	±2,0	±0,6	±1,4	±0,6	±1,4
34, 35, 42-44	1,00	±0,9	-	±0,6	-	±0,5	-	±0,5	-

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	0,50	±4,9	±2,7	±3,1	±2,1	±2,3	±1,5	±2,3	±1,5
33, 39	0,80	±2,7	±4,1	±1,9	±2,9	±1,4	±2,1	±1,4	±2,1
	0,87	±2,4	±5,0	±1,8	±3,3	±1,2	±2,4	±1,2	±2,4
	1,00	±1,9	-	±1,2	-	±1,0	-	±1,0	-
	0,50	±4,8	±2,7	±3,0	±1,9	±2,2	±1,5	±2,2	±1,5
36	0,80	±2,5	±4,1	±1,6	±2,8	±1,2	±2,1	±1,2	±2,1
	0,87	±2,2	±5,1	±1,4	±3,4	±1,1	±2,5	±1,1	±2,5
	1,00	±1,6	-	±1,1	-	±0,9	-	±0,9	-
	0,50	-	-	±5,5	±3,0	±3,0	±1,8	±2,3	±1,5
40, 41	0,80	-	-	±3,0	±4,6	±1,7	±2,6	±1,4	±2,1
	0,87	-	-	±2,7	±5,6	±1,5	±3,1	±1,2	±2,4
	1,00	-	-	±1,8	-	±1,2	-	±1,0	-
	0,50	±1,8	±1,5	±1,3	±1,3	±0,9	±0,8	±0,9	±0,8
45 - 47	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	-
48, 51, 52,	0,50	-	-	±1,1	±1,2	±0,7	±1,1	±0,7	±1,1
54, 59, 62,	0,80	-	-	±0,8	±1,5	±0,6	±1,1	±0,6	±1,1
64 - 66,	0,87	-	-	±0,7	±1,7	±0,6	±1,1	±0,6	±1,1
70	1,00	-	-	±0,6	-	±0,6	-	±0,6	-
	0,50	-	-	±1,5	±2,5	±1	±2	±1	±2
49, 57, 61	0,80	-	-	±1,5	±2,5	±1	±2	±1	±2
	0,87	-	-	±1,5	±2,5	±1	±2	±1	±2
	1,00	-	-	±1,5	-	±1	-	±1	-
50, 53, 55,	0,50	±4,7	±2,6	±2,8	±2,0	±1,9	±1,3	±1,9	±1,3
56, 58, 60,	0,80	±2,6	±4,0	±1,7	±2,7	±1,1	±1,8	±1,1	±1,8
63, 67, 68,	0,87	±2,3	±4,9	±1,6	±3,1	±1,0	±2,1	±1,0	±2,1
69, 71	1,00	±1,8	-	±1,0	-	±0,8	-	±0,8	-

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
		SwA %	SwP %	SwA %	SwP %	SwA %	SwP %	SwA %	SwP %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
3, 4, 5, 6, 7	0,50	±4,8	±2,8	±3,0	±2,2	±2,3	±1,8	±2,3	±1,8
	0,80	±2,6	±4,2	±1,8	±2,9	±1,4	±2,3	±1,4	±2,3
	0,87	±2,3	±5,0	±1,6	±3,4	±1,2	±2,6	±1,2	±2,6
	1,00	±1,7	-	±1,1	-	±0,9	-	±0,9	-
8	0,50	±2,2	±3,2	±1,7	±3,2	±1,5	±3,0	±1,5	±3,0
	0,80	±1,5	±3,5	±1,2	±3,4	±1,1	±3,1	±1,1	±3,1
	0,87	±1,4	±3,7	±1,2	±3,5	±1,0	±3,2	±1,0	±3,2
	1,00	±1,2	-	±0,8	-	±0,8	-	±0,8	-

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
9, 11, 15 - 18, 37, 38	0,50	-	-	±5,5	±4,1	±3,0	±3,5	±2,3	±3,4
	0,80	-	-	±2,9	±5,5	±1,7	±4,1	±1,4	±3,7
	0,87	-	-	±2,5	±6,6	±1,5	±4,5	±1,2	±4,0
	1,00	-	-	±1,9	-	±1,2	-	±1,0	-
10,	0,50	±1,9	±2,0	±1,4	±1,9	±1,1	±1,6	±1,1	±1,6
12 - 14,	0,80	±1,3	±2,3	±1,0	±2,0	±0,8	±1,7	±0,8	±1,7
19 - 32,	0,87	±1,2	±2,5	±1,0	±2,1	±0,8	±1,7	±0,8	±1,7
34, 35, 42-44	1,00	±1,1	-	±0,6	-	±0,6	-	±0,6	-
	0,50	±5,1	±3,7	±3,4	±3,4	±2,6	±3,1	±2,6	±3,1
33, 39	0,80	±3,0	±4,9	±2,3	±3,9	±1,9	±3,4	±1,9	±3,4
	0,87	±2,8	±5,6	±2,2	±4,3	±1,8	±3,6	±1,8	±3,6
	1,00	±2,3	-	±1,4	-	±1,3	-	±1,3	-
	0,50	±4,8	±4,1	±3,0	±3,5	±2,3	±3,4	±2,3	±3,4
36	0,80	±2,6	±5,2	±1,7	±4,2	±1,4	±3,7	±1,4	±3,7
	0,87	±2,3	±6,0	±1,5	±4,6	±1,2	±4,0	±1,2	±4,0
	1,00	±1,7	-	±1,2	-	±1,0	-	±1,0	-
	0,50	-	-	±5,7	±4,0	±3,3	±3,2	±2,6	±3,1
40, 41	0,80	-	-	±3,3	±5,3	±2,2	±3,7	±1,9	±3,4
	0,87	-	-	±3,0	±6,2	±2,0	±4,1	±1,8	±3,6
	1,00	-	-	±2,0	-	±1,4	-	±1,3	-
	0,50	±1,9	±2,0	±1,4	±1,9	±1,1	±1,6	±1,1	±1,6
45 - 47	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	-
48, 51, 52,	0,50	-	-	±1,8	±3,3	±1,6	±3,2	±1,6	±3,2
54, 59, 62,	0,80	-	-	±1,5	±3,5	±1,4	±3,3	±1,4	±3,3
64 - 66,	0,87	-	-	±1,5	±3,6	±1,4	±3,4	±1,4	±3,5
70	1,00	-	-	±1,4	-	±1,4	-	±1,4	-
	0,50	-	-	±2,8	±5,7	±2,5	±5,4	±2,5	±5,4
49, 57, 61	0,80	-	-	±2,8	±5,7	±2,5	±5,4	±2,5	±5,4
	0,87	-	-	±2,8	±5,7	±2,5	±5,4	±2,5	±5,4
	1,00	-	-	±2,3	-	±1,9	-	±1,9	-
50, 53, 55,	0,50	±4,9	±3,7	±3,1	±3,3	±2,3	±3,0	±2,3	±3,0
56, 58, 60,	0,80	±2,9	±4,7	±2,2	±3,8	±1,8	±3,2	±1,8	±3,2
63, 67, 68,	0,87	±2,7	±5,5	±2,1	±4,1	±1,7	±3,4	±1,7	±3,4
69, 71	1,00	±2,3	-	±1,3	-	±1,1	-	±1,1	-

Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с

2

3

4

5

6

7

8

9

10

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;

Swga - доверительные границы допускаемой основной относительной при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;

5wо^Р - доверительные границы допускаемой основной относительной при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;

SwA  - доверительные границы допускаемой относительной

Таблица 5 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	69
Нормальные условия: -  ток, % от 1ном -  напряжение, % от ином -  коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С	от (2)5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: -  ток, % от 1ном -  напряжение, % от ином -  коэффициент мощности cos ф	от (2)5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков и СОЕВ - для сервера	от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25
Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут	30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут	30
Формирование XML-файла для передачи внешним системам	Автоматическое / ручное
Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов	Автоматическое

1	2
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,	90
сутки, не менее
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний	3,5
средств измерений, лет, не менее

Надёжность системных решений:

- резервирование питания сервера посредством применения источника бесперебойного питания;

-   резервирование питания счётчиков.

Регистрация событий с фиксацией времени и даты наступления:

журнале событий счётчика: изменение данных и конфигурации; отсутствие напряжения по каждой фазе; перерывы питания;

попытки несанкционированного доступа; факты и величина коррекции времени; результаты автоматической самодиагностики;

журналах сервера БД: изменение значений результатов измерений; изменения коэффициентов ТТ и ТН; изменение конфигурации; замены счётчика; величины коррекции системного времени; события из журнала счётчиков.

•

защита на программном уровне:

• установка паролей на счётчик;

• установка паролей на сервер;

• установка паролей на АРМ пользователей.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра ГДАР.411711.078/4.02 ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Северсталь» (ЧерМК). 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	ТПОЛ-10	3
Трансформаторы тока	ТПЛ-10	7
Трансформаторы тока	ТПЛК-10	2
Трансформаторы тока	ТГ-220	6
Трансформаторы тока	ТВ-220	21
Трансформаторы тока	ТПЛ-10-М	12
Трансформаторы тока	ТПЛМ-10	3
Трансформаторы тока	ТПЛ-10К	4
Трансформаторы тока	ТТИ	24
Трансформаторы тока	CTSG	6
Трансформаторы тока	ТЛП-10	4
Трансформаторы тока	ELK-CT0	6
Трансформаторы тока	ТПОФ	2
Трансформаторы тока	ТГФМ-220	3
Трансформаторы тока	ТФГ-220	6
Трансформаторы тока	ТШ-ЭК-0,66	3
Трансформаторы тока	ТШП	3
Трансформаторы тока	ТОЛ-10	3
Трансформаторы тока	ТОЛ 10	2
Трансформаторы тока	Т-0,66 У3	6
Трансформаторы комбинированные	VAU-123/245/362	15
Трансформаторы комбинированные	VAU	15
Трансформаторы напряжения	СРВ 123-550	12
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	2
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95УХЛ2	4
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	2
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛТ-10Т	6
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-ЭК-10	3
Трансформаторы напряжения	СРA 72-550	6
Трансформаторы напряжения	НОМ-10-66	3
Трансформаторы напряжения	VCU	6
Трансформаторы напряжения	ЗНОГ-220У3	6
Трансформаторы напряжения	I-TOR	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОГ	6
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10	2
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66	2
Счетчики	ExpertMeter 720 (ЕМ 720)	2
Счетчики	PM175	6
Счетчики	A1802RAL-P4GB-DW-4	5
Счетчики	PM175-E	25
Счетчики	EM133	24

1	2	3
Счетчики	BINOM339	3
Счетчики	ПСЧ-4ТМ.05МК.00	1
Счетчики	Меркурий 204	3
Блок коррекции времени	ЭНКС-2	1
ПО ИВК	ПК «Энергосфера»	1
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Северсталь» (ЧерМК). Формуляр	ГДАР.411711.078/4.02 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 ПАО «Северсталь» (ЧерМК)». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

ГОСТ Р 59793-2021 Информационные технологии. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Северсталь» (ПАО «Северсталь») ИНН 3528000597

Адрес: 162608, Вологодская обл., г. Череповец, ул. Мира, д. 30

Телефон: +7(8202) 53-09-00

E-mail: severstal@severstal.com

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Северсталь» (ПАО «Северсталь») ИНН 3528000597

Адрес: 162608, Вологодская обл., г. Череповец, ул. Мира, д. 30 Телефон: +7(8202) 53-09-00

E-mail: severstal@severstal.com

Испытательный центр

Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт физикотехнических 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.

¹

- Используемые обозначения:

• - Лп, 5п - пределы допускаемых абсолютных и относительных погрешностей ПИП в рабочих условиях;

• - Ybuk - пределы допускаемых приведенных к диапазону измерений погрешностей ВИК в рабочих условиях;

• - Yик, 5ик - пределы допускаемых приведенных и относительных погрешностей ИК в рабочих условиях;

• - D - диапазон измерений (значение разницы верхней и нижней границ выбранного диапазона измерений);

• - Х - измеренное значение в единицах измерения ПИП;

• - S - измеренная площадь сечения внутреннего просвета трубопровода, м².

²

- нижняя граница диапазона измерений уровнемеров ультразвуковых Prosonic M, модификация FMU43 от 0,6 м

---