МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ и ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)

ПРИКАЗ

03 июня 2025 г.

Москва

О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений

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

• 1. Внести изменения в сведения об утвержденных типах средств измерений в части конструктивных изменений, влияющих на их метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Утвердить измененные описания типа средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.

• 3. ФБУ «НИЦ НМ — Ростест» внести сведения об утвержденных типах

средств измерений согласно приложению к настоящему приказу в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 28 августа 2020 г. N>2906.                          ч

регулированию и метрологии

Сертификат: 7B1801563EA497F787EAF40A918A8D6F

Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович

---

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «03» июня 2025 г. № 1084

Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средства измерений

ОАО «Лебединский ГОК»

й ГОК»), Белгородская обл., г.о. Губкинский

---

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «03» июня 2025 г. № 1084

Регистрационный № 62424-15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Лебединский ГОК»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Лебединский ГОК» 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 распределённой функцией измерений.

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя 2 устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее по тексту - УСПД) (основной и резервный), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени (далее по тексту-УСВ), входящие в состав УСПД.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, 2 сервера баз данных (БД) АИИС КУЭ (основной и резервный), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ПК «Энергосфера».

Первичные фазные токи и трансформаторами в аналоговые измерительным цепям поступают электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

Сервер БД также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ используется приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС).

Шкала времени УСПД синхронизирована с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сличение шкалы времени УСПД со шкалой временем счетчиков выполняется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция шкалы времени счетчиков происходит при расхождении со шкалой времени УСПД ±3 с.

Сличение шкал времени серверов БД со шкалой времени УСПД осуществляется при каждом опросе УСПД. Коррекция времени выполняется при расхождении шкал времени сервера БД и УСПД более, чем на ±3 с.

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

АИИС КУЭ присвоен заводской номер 002. Заводской номер АИИС КУЭ наносится типографским способом на этикетку, которая располагается на корпусе сервера ИВК и в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ типографским способом.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», установленное на серверах АИИС КУЭ. Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» 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. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ПК «Энергосфера» представлены в таблице 1

Таблица 1 -

значимой части ПО АИИС КУЭ

данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Наименование ПО	ПК «Энергосфера»
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb78l4b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения	MD5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ и основные

Номер ИК	Наименование объекта учета	Измерительные компоненты			УСПД	S S &И о к СП о о 4 СП 5 m	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	ТН	Счетчик			сб         „ 4 ей    Ю Ю »ти н о S к к й 5 й о „0^0^ я Д' о я а о о 1   & Оч    2 U	я    X я я S ю „я &И я я W н о н о я я о о я я я Э g -н й о я <2^ 1 & S U
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	ПС 35 кВ И-Подъем, ЗРУ-6 кВ, яч. 10, ввод 6 кВ Т-1	ТПОЛ-10-3-У3 800/5; кл.т. 0,5S Рег. № 47958-11	НТМИ-6-66 У3 6000/100; кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70	СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04	S’ g g g о о о S к к ю ю о &И к к о со о о ря	Активная Реактивная	1,1 2,6	3,0 4,9
2	ПС 35 кВ И-Подъем, ЗРУ-6 кВ, яч. 17, ввод 6 кВ Т-2	ТПОЛ-10-3-У3 800/5; кл.т. 0,5S Рег. № 47958-11	НТМИ-6-66 У3 6000/100; кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70	СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04		Активная Реактивная	1,1 2,6	3,0 4,9
3	ПС 35 кВ I-Подъем, ввод 6 кВ Т-1	ТПОЛ-10-3-У3 800/5; кл.т. 0,5S Рег. № 47958-11	НТМИ-6-66 6000/100; кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70	СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04		Активная Реактивная	1,1 2,6	3,0 4,9
4	ПС 35 кВ I-Подъем, ввод 6 кВ Т-2	ТПОЛ-10-3-У3 800/5; кл.т. 0,5S Рег. № 47958-11	НТМИ-6-66 6000/100; кл.т. 0,5 Рег. № 2611-70	СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04		Активная Реактивная	1,1 2,6	3,0 4,9

Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с ±5_____________

Примечания:

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

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

• 3 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.

• 4 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.

• 5 Допускается замена источника точного времени на аналогичные утвержденных типов.

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

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

• 8 Допускается замена техническими актами в других случаях, указанных в п. 4.2 МИ 2999-2022.

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

Таблица 3 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	25
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uном	от 98 до 102
- сила тока, % от Iном	от 100 до 120
- коэффициент мощности, cos9	0,9
температура окружающей среды °C:
- для счетчиков активной энергии:	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии:	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Uном - сила тока, % от Iном:	от 90 до 110
- для ИК № 1-7, 11 - 22, 25	от 2(1) до 120
- для ИК № 8-10, 23, 24	от 5 до 120
- коэффициент мощности, cos9	0,8 емк
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН	от -40 до +70
- для счетчиков	от 0 до +40
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03:	90 000
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч,	2
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165 000
- среднее время восстановления работоспособности, ч,	2
УСПД:	75 000
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее,
- среднее время восстановления работоспособности, ч,	2
сервер:	70 000
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч,	1
Глубина хранения информации Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки каждого массива,
сутки, не менее УСПД:	35
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут ИВК:	35
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

В журналах событий счетчика фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• -   параметрирования;

• -   пропадания напряжения;

• -   коррекции времени в счётчике;

• -  пропадание напряжения пофазно;

• - журнал УСПД:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• -  коррекции времени в сервере и УСПД;

• -  пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• -  выключение и включение У СПД.

Защищённость применяемых компонентов:

• - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -  счётчика электрической энергии;

• -  промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• -  испытательной коробки;

• -  УСПД;

• -   сервера.

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

• -  пароль на счётчике электрической энергии;

• -  пароль на УСПД;

• -  пароль на сервере ИВК.

Возможность коррекции времени в:

• -  счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

• -  УСПД (Функция автоматизирована);

• -  ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• -   о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• -   о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• -   измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин., 30 мин., 1 сут. (функция автоматизирована);

• -   сбор результатов измерений не реже 1 раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом цифровой печати.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Измерительный трансформатор тока	ТПОЛ-10-3-У3	8
Измерительный трансформатор тока	ТПЛ-10-М-1 У2	11
Измерительный трансформатор тока	ТОЛ-10-1-7 У2	4
Измерительный трансформатор тока	ТОЛ-10	4
Измерительный трансформатор тока	ТВ-35/25 У2	3
Измерительный трансформатор тока	ТЛО-10	2
Измерительный трансформатор тока	ТОЛ-10-1-1	2
Измерительный трансформатор тока	ТОГФ-330-Ш- УХЛ1	6
Измерительный трансформатор тока	СА-362	6
Измерительный трансформатор тока	ТГФМ-110	3
Измерительный трансформатор тока	ТГМ-110 УХЛ1	6
Измерительный трансформатор тока	ТОЛ-35 Ш-П УХЛ1	4
Измерительный трансформатор тока	ТШН-0,66 УТ3	6
Измерительный трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	8
Измерительный трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06-6У3	9
Измерительный трансформатор напряжения	НАМИ-35	1
Измерительный трансформатор напряжения	НАМИ-10	3
Измерительный трансформатор напряжения	TCVT 362	12
Измерительный трансформатор напряжения	ТЕМР 362	3
Измерительный трансформатор напряжения	НКФ-110-57У1	18
Измерительный трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65 У1	3
Измерительный трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-54 У1	3
Счетчик электрической энергии	СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.08	21
Счетчик электрической энергии	СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16	3
Счетчик электрической энергии	СЭТ-4ТМ.03М.01	1
Устройство сбора и передачи данных типа	ЭКОМ-3000	2
Сервер АИИС КУЭ	Сервер HP DL380 Gen 9 E5-2609v3	2
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	2
Формуляр	55181848.422222.239ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Лебединский ГОК», аттестованном ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016.

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

(ООО «Прософт-Системы»)

ИНН 6660149600

Адрес: 620102, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, д.194 а

Телефон: (343) 356-51-11

Факс: (343) 310-01-06

E-mail: info@prosoftsystems.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Научно-исследовательский центр прикладной метрологии - Ростест» (ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест»)

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

Адрес места осуществления деятельности: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Телефон: +7 (495) 544-00-00

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «03» июня 2025 г. № 1084

Регистрационный № 80077-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее по тексту - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее по тексту - УСВ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ПК «Энергосфера» и каналообразующую аппаратуру.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством каналообразующей аппаратуры поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и оформление отчетных документов.

Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet с использованием электронной подписи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ).

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ± 1 с. Сервер БД обеспечивает автоматическую коррекцию часов счетчиков. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и сервера БД более чем на ± 2 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на сервере БД типографским способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре.

Заводской номер АИИС КУЭ: 788.

Программное обеспечение

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

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1-

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Linux-подобные ОС
Идентификационное наименование ПО	libpso metr.so
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)	01e3eae897f3ce5aa58ff2ea6b948061
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Продолжение таблицы 2

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с__

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

• 3. Погрешность в рабочих условиях указана cos^ = 0,8 инд I = 0,05^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-4 от 0 °C до плюс 40 °C.

• 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

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

• 6. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.

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

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3- Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	4
Нормальные условия: - параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от Тном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos^	0,9
- температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: - параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 5 до 120
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- коэффициент мощности cos^	от 0,5инд до 0,8емк
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения	от -40 до +65
электросчетчиков, °С
- температура окружающей среды в месте расположения сервера БД,	от +10 до +30
°С	от -10 до +50
- температура окружающей среды в месте расположения УСВ, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: - Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
- УСВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
- Сервер
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации - Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее	114
- при отключении питания, лет, не менее	40
- Сервер: - хранение результатов измерений и информации
состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера БД:

- изменения значений результатов измерений;

- изменения коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере БД.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера БД;

- защита на программном уровне информации параметрировании:

- счетчика;

- сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

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

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации способом.

Комплектность средства измерений

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4- Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформатор тока	ТФМ-110	3
Трансформатор тока	ТФЗМ-110Б-IУ1	2
Трансформатор тока	ТФНД-110М	7
Трансформатор напряжения	НКФ-110-57 У1	3
Трансформатор напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	3
Счетчик электрической энергии многофункциональный	A1802RALQ-P4GB-DW-4	4
Устройство синхронизации времени	УСВ-2	1
Сервер	HP Proliant DL380	1
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	1
Методика поверки	-	1
Паспорт-Формуляр	РЭСС.411711.АИИС.788 ПФ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ОЭК», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017.

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

(ООО «Прософт-Системы»)

ИНН 6660149600

Адрес: 620102, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, д. 194а

Телефон: +7 (343) 356-51-11

Факс: +7 (343) 310-01-06

E-mail: info@prosoftsystems.ru

Испытательный центр

Акционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9 Телефон: 8 (4922) 22-21-62

Факс: 8 (4922) 42-31-62

E-mail: post@orem.su

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312736.

в части вносимых изменений

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Омской области» (ФБУ «Омский ЦСМ») Адрес: 644116, г. Омск, ул. 24 Северная, д. 117-А

Телефон (факс): +7 (3812) 68-07-99; 68-04-07

E-mail: info@ocsm.omsk.ru

Web-сайт: http://csm.omsk.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311670.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «03» июня 2025 г. № 1084

Регистрационный № 94447-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Северо-Кавказской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Краснодарского края

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Тихорецкая» Северо-Кавказской ЖД -филиала ОАО «РЖД» в границах Краснодарского края (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 регионального Центра энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа ЭКОМ-3000, выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер, устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

Сервер функционирует на базе программного обеспечения (ПО) «ГОРИЗОНТ».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по 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 микропроцессоре счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД. С УСПД данные передаются по каналу связи на уровень ИВК, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и оформление отчетных документов.

Дальнейшая передача информации от ИВК третьим лицам осуществляется по каналу связи сети Internet в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ).

ИВК также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков, ИВК, устройство синхронизации времени УСВ-3.

Периодичность сравнения показаний часов между ИВК и устройством синхронизации времени осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).

УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от уровня ИВК.

Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик - УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем 2 с.

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 5984-3-1.1-СУЭ. 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 сервере АИИС КУЭ ОАО «РЖД» используется ПО «ГОРИЗОНТ»

ПО «ГОРИЗОНТ» используется при учете электрической энергии и обеспечивает сбор, обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом ОРЭМ.

ПО «ГОРИЗОНТ» имеет русифицированный интерфейс пользователя (включая вспомогательные и сервисные функции).

ПО «ГОРИЗОНТ» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. ПО «ГОРИЗОНТ» обеспечивает работу по защищенным протоколам передачи данных.

ПО «ГОРИЗОНТ» не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

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

Метрологически значимой частью ПО «ГОРИЗОНТ» является библиотека Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll.

Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1 -

обеспечения «ГОРИЗОНТ»

данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ГОРИЗОНТ
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.13
Цифровой идентификатор ПО (библиотека Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll)	54b0a65fcdd6b713b20fff43655da81b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD 5

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	Уровень ИИК						Уровень ИВКЭ	Уровень ИВК
		Вид СИ	Тип, модификация СИ		Класс точности	Коэффициент трансформации	Рег. №	УСПД (тип, рег. №)	УССВ (тип, рег. №)
1	2	3	4		5	6	7	8	9
1	Фидер ТС-1 27,5 кВ	Счетчик	ТЕ3000.01		0,5S/1	1	77036-19	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14	УСВ-3 рег. № 64242-16
		ТТ	A	ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1	0,5S	1500/5	62259-15
		ТТ	B	-	-	-	-
		ТТ	C	-	-	-	-
		ТН	A	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	B	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	C	-	-	-	-
2	Фидер КС-2 27,5 кВ	Счетчик	ТЕ3000.01		0,5S/1	1	77036-19
		ТТ	A	-	-	-	-
		ТТ	B	ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1	0,5S	1500/5	62259-15
		ТТ	C	-	-	-	-
		ТН	A	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	B	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	C	-	-	-	-

1	2	3	4		5	6	7	8	9
3	Фидер КС-5 27,5 кВ	Счетчик	ТЕ3000.01		0,5S/1	1	77036-19	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14	УСВ-3 рег. № 64242-16
		ТТ	A	-	-	-	-
		ТТ	B	ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1	0,5S	1000/5	62259-15
		ТТ	C	-	-	-	-
		ТН	A	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	B	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	C	-	-	-	-
4	Фидер КС-9 27,5 кВ	Счетчик	ТЕ3000.01		0,5S/1	1	77036-19
		ТТ	A	-	-	-	-
		ТТ	B	ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1	0,5S	1500/5	62259-15
		ТТ	C	-	-	-	-
		ТН	A	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	B	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	C	-	-	-	-
5	Фидер КС-10 27,5 кВ	Счетчик	ТЕ3000.01		0,5S/1	1	77036-19
		ТТ	A	-	-	-	-
		ТТ	B	ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1	0,5S	1000/5	62259-15
		ТТ	C	-	-	-	-
		ТН	A	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	B	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	C	-	-	-	-

П Продолжение таблицы 2

1	2	3	4		5	6	7	8	9
6	Фидер КС-11 27,5 кВ	Счетчик	ТЕ3000.01		0,5S/1	1	77036-19	ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14	УСВ-3 рег. № 64242-16
		ТТ	A	-	-	-	-
		ТТ	B	ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1	0,5S	1000/5	62259-15
		ТТ	C	-	-	-	-
		ТН	A	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	B	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	C	-	-	-	-
7	ОВ 27,5 кВ	Счетчик	ТЕ3000.01		0,5S/1	1	77036-19
		ТТ	A	-	-	-	-
		ТТ	B	ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1	0,5S	1500/5	62259-15
		ТТ	C	-	-	-	-
		ТН	A	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	B	ЗНОМ-35-65 У1	0,5	27500/100	912-70
		ТН	C	-	-	-	-

Пр имечания

1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

2 Виды измеряемой электроэнергии для ИК № 1 - 7 активная, реактивная.

Таблица 4 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 99 до 101
- ток, % от Iном	от 1 до 100
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электрической энергии	от +21 до +25
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- ток, % от Iном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +5 до +35
- для УСПД	от +10 до +25
- для сервера, УССВ	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии ТЕ3000: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	72
УСПД ЭКОМ-3000: - средняя наработка до отказа, ч, не менее	100000
устройство синхронизации времени УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч	45000
- время восстановления, ч	2
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчиках и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчиков электрической энергии;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД.

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

• - счетчиков электрической энергии;

• - УСПД.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора информации 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1	7 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65 У1	4 шт.
Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ	ТЕ3000.01	7 шт.
Устройство сбора и передачи данных	ЭКОМ-3000	1 шт.
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1 шт.
Формуляр	5984-3-1.1-СУЭ.ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Тихорецкая» Северо-Кавказской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Краснодарского края». Методика измерений аттестована ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311703.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД») ИНН 7708503727

Юридический адрес: 107174, г. Москва, вн. тер. г. Муниципальный Округ Басманный, ул. Новая Басманная, д. 2/1, стр. 1

Телефон: +7 (499) 262-99-01

E-mail: info@rzd.ru

Web-сайт: www.rzd.ru

Изготовитель

Открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД») ИНН 7708503727

Адрес: 107174, г. Москва, вн. тер. г. Муниципальный Округ Басманный, ул. Новая Басманная, д. 2/1, стр. 1

Телефон: +7 (499) 262-99-01

E-mail: info@rzd.ru

Web-сайт: www.rzd.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Научно-исследовательский центр прикладной метрологии - Ростест» (ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест»)

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

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 «03» июня 2025 г. № 1084

Регистрационный № 82374-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергокомфорт». Карелия»

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа УССВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

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

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний, второй уровень системы, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы.

Сервер АИИС КУЭ имеет возможность производить обмен измерительной информации с ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

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

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ один раз в час. При наличии расхождения ±1 с и более сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ на ±1 с и более производится синхронизация шкалы времени счетчика.

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

Нанесение заводского номера и знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 001. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ типографским способом. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	АльфаЦЕНТР
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.1
Наименование программного модуля ПО	ac metrologv.dll
Цифровой идентификатор ПО	3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

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

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ

о S о к	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	УССВ	Вид электрической энергии и мощности
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС 110 кВ Петрозаводск (ПС-1), ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 3	ТОЛ 10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-79	НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04		активная реактивная
2	ПС 110 кВ Петрозаводск (ПС-1), ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 4	ТОЛ 10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-79	НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04		активная реактивная
3	ПС 110 кВ Петрозаводск (ПС-1), ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 5	ТОЛ 10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-79	НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная
4	ПС 110 кВ Петрозаводск (ПС-1), ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 6	ТЛО-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11	НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08		активная реактивная
5	ПС 110 кВ Петрозаводск (ПС-1), ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 8	ТОЛ 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-11	НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
130	ПС 110 кВ Петрозаводск (ПС 1), ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.59	ТЛО-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11	НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Альфа А1800 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06	УССВ-2 Рег. № 54074-13	активная реактивная
131	ПС 110 кВ Петрозаводск (ПС 1), ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.60	ТЛО-10 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11	НАМИ-10-95 УХЛ2 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 20186-05	Альфа А1800 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06		активная реактивная
132	ПС 6 кВ ТП-393, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 1	ТЛК-10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 9143-06	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08		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 собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.

• 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа.

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

• 4 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 -

и мощность)

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы основной относительной погрешности измерений (± б), %			Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации (± б), %
		cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1	2	3	4	5	6	7	8
1 - 3; 6 - 11; 13 - 16; 19; 21 - 23; 90; 92;	11ном — I1 — 1,211ном	0,7	1,1	1,9	0,9	1,3	2,0
95; 99; 100; 104; 116	0,211ном ~ I1   11ном	0,9	1,5	2,7	1,1	1,6	2,8
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)	0,0511ном   I1 < 0,211ном	1,7	2,8	5,3	1,8	2,9	5,3
4; 5; 12; 17; 18; 20;	11ном ~ I1 ~ 1,211ном	0,7	1,1	1,9	0,9	1,3	2,0
91; 96; 117	0,211ном “ I1 < 11ном	0,7	1,1	1,9	0,9	1,3	2,0
(ТТ 0,5S; ТН 0,2;	0,0511ном - I1 < 0,211ном	0,9	1,5	2,7	1,1	1,6	2,8
Счетчик 0,2S)	0,0111ном - I1 < 0,0511ном	1,7	2,8	5,3	1,9	2,9	5,4
24 - 26; 37 - 41; 44; 49; 55; 59; 62; 69; 80 - 82; 88; 89; 93; 94; 123; 125;132 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)	11ном — I1 — 1,211ном	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
	0,211ном — I1 < 11ном	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
	0,0511ном - I1 < 0,211ном	1,1	1,6	2,9	1,2	1,8	3,0
	0,0111ном - I1 < 0,0511ном	1,8	2,9	5,4	2,0	3,0	5,5
27 - 36; 42; 43; 45 - 48; 50 - 54; 56 - 58; 60; 61;	11ном — I1 — 1,211ном	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
63 - 68; 76 - 79; 83 - 87; 97; 98; 103; 107 - 109; 118 - 122; 124; 126 - 129 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)	0,211ном — I1 < 11ном	1,1	1,6	2,9	1,2	1,8	3,0
	0,0511ном - I1 < 0,211ном	1,8	2,8	5,4	1,9	2,9	5,4
70 - 75; 110; 111	11ном — I1 — 1,211ном	0,9	1,2	2,0	1,5	2,0	2,5
	0,211ном — I1 < 11ном	0,9	1,2	2,0	1,5	2,0	2,5
(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5S)	0,0511ном - I1 < 0,211ном	1,1	1,6	2,8	1,7	2,2	3,2
	0,0111ном - I1 < 0,0511ном	2,0	3,0	5,4	2,5	3,3	5,6

1	2	3	4	5	6	7	8
101; 102; 112; 113 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,2S)	11ном ~ I1 ~ 1,211ном	0,6	1,0	1,8	0,8	1,2	1,9
	0,211ном ~ I1   11ном	0,6	1,0	1,8	0,8	1,2	1,9
	0,0511ном - I1 < 0,211ном	0,9	1,4	2,6	1,0	1,6	2,7
	0,0111ном - I1 < 0,0511ном	1,7	2,8	5,3	1,9	2,9	5,3
105; 106; 114; 115 (ТТ 0,5; Счетчик 0,2S)	11ном — I1 — 1,211ном	0,6	1,0	1,8	0,8	1,2	1,9
	0,211ном — I1   11ном	0,9	1,4	2,6	1,0	1,6	2,7
	0,0511ном - I1 < 0,211ном	1,7	2,7	5,2	1,8	2,8	5,3
130; 131 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	11ном — I1 — 1,211ном	1,0	1,3	2,3	1,6	1,9	2,7
	0,211ном — I1 < 11ном	1,0	1,3	2,3	1,6	1,9	2,7
	0,0511ном - I1 < 0,211ном	1,2	1,7	3,1	1,7	2,2	3,5
	0,0111ном - I1 < 0,0511ном	2,1	2,7	4,9	2,4	3,1	5,1

П р и м е ч а н и я

• 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).

• 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от +5 до +35 °С.

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

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия и мощность)

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы относительной основной погрешности измерений (± б), %		Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации (± б), %
		cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1	2	3	4	5	6
1 - 3; 6; 7; 8; 9; 10; 11; 13; 14; 16; 19; 21; 90; 92; 95; 99; 100; 104; 116 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	11ном — I1 — 1,211ном	1,7	1,5	1,9	1,7
	0,211ном — I1 < 11ном	2,2	1,4	2,4	1,6
	0,0511ном - I1 < 0,211ном	4,3	2,5	4,5	2,7
4; 20 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	11ном — I1 — 1,211ном	1,6	1,1	2,3	1,9
	0,211ном — I1 < 11ном	1,6	1,1	2,3	1,6
	0,0511ном - I1 < 0,211ном	2,3	1,4	2,7	2,1
	0,0211ном - I1 < 0,0511ном	4,3	2,6	4,6	3,0

1	2	3	4	5	6
5; 12; 17; 18; 91; 96;	I1ном — I1 — 1,2I1ном	1,7	1,5	1,9	1,7
117	0,2I1ном ~ I1   I1ном	1,6	1,1	1,8	1,3
(ТТ 0,5S; ТН 0,2;	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	2,3	1,4	2,6	1,8
Счетчик 0,5)	0,02I1ном   I1 < 0,5I1ном	4,5	2,6	5,0	3,0
15; 22; 23	I1ном ~ I1 ~ 1,2I1ном	1,6	1,0	2,2	1,7
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	0,2I1ном ~ I1 < I1ном	2,2	1,4	2,7	1,9
	0,05I1ном - I1 < 0,2I1ном	4,3	2,5	4,6	2,8
24 - 26; 37 - 39; 41; 44; 49; 55; 59; 62; 69; 80 - 82; 93; 94	I1ном — I1 — 1,2I1ном	2,0	1,6	2,1	1,8
	0,2I1ном — I1 < I1ном	1,8	1,2	2,0	1,4
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	0,05I1ном - I1 < 0,2I1ном	2,5	1,5	2,8	1,9
	0,02I1ном - I1 < 0,05I1ном	4,6	2,7	5,1	3,1
27; 29; 31 - 33; 36; 51; 57; 60; 63; 67;	I1ном — I1 — 1,2I1ном	1,9	1,2	2,4	2,0
118; 119; 121; 126; 127; 129	0,2I1ном — I1 < I1ном	2,4	1,5	2,9	2,2
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	0,05I1ном - I1 < 0,2I1ном	4,3	2,5	4,6	3,0
28; 30; 34; 35; 42; 43; 45 - 48; 50; 52 - 54; 56; 58; 61; 64; 65; 66;	I1ном — I1 — 1,2I1ном	2,0	1,6	2,1	1,8
68; 76 - 79; 83 - 87; 97; 98; 103; 107 - 109; 120; 122; 124; 128	0,2I1ном — I1 < I1ном	2,4	1,5	2,6	1,7
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	0,05I1ном - I1 < 0,2I1ном	4,4	2,5	4,6	2,7
40; 88; 89; 123; 125;	I1ном — I1 — 1,2I1ном	1,9	1,2	2,4	1,8
132	0,2I1ном — I1 < I1ном	1,9	1,2	2,4	1,8
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	0,05I1ном - I1 < 0,2I1ном	2,5	1,5	2,9	2,0
	0,02I1ном - I1 < 0,05I1ном	4,0	2,4	4,2	2,8
70 - 75; 110; 111	I1ном — I1 — 1,2I1ном	1,9	1,4	3,8	3,6
	0,2I1ном — I1 < I1ном	1,9	1,4	3,8	3,6
(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 1,0)	0,05I1ном - I1 < 0,2I1ном	2,4	1,7	4,1	3,7
	0,02I1ном - I1 < 0,05I1ном	4,5	2,9	5,6	4,4

1	2	3	4	5	6
101; 112	I1ном < I1 ~ 1,2I1ном	1,5	1,0	1,6	1,2
	0,2I1ном ~ I1   I1ном	1,5	1,0	1,7	1,2
(ТТ 0,5S; Счетчик 0,5)	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	2,3	1,4	2,5	1,7
	0,02I1ном < I1 < 0,05I1ном	3,9	2,4	4,4	2,8
102;113	I1ном < I1 < 1,2I1ном	1,5	1,0	2,1	1,7
	0,2I1ном < I1 < I1ном	1,5	1,0	2,1	1,7
(ТТ 0,5S; Счетчик 0,5)	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	2,3	1,4	2,8	1,9
	0,02I1ном < I1 < 0,05I1ном	3,8	2,3	4,1	2,7
105; 106;115	I1ном < I1 < 1,2I1ном	1,5	1,0	2,2	1,9
	0,2I1ном < I1 < I1ном	2,2	1,3	2,7	2,1
(ТТ 0,5; Счетчик 0,5)	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	4,2	2,4	4,5	2,9
114	I1ном < I1 < 1,2I1ном	1,6	1,4	1,8	1,6
	0,2I1ном < I1 < I1ном	2,2	1,3	2,3	1,5
(ТТ 0,5; Счетчик 0,5)	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	4,3	2,4	4,4	2,7
130; 131	I1ном < I1 < 1,2I1ном	2,1	1,5	2,5	2,1
	0,2I1ном < I1 < I1ном	2,1	1,5	2,6	2,1
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	3,0	2,1	3,7	2,8
	0,02I1ном < I1 < 0,05I1ном	4,9	3,2	6,2	4,4

П р и м е ч а н и я

• 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).

• 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от +5 до +35 °С.

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

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные технические

ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uном	от 99 до101
- ток, % от Iном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности, cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды, °С: - для счетчиков активной энергии
ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии
ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005	от +21 до +25
ГОСТ 26035-83	от +18 до +22
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- ток, % от Iном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,5 до 50,5
- коэффициент мощности, cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды для счетчиков, °С	от -40 до +60
температура окружающей среды для УССВ, °С	от -10 до +55
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
Счетчики СЭТ-4ТМ.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
Счетчики Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1

1	2
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	45
- при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии
средств измерений, лет, не менее	3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с	±5

Надежность системных решений:

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

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

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком. Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: - счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера (серверного шкафа);

- защита на программном уровне информации при хранении, параметрировании:

- счетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени:

- в счетчиках (функция автоматизирована);

- в сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергокомфорт». Карелия».

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТОЛ 10	34
Трансформаторы тока	ТЛО-10	38
Трансформаторы тока	ТОЛ	7
Трансформаторы тока	ТЛМ-10	58
Трансформаторы тока	ТПОЛ	2
Трансформаторы тока	ТЛП-10	7
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	28
Трансформаторы тока	ТОЛ-СВЭЛ	13
Трансформаторы тока	ТПЛ-10-М	5
Трансформаторы тока	ТПЛ-10	10
Трансформаторы тока	ТВК-10	4
Трансформаторы тока	ТВЛМ-10	13
Трансформаторы тока	ТЛК-СТ	2
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ	6
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ-10	10
Трансформаторы тока	ТОЛ-10-I	6
Трансформаторы тока	ТЛШ-10	12
Трансформаторы тока	Т-0,66 У3	24
Трансформаторы тока	ТПФМ-10	5
Трансформаторы тока	ТПЛ-10с	2
Трансформаторы тока	ТЛК-10	2
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	10
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	4
Трансформаторы напряжения	НАМИ	3
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	5
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	7
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66	11
Трансформаторы напряжения	TJP	6
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП-ЭК-10	8
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП-ЭК	1
Трансформаторы напряжения	ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	41
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03	89
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	Альфа А1800	2
У стройства синхронизации системного времени	УССВ-2	1
Программное обеспечение	АльфаЦЕНТР	1
Формуляр	АСВЭ 293.00.000 ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Энергокомфорт». Карелия», аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314868.

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;

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

Правообладатель

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

ИНН 3329074523

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

Изготовитель

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

ИНН 3329074523

Адрес места нахождения: 600026, г. Владимир, ул. Тракторная, д. 7А

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

Испытательный центр

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

ИНН 3329074523

Адрес места нахождения: 600026, г. Владимир, ул. Тракторная, д. 7А

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

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

в части вносимых изменений

Общество с ограниченной

(ООО «Энергокомплекс»)

ИНН 7444052356

Адрес места осуществления деятельности: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2, помещ. 1, ком. № 510

Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9, оф. 23 Телефон: +7 (351) 951-02-67

E-mail: encomplex@yandex.ru

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

---