ЛШШ1СТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ и ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)

ПРИКАЗ

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, п р и к а з ы в а ю:

• 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 ПМ - 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. № 2906.

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

Л                            \

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федерального агентства по техническому

регулированию и метрологии

Сертификат: 7B1801563EA497F787EAF40A918A8D6F

Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович

Действителен: с 19.05.2025 до 12.08.2026

ч

---

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

от « ии » июля 2025 г. № __^£!

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 испыта ний	Заявитель		Юридическое лицо, проводившее испытания
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11		12	13
1.	Резервуары стальные вертикальные цилиндрические	РВС-20000	1, 2, 3, 4	73846-19			ГОСТ 8.570 2000			24.12. 2024	Акционерное общество «Транснефть - Приволга» (АО «Транснефть Приволга»), г. Самара		АО «Транснефть Автоматизац ия и Метрология» , г. Москва
2.	Система автоматизирова нная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ОГК-2» -		0203	88419-23	Филиал Публичного акционерного общества «Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии» - Сургутская ГРЭС-1 (Филиал		МП 26.51/184/22			05.03.202 5		Общество с ограниченно й ответственно стью «Центрэнерг обаланс» (ООО «ЦЭБ»), г. Москва	ООО «Энерготестко нтроль», г. Москва

	Сургутская ГРЭС-1 (АИИС КУЭ Сургутской ГРЭС-1)				ПАО «ОГК-2» - Сургутская ГРЭС-1), Ставропольский край, Изобильненский р-н, п. Солнечнодольск
3.	Система автоматизирова нная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПП «Тамбовская ТЭЦ»		01	79440-20			МП-312235101-2020 с Изменением № 1			14.03. 2025	Филиал акционерног о общества «Квадра» -Тамбовская генерация» (Филиал АО «Квадра» -Тамбовская генерация»), г. Тамбов		ООО ИИГ «КАРНЕОЛ» , г. Магнитогорс к
4.	Система автоматизирова нная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Палакоргской ГЭС (ГЭС-7) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1»		407	83717-21	Филиал «Карельский» Публичного акционерного общества «Территориальн ая генерирующая компания №1» (Филиал «Карельский» ПАО «ТГК-1»), г Петрозаводск		МИ 3000-2018			28.03. 2025	Общество с ограниченно й ответственно стью «РусЭнергоП ром» (ООО «РусЭнергоП ром», г. Москва		ООО ИИГ «КАРНЕОЛ» , г. Магнитогорс к
5.	Система автоматизирова нная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии		405	83716-21	Филиал «Карельский» Публичного акционерного общества «Территориальн ая генерирующая		МИ 3000-2018			21.03. 2025	Общество с ограниченно й ответственно стью «РусЭнергоП ром» (ООО «РусЭнергоП		ООО ИИГ «КАРНЕОЛ» , г. Магнитогорс к

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (12 очередь)

г. Краснодар

(ООО «НЭК»), г. Краснодар

---

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « _^_- »             2025 г. №

Регистрационный № 83801-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Маткожненской ГЭС (ГЭС-3) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1» Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Маткожненской ГЭС (ГЭС-3) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для автоматических измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, 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, трехуровневую 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 электрической энергии (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 рынка электрической энергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;

• - обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений на всех уровнях АИИС КУЭ;

  защиты оборудования, программного обеспечения и данных от доступа на физическом и программном уровне (установка паролей,

• - обеспечение несанкционированного пломбирование и т.п.);

  функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - диагностика 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) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и 1983-2015, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 или ГОСТ 31819.22-2012 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 или ГОСТ 31819.23-2012.

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя:

устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД);

технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя:

сервер баз данных (далее - сервер БД);

устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ); автоматизированное рабочее место (далее - АРМ);

технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура); программное обеспечение.

На уровне ИИК первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии. Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U • I.

Измерение активной мощности счетчиками выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчиках по алгоритму Q = (S² - P²)^0,5.

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по предусмотренным каналам связи поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, хранение полученной информации, передачу накопленных данных на верхний уровень системы (уровень ИВК) и организациям-участникам оптового рынка электрической энергии, а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах.

Сервер БД уровня ИВК осуществляет сбор и обработку результатов измерений, отображение

измерений в в том числе в привязанное к национальной шкале координированного времени UTC(SU), на всех компонентах и уровнях системы.

Базовым устройством системы СОЕВ является блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный № 37328-15), синхронизирующий собственную шкалу времени со шкалой национального координированного времени UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы (далее - ГЛОНАСС).

При проведении измерений при помощи АИИС КУЭ время внутренних часов СИ АИИС КУЭ синхронизируется в следующей последовательности:

• - сервер БД ИВК синхронизирует собственную шкалу времени по сигналам, получаемым непосредственно от блока коррекции времени ЭНКС-2, при превышении поправки часов сервера БД относительно шкалы времени ЭНКС-2 более чем на 1 секунду (настраиваемый параметр);

• - сервер БД ИВК не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД уровня ИВКЭ, если поправка часов УСПД относительно шкалы времени сервера БД ИВК превышает 2 секунды, происходит коррекция часов УСПД;

• - УСПД уровня ИВКЭ каждые 30 минут опрашивают счетчики, если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени УСПД превышает 2 секунды, происходит коррекция часов счетчиков;

• - факты коррекции времени отражаются в журналах событий компонентов АИИС КУЭ Маткожненской ГЭС (ГЭС-3) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1».

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ. Данные о поверке передаются в Федеральный информационный фонд (далее - ФИФ). Заводской номер АИИС КУЭ (№ 403) наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте на АИИС КУЭ. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены паспорте на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Энергосфера».

ПО «Энергосфера» используется при коммерческом учете электрической энергии мощности, обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электрической энергии.

Идентификационные данные ПО, установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dU
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

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

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ

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 электрической энергии на интервале времени 30 минут.

• 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от 1ном, coso = 0,8инд.

• 4 Допускается замена ТТ, ТН, УСПД, УССВ, 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	18
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном	От 99 до 101
- ток, % от Iном	От 2(5) до 120
- частота, Гц	От 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,87
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном	От 90 до 110
- ток, % от Iном	От 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	От 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -40 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, УСПД, сервера, БКВ, °С	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: ТТ и ТН: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	219000
счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	125000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
БКВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	80000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
Глубина хранения информации счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не менее	45
сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность применяемых в системе компонентов:

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:

а) счетчиками электрической энергии:

попыток несанкционированного доступа;

связи со счетчиками, приведшей к каким-либо изменениям данных; коррекции текущих значений времени и даты;

отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; перерывов питания;

самодиагностики (с записью результатов);

б) УСПД:

попыток несанкционированного доступа;

связи с УСПД, приведшей к каким-либо изменениям данных;

коррекции текущих значений времени и даты;

перерывов питания;

самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения; промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения; испытательных клеммных коробок;

УСПД;

сервер БД;

б) защита информации на программном уровне:

установка паролей на счетчиках электрической энергии;

установка паролей на устройствах сбора и передачи данных;

установка пароля на сервер;

возможность использования цифровой подписи при передаче данных.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта на систему АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформатор тока	ТЛП-10	27
Трансформатор тока	ТРГ-110 п*	9
Трансформатор тока	ТОГФ(П)	3
Трансформатор тока	ТОЛ	6
Трансформатор тока	ТЛО-10	3
Трансформатор тока	Т-0,66	6

Продолжение таблицы 4

1	2	3
Трансформатор напряжения	ЗНОГ	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ	15
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06	6
Устройство сбора и передачи данных (контроллер многофункциональный)	ARIS-2805	1
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	A1802RALQ-P4GB-DW-4	18
Блок коррекции времени	ЭНКС-2	1
Программное обеспечение	ПО «Энергосфера»	1
Паспорт	ЭС-180-12/2021-3.ПС	1
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства
измерений

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) Маткожненской ГЭС (ГЭС-3) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1», аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи в аккредитованных лиц RA.RU.314868

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

Филиал «Карельский» Публичного акционерного общества "Территориальная генерирующая компания №1» (Филиал «Карельский» ПАО «ТГК-1»)

ИНН 7841312071

Адрес: 185035, Республика Карелия, г. Петрозаводск, ул. Кирова, д. 43

Телефон: +7 (8142) 71-60-96

E-mail: office.krl@tgc1.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной

(ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС»)

ИНН 7802222000

Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, 7-я Красноармейская ул., д. 18, лит. А, помещ. 7-Н Телефон: 8 (812) 368-02-70, 8 (812) 368-02-71

Факс: 8 (812) 368-02-72

E-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.

в части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью    ИНВЕСТИЦИОННО

ИНЖИНИРИНГОВАЯ ГРУППА «КАРНЕОЛ» (ООО ИИГ «КАРНЕОЛ»)

ИНН 7456013961

Юридический адрес: 455038, Челябинская обл., г. Магнитогорск, пр-кт Ленина, д. 124, оф. 15

Адрес места осуществления деятельности: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск,

ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2, помещ. 1, неж. помещ. 34, 38, 39, 41

Телефон: +7 (982) 282-82-82

E-mail: carneol@bk.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312601.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

21        июля ПАП с лг 1478

от «    »          2025 г. №

Регистрационный № 83833-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (12 очередь) Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (12 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, передача информации на АРМ. При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется в счетчиках, на сервере данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.

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

Передача информации от сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, системному оператору и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet 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.

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

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±2 с.

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ ООО «НЭК» (12 очередь) наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 012 указывается в паспорте-формуляре.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 -

данные ПК

г

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dU
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814 B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но мер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты				Сервер	Вид электро-энер гии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	ТН	Счетчик	УСВ			Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
3	ТП №32 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ	ТТН 125 Кл.т. 0,5S 2500/5 Рег. № 75345-19	-	Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07	УСВ-3 Рег. № 64242-16	Сервер ООО «НЭК»	Активная Реак тивная	1,0 2,1	3,3 5,6
4	ТП №32 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ	ТТН 125 Кл.т. 0,5S 2500/5 Рег. № 75345-19	-	Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07			Активная Реак тивная	1,0 2,1	3,3 5,6
5	ТП №34 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ	ТТН-Ш Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 75345-19	-	Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07			Активная Реак тивная	1,0 2,1	3,3 5,6
6	ТП №34 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ	ТТН-Ш Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 75345-19	-	Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07			Активная Реак тивная	1,0 2,1	3,3 5,6

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)

Примечания:

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

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

• 3 Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 3-13, 18, 19 для силы тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 5 % от 1ном ; cos9 = 0,8инд.

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

Таблица 3 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	30
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от ином	от 95 до 105
сила тока, % от 1ном
для ИК №№ 3-13, 18, 19	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
напряжение, % от ином	от 90 до 110
сила тока, % от 1ном
для ИК №№ 3-13, 18, 19	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от +5 до +35
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа Меркурий 234 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 75755-19):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	320000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа Меркурий 230:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	150000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типов ТЕ2000, ПСЧ-3АРТ.09, Меркурий 236, Меркурий 234 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 48266-11):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: для счетчиков типов Меркурий 234, Меркурий 236: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее	170
при отключении питания, лет, не менее	10

3

1	2
для счетчиков типа Меркурий 230:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее	85
при отключении питания, лет, не менее	10
для счетчиков типа ПСЧ-3АРТ.09:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее	60
при отключении питания, лет, не менее	10
для счетчиков типа ПСЧ.4ТМ.05МК:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее	114
при отключении питания, лет, не менее	10
для счетчиков типа ТЕ2000:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее	113
при отключении питания, лет, не менее	10
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

• -   журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

• -   журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

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

Защищенность применяемых компонентов:

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

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

сервера.

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

счетчика электрической энергии; сервера.

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

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений; о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформаторы тока опорные	ТОЛ-10-I	4
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ-10	10
Трансформаторы тока	ТТН 125	9
Трансформаторы тока	ТТН-Ш	6
Трансформаторы тока	Т-0,66 М У3	3
Трансформаторы тока	ТТН 85	12
Трансформаторы тока	ТТН 40	3
Трансформаторы тока	ТТН 100	3
Трансформаторы тока шинные	ТШП-0,66	3
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ	ТТИ 100	6
Трансформаторы тока	Т-0,66 УЗ	12
Трансформаторы тока	ТЛК-10	2
Трансформаторы тока	ТОЛ-10	2
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ	ТТИ-60	3
Трансформаторы тока	ТОЛ-НТЗ-10	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП-НТЗ-10	6
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6 У3	2
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95УХЛ2	2
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-НТЗ-10	3
Трансформаторы напряжения	3хЗНОЛ-СЭЩ-10	1
Трансформаторы напряжения заземляемые	ЗНОЛП-10	3
Счетчики электрической энергии статические трехфазные	Меркурий 234	1
Счетчики электрической энергии трехфазные статические	Меркурий 230	10
Счетчики электрической энергии трехфазные статические	ПСЧ-3АРТ.09	1
Счетчики электрической энергии статические трехфазные	Меркурий 236	12

1	2	3
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МК	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ТЕ2000	2
Счетчики электрической энергии трехфазные	Меркурий 234	2
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер ООО «НЭК»	—	1
Методика поверки	—	1
Паспорт-формуляр	33178186.411711.012.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «НЭК» (12 очередь)», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.34.2022.42696.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Общество с ограниченной (ООО «НЭК») ИНН 2308259377 Юридический адрес: 350051, д. 256, оф. 7

Телефон: (800) 700-69-83

E-mail: info@art-nek.ru

Web-сайт: www.art-nek.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной

(ООО «НЭК»)

ИНН 2308259377

Адрес места осуществления деятельности: 350051, Краснодарский край, г. Краснодар, ул. Рашпилевская, д. 256

Юридический адрес: 350051, Краснодарский край, г. Краснодар, ул. Рашпилевская, д. 256, оф. 7

Телефон: (800) 700-69-83

E-mail: info@art-nek.ru

Web-сайт: www.art-nek.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: (495) 380-37-61

E-mail: energopromresurs2016@gmail.com

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « _'_ »            2025 г. №

Регистрационный № 84239-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Беломорской ГЭС (ГЭС-6) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1» Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Беломорской ГЭС (ГЭС-6) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для автоматических измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, 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 расчётов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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 электрической энергии (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 рынка электрической энергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;

• - обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений на всех уровнях АИИС КУЭ;

• - 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:

измерительными трансформаторами в по проводным линиям связи поступают электрической энергии. Счетчики производят измерение действующих (среднеквадратических) значений

напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U • I.

Измерение активной мощности счетчиками выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчиках по алгоритму Q = (S² - P²)^0,5.

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по предусмотренным каналам связи поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, хранение полученной информации, передачу накопленных данных на верхний уровень системы (уровень ИВК) и организациям-участникам оптового рынка электрической энергии, а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах.

Сервер БД уровня ИВК осуществляет сбор и обработку результатов измерений, данных о состоянии средств измерений, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в XML-формате организациям-участникам оптового рынка электрической энергии, в том числе в ПАК КО АО «АТС», производится с сервера БД уровня ИВК по сети Internet с электронной подписью.

Сервер БД уровня ИВК по запросу обеспечивает возможность дистанционного доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии к компонентам АИИС КУЭ.

Для обеспечения единого времени на СИ, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики электрической энергии ИИК, УСПД ИВКЭ, сервер БД ИВК) 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 блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный № 37328-15), синхронизирующий собственную шкалу времени с шкалой национального координированного времени UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы (далее - ГЛОНАСС).

При проведении измерений при помощи АИИС КУЭ время внутренних часов СИ АИИС КУЭ синхронизируется в следующей последовательности:

• - сервер БД ИВК синхронизирует собственную шкалу времени по сигналам, получаемым непосредственно от блока коррекции времени ЭНКС-2, при превышении поправки часов сервера БД относительно шкалы времени ЭНКС-2 более чем на 1 секунду (настраиваемый параметр);

• - сервер БД ИВК не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД уровня ИВКЭ, если поправка часов УСПД относительно шкалы времени сервера БД ИВК превышает 2 секунды, происходит коррекция часов УСПД;

• - УСПД уровня ИВКЭ каждые 30 минут опрашивают счетчики, если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени УСПД превышает 2 секунды, происходит коррекция часов счетчиков;

• - факты коррекции времени отражаются в журналах событий компонентов АИИС КУЭ Беломорской ГЭС (ГЭС-6) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1».

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ. Данные о поверке передаются в Федеральный информационный фонд (далее - ФИФ). Заводской номер АИИС КУЭ (№ 406) наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте на АИИС КУЭ. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в паспорте на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Энергосфера».

ПО «Энергосфера» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электрической энергии.

Идентификационные данные ПО, установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dU
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав

каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ и их основные

Номер и диспетчерское наименование ИК		ТТ	ТН	Счетчик	УСПД	Сервер/БКВ	Вид электрической энергии	Метрологические характеристики ИК
								Границы допускаемой основной относительной погрешности (± д), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (± д), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Г-1	ТПОЛ10 800/5 0,5 ГОСТ 7746-55 Рег. № 1261-59	ЗНОЛ 10000/^3/100/^3 0,2 ГОСТ 1983-2015 Рег. № 46738-11	A1802RALQ-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином = 3x57/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной энергии - 0,5 ГОСТ Р 52425-2005 Рег. № 31857-06	4 00 S о сц	О Он Н    S ^2 о     я 1 3 А g 00 Я Я S ГЧ П а о го g о а о ,Qh и го о Н •$! )S о S О'     [— Гт~1 S « Q.S й Q а . о    о 04 S О “ О Sega к m НН	Активная Реактивная	2,8 4,3	2,9 4,5

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
10	ТСН-2-2	ТАТ 600/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 45806-10	-	A1802RALQ-P4GB-DW-4 Iном (Iмакс) = 5 (10) А Uном = 3х220/380 В класс точности: по активной энергии - 0,2S ГОСТ Р 52323-2005 по реактивной энергии - 0,5 ГОСТ Р 52323-2005, Рег. № 31857-06	4 о сц	1                S , 5 i    Я 00 О 2   2 и а   S го ,2 о    о ’S Я    а го . Я=^ Я _ я Яг' н О а Э Н а       S Рч S о о а « rv   а 04 § о й    2	Активная Реактивная	1,5 2,4	1,6 2,7
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ								±5 с.
Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электрической энергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от Iном, coso = 0,8инд 4 Допускается замена ТТ, ТН, УСПД, УССВ, 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические

АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	10
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 99 до 101
- ток, % от Iном	от 2(5) до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,87
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- ток, % от Iном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -40 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, УСПД, сервера, БКВ, °С	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: ТТ и ТН: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	219000
счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	125000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
БКВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	80000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
Глубина хранения информации счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не менее	45
сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность применяемых в системе компонентов:

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты: а) счетчиками электрической энергии:

попыток несанкционированного доступа;

связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных; коррекции текущих значений времени и даты;

отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; перерывов питания;

самодиагностики (с записью результатов);

б) УСПД:

попыток несанкционированного доступа;

связи с УСПД, приведших к каким-либо изменениям данных;

коррекции текущих значений времени и даты;

перерывов питания;

самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения; промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения; испытательных клеммных коробок;

УСПД;

сервер БД;

б) защита информации на программном уровне:

установка паролей на счетчиках электрической энергии;

установка паролей на устройствах сбора и передачи данных;

установка пароля на сервер;

возможность использования цифровой подписи при передаче данных.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта на систему АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформатор тока	ТПОЛ-10	6
Трансформатор тока	ТПОЛ10	3
Трансформатор тока	TG145-420	3
Трансформатор тока	ТРГ-110 п*	3
Трансформатор тока	Т-0,66	3
Трансформатор тока	ТАТ	12
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ	9
Трансформатор напряжения	OTEF 126	3
Устройство сбора и передачи данных	ARIS-2805	1
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	A1802RALQ-P4GB-DW-4	10
Блок коррекции времени	ЭНКС-2	1
Программное обеспечение	ПО «Энергосфера»	1
Паспорт	ЭС-180-12/2021-6.ПС	1
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений

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) Беломорской ГЭС (ГЭС-6) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1», аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи в аккредитованных лиц № RA.RU.314868.

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

Филиал «Карельский» Публичного акционерного общества «Территориальная генерирующая компания №1» (Филиал «Карельский» ПАО «ТГК-1»)

ИНН 7841312071

Адрес: 185035, Республика Карелия, г. Петрозаводск, ул. Кирова, д. 43

Телефон: +7 (8142) 71-60-96

Е-mail: office.krl@tgc1.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной

(ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС»)

ИНН 7802222000

Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, 7-я Красноармейская ул., д. 18, лит. А, помещ. 7-Н 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.

в части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью    ИНВЕСТИЦИОННО

ИНЖИНИРИНГОВАЯ ГРУППА «КАРНЕОЛ» (ООО ИИГ «КАРНЕОЛ»)

ИНН 7456013961

Юридический адрес: 455038, Челябинская обл., г. Магнитогорск, пр-кт Ленина, д. 124, оф. 15

Адрес места осуществления деятельности: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск,

ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2, помещ. 1, неж. помещ. 34, 38, 39, 41

Телефон: +7 (982) 282-82-82

E-mail: carneol@bk.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312601.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

21        июля    ПАП с лг 1478

от «    »           2025 г. №

Регистрационный № 88419-23

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ОГК-2» - Сургутская ГРЭС-1 (АИИС КУЭ Сургутской ГРЭС-1) Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ОГК-2» - Сургутская ГРЭС-1 (АИИС КУЭ Сургутской ГРЭС-1) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной и резервный серверы ИВК, устройства синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-3, автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

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

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы серверов ИВК. На серверах ИВК осуществляется 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.

От серверов ИВК информация передается на АРМ пользователей АИИС КУЭ и АРМ диспетчера АИИС КУЭ по каналу связи Ethernet.

Передача информации в ПАК АО «АТС» с электронной цифровой подписью (ЭЦП) субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с уровня ИВК по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. В случае выхода из строя основного сервера ИВК передача информации осуществляется с резервного сервера ИВК.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входят устройства синхронизации времени УСВ-3, ежесекундно синхронизирующие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

Сравнение показаний шкал времени серверов ИВК со шкалой времени УСВ-3 осуществляется непрерывно, корректировка шкалы времени серверов ИВК производится независимо от величины расхождений.

Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени основного сервера ИВК происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени основного сервера ИВК на величину более чем ±2 с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика. В случае выхода из строя основного сервера ИВК сравнение шкалы времени счетчиков осуществляется с резервного сервера ИВК.

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

Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.

Заводской номер АИИС КУЭ 0203 нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода, маркировочная табличка крепится на корпус сервера ИВК. Дополнительно заводской номер 0203 указан в паспорте-формуляре с изменением №1 АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0 Пром». Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений ПО «Пирамида 2.0 Пром» соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Пирамида 2.0

Идентификационное наименование ПО	Номер версии (идентификационный номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО	Алгоритм вычисления цифрового идентификатора По
1	2	3	4
BinaryPackC onirols.dll	не ниже 10.3.1	EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476	MD5
CheckDatalntegrity.dll		E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7
ComlECFunctions.dll		BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27
ComModbusFunctions.dll		AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917
ComStdFunctions.dll		EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373
DateTimeProcessing.dll		D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D
SafeValuesDataUpdate.dll		B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB
SimpleVerifyDataStatuses.dll		61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39
SummaryCheckCRC.dll		EFCC55E91291DA6F80597932364430D5
ValuesDataProcessing .dll		013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645

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

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

S о S о К	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	§
1	2	3	4	5	6
1	Сургутская ГРЭС-1, 1Г (15,75 кВ)	ТШЛ 20-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74	ЗНОЛ.06 15750/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19	' Г<-1 оо 00 00 t®! Uh’ fe 1 SS “.л 3S О н л § § о о й “ о о о и
2	Сургутская ГРЭС-1, 2Г (15,75 кВ)	ТШЛ 20-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74	ЗНОЛ.06 15750/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19
3	Сургутская ГРЭС-1, 3Г (15,75 кВ)	ТШЛ 20-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74	ЗНОЛ.06 15750/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19
4	Сургутская ГРЭС-1, 4Г (15,75 кВ)	ТШЛ 20-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74	ЗНОЛ.06 15750/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19
5	Сургутская ГРЭС-1, 5Г (15,75 кВ)	ТШЛ20Б-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74	ЗНОЛ.06 15750/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19
6	Сургутская ГРЭС-1, 6Г (15,75 кВ)	ТШЛ20Б-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74	ЗНОЛ.06 15750/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19
7	Сургутская ГРЭС-1, 7Г (15,75 кВ)	ТШЛ20Б-1 10000/5 Кл. т. 0,2 Рег. № 4016-74	ЗНОЛ.06 15750/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19

1	2	3	4	5	6
32	Сургутская ГРЭС-1, КРУ-6 кВ, секция 6РА, ячейка №632, фидер 6 кВ 1BU-20	ТВЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63	ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19	гЗ 1 (М ' <м 00 CN тф 00 .О1
33	Сургутская ГРЭС-1, КРУ-6 кВ, секция 7РА, ячейка №734, фидер 6 кВ 3ВС	ТВЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63	ЗНОЛ.06 6000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19	. о fe Он г<1 <7 га о к м и m S’ о S к S s:^ Оч о о ю й &и О <Ь> о и
34	Сургутская ГРЭС-1, РУ-0,4 кВ ХВО, секция 1ХВН, панель 20, КЛ-0,4 кВ Ввод 1 АКС	ТШП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58385-14	-	Меркурий 234 ARTM2-03 DPBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19
35	Сургутская ГРЭС-1, РУ-0,4 кВ ХВО, секция 2ХВН, панель 30, КЛ-0,4 кВ Ввод 2 АКС	ТШП-0,66 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58385-14	-	Меркурий 234 ARTM2-03 DPBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19

с с

Примечания:

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

• 2. Допускается замена УСВ на аналогичные, утвержденных типов.

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

• 4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце

АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1-12, 14-16	Активная	0,9	1,5
	Реактивная	1,3	2,6
13	Активная	1,0	2,9
	Реактивная	1,6	4,6
17, 18,26-31	Активная	1,0	2,8
	Реактивная	1,6	4,6
19-25	Активная	0,6	1,4
	Реактивная	0,9	2,4
32, 33	Активная	1,2	2,9
	Реактивная	1,8	4,7
34, 35	Активная	0,9	2,8
	Реактивная	1,5	4,5

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

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

• 3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном

100 % от 1ном для нормальных условий, для рабочих условий для ИК № 1-12,14-33 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном и для ИК №№ 13, 34, 35 при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5°С до +35 °С.

Таблица 4 - Основные технические

ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	35
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 95 до 105
- ток, % от 1ном
для ИК №№ 13, 34, 35	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
- коэффициент мощности	0,9
- частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном
для ИК №№ 13, 34, 35	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
- коэффициент мощности	от 0,5инд до 0,87емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды для счетчиков, °С	от +5 до +35
температура окружающей среды для серверов ИВК, °С	от +15 до +25
атмосферное давление, кПа	от 80,0 до 106,7
относительная влажность, %, не более	98
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: Меркурий 234 (рег. № 75755-19):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	320000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
УСВ-3:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Серверы ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1

1	2
Глубина хранения информации: Счетчики: Меркурий 234 (рег. № 75755-19) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	170
Серверы ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

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

Регистрация событий:

• - в журнале событий счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - серверов ИВК.

• - защита информации на программном уровне:

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

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на серверы ИВК.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра с изменением №1 типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R	18
	Меркурий 234 ARTM2-04 DPBR.R	15
	Меркурий 234 ARTM2-03 DPBR.R	2
Трансформаторы тока	ТШЛ 20-1	12
Трансформаторы тока	ТШЛ20Б-1	27
Трансформаторы тока	ТВ-СВЭЛ	3
Трансформаторы тока шинные	ТШЛ 20	6
Трансформаторы тока	ТФЗМ 220Б-IV	12
Трансформаторы тока встроенные	ВСТ	21
Трансформаторы тока	ТФНКД-500-П	20

1	2	3
Трансформаторы тока	ТФЗМ 500Б-1У1	4
Трансформаторы тока измерительные	ТВЛМ-10	4
Трансформаторы тока	ТШП-0,66	6
Трансформаторы напряжения заземляемые	ЗНОЛ-ЭК	3
Трансформаторы напряжения измерительные	ЗНОЛ.06	51
Трансформаторы напряжения	НДЕ-М-220	12
Трансформаторы напряжения емкостные	НДКМ-500	3
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные	НАМИ-500	6
Трансформаторы напряжения	НДЕ-М-500	9
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	2
Сервер ИВК (основной)	-	1
Сервер ИВК (резервный)	-	1
Документация
Паспорт-формуляр с изменением №1	87570424.411711.0203.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе "Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «ОГК-2» - Сургутская ГРЭС-1 (АИИС КУЭ Сургутской ГРЭС-1). МВИ 26.51/184.1/25, аттестованном ФбУ «Самарский ЦСМ» г. Самара, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311290 от 16.11.2015.

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

Филиал Публичного акционерного общества «Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии» - Сургутская ГРЭС-1 (Филиал ПАО «ОГК-2» -Сургутская ГРЭС-1)

ИНН 2607018122

Юридический адрес: 356126, Ставропольский край, Изобильненский р-н, п. Солнечнодольск

Телефон: +7 (3462) 76-43-59,

Е-mail: kanc@sur.ogk2.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Центрэнергобаланс» (ООО «ЦЭБ») ИНН 7728265661

Адрес: 117246, г. Москва, Научный пр-д, д. 17, эт. 15, помещ. XXXIII, блок А Телефон: +7 (495) 150-03-56

E-mail: info@center-energo.ru

Web-сайт: center-energo.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью (ООО «Энерготестконтроль») Адрес: 117449, г. Москва, ул. Карьер, д. 2, стр. 9, помещ. 1 Телефон: +7 (495) 647-88-18.

E-mail: golovkonata63@gmail.com

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « 2_- »      И1^;^я 2025 г. №

Регистрационный № 73846-19

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-20000 Назначение средства измерений

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-20000 (далее - резервуары) предназначены для измерений объёма, а также приёма, хранения и отпуска нефтепродуктов.

Описание средства измерений

Принцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтепродуктом до определённого уровня, соответствующего объёму нефтепродукта согласно градуировочной таблице резервуара.

Резервуары представляют собой наземные вертикальные сварные сосуды цилиндрической формы с плоскими днищами и стационарными крышами, оборудованные приемо-раздаточными устройствами и люками. Заполнение и выдача нефтепродуктов производится через приемо-раздаточные устройства, расположенные в первом поясе каждого из резервуаров.

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-20000 зав. №№ 1, 2, 3, 4 установлены на территории ГПС «Тингута» АО «Транснефть - Приволга» по адресу: 404184, Российская Федерация, Волгоградская обл., Светлоярский район, ст. Тингута, д. 20.

Пломбирование резервуаров стальных вертикальных цилиндрических РВС-20000 не предусмотрено.

Общий вид резервуаров представлен на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1 - Общий вид резервуаров стальных вертикальных цилиндрических

РВС-20000 зав. №№ 3, 4

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	20000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуара (объёмный метод), %	± 0,2

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Внутренний диаметр, мм	45600
Высота цилиндрической части, мм	11940
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - атмосферное давление, кПа	от -40 до +50 от 84,0 до 106,7
Предельная высота наполнения, мм	11560
Средний срок службы, лет, не менее	30

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта методом печати.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический	РВС-20000 №№ 1, 2, 3, 4	4 шт.
Паспорт	-	4 экз.
Градуировочная таблица	-	4 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Изготовитель

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

ИНН: 4221002780

Адрес: 654034, Кемеровская обл., г. Новокузнецк, ул. Некрасова, д. 28

Тел./факс: +7 (3843) 35-66-99 / +7 (3843) 35-66-82

Web-сайт: www.nzrmk.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 8 Марта, д. 12, оф. 33

Тел./факс: +7 (843) 513-30-75

E-mail: metrolog-kazan@mail.ru

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

в части вносимых изменений

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

ИНН: 7723107453

Адрес: 123112, г. Москва, Пресненская наб., д. 4, стр. 2 Телефон: +7 (495) 950-87-00

E-mail: TAM@transneft.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « _^1 »              2025 г. №   ;^478

Регистрационный № 79440-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПП «Тамбовская ТЭЦ» Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПП «Тамбовская ТЭЦ» (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 распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

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

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», который служит для обеспечения информационного взаимодействия между ИВК и другими уровнями системы, устройство синхронизации времени (УСВ), технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места (АРМы).

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 UTS (SU);

• - хранение информации по заданным критериям;

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

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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи (интерфейс RS-485) поступает на входы УСПД. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии ИК №№ 1-35 один раз 30 минут, а также со счетчиков ИК №№ 1-4 один раз в 3 минуты, осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение информации, её накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы ИВК «ИКМ-Пирамида», где происходит оформление отчетных документов. Дальнейшая передача информации от ИВК «ИКМ-Пирамида» третьим лицам осуществляется по каналу связи сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы и выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с допускаемой погрешностью не более, указанной в таблице 3. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-1, часы ИВК «ИКМ-Пирамида», часы УСПД и счётчиков. Устройство синхронизации времени УСВ осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой GPS, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов со шкалой всемирного координированного времени UTC.

Синхронизация с периодичностью 1 раз расхождения часов ИВК времени УСПД от ИВК коррекция производится синхронизируется от УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция времени счетчиков производится при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции.

Нанесение знака поверки и заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 01. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ типографским способом. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ приведены в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передачи является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 -

данные ПО

2000»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «Пирамида 2000»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 3.0
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcClients.dll)	e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcLeakage.dll)	b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcLosses.dll)	d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Metrology. dll)	52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseBin.dll)	6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParselEC.dll)	48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseModbus.dll)	c391d64271acf4055bb2a4d3fe 1f8f48
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParsePiramida.dll)	ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SynchroNSI.dll)	530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, VerifyTime.dll)	ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

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

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер и наименование ИК		ТТ	ТН	Счетчик	УСПД/УСВ
1	2	3	4	5	6
1	ТГ-7	ТШВ15Б Кт = 0,2 Ктт = 8000/5 рег. № 5719-03	ЗНОМ-15-63 Кт = 0,5 Ктн = 6000:^3/100:^3 рег. № 1593-70	СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04	СИКОН С70 рег. № 80607-20 / УСВ-1 рег. № 28716-05
2	ТГ-8	ТВ-ЭК Кт = 0,2S Ктт = 10000/1 рег. № 74600-19	ЗНОЛ-ЭК Кт = 0,2 Ктн = 10500:^3/100:^3 рег. № 68841-17	СЭТ-4ТМ.03М.16 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
3	ТГ-6	ТЛШ-10 Кт = 0,5S Ктт = 4000/5 рег. № 11077-07	ЗНОЛ.06-6У3 Кт = 0,5 Ктн = 6000:^3/100:^3 рег. № 3344-04	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
4	ТГ-5	ТШВ15Б Кт = 0,2 Ктт = 6000/5 рег. № 5719-03	ЗНОЛ.06 Кт = 0,5 Ктн = 6000:^3/100:^3 рег. № 3344-72	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17

1	2	3	4	5	6
5	ВЛ 35 кВ Тамбовская ТЭЦ - №1 Городская II цепь с отпайкой на ПС Пигмент (ВЛ 35 кВ Городская правая)	ТВ Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 19720-06	НАМИ-35 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 35000/100 рег. № 19813-05	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
6	ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ - Пигмент I цепь (Пигмент левая)	ТВ 110-I Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3189-72	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
7	ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ - Пигмент II цепь (Пигмент правая)	ТВ 110-I Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3189-72	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
8	ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ -Рассказовская №1 с отпайкой на ПС Н. Лядинская (ВЛ 110 кВ Рассказовская-1)	ТВ 110-I Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 3189-72	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17	СИКОН С70 рег. № 80607-20 / УСВ-1 рег. № 28716-05
9	ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ -Рассказовская №2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Рассказовская-2)	ТВГ-УЭТМ®- 110 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 52619-13	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
10	ОВ-110 кВ	ТВГ-110 Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 рег. № 22440-07	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17
11	ВЛ 110 кВ Тамбовская ТЭЦ -Тамбовская №4 II цепь (Северная правая)	ТВИ-110 Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 30559-05	НАМИ-110 УХЛ1 Кт = 0,5 Ктн = 110000:^3/100:^3 рег. № 24218-03	СЭТ-4ТМ.03М Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-17

1	2	3	4	5	6
31	ф. №33	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04	СИКОН С70 рег. № 80607-20 / УСВ-1 рег. № 28716-05
32	ф. №17 (нитка Б)	ТПЛ-10 Кт = 0,5 Ктт = 200/5 рег. № 1276-59	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01
33	ф. №36	ТПОЛ 10 Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 1261-02	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 16687-02	СЭТ- 4ТМ.02.2 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 20175-01
34	БНС «Резервны й ввод 1 С»	ТВЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 1856-63	НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70	СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04	СИКОН С70 рег. № 28822-05 / УСВ-1 рег. № 28716-05
35	БНС «Резервны й ввод 2 С»	ТВЛМ-10 Кт = 0,5 Ктт = 300/5 рег. № 1856-63	НТМИ-6-66 Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 рег. № 2611-70	СЭТ-4ТМ.03 Кт = 0,2S/0,5 рег. № 27524-04

Примечания:

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

• 2 Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичное утвержденного типа.

• 3 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

ИК

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±5), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	Активная	0,8	2,5
	Реактивная	1,5	1,9
2	Активная	0,5	2,0
	Реактивная	1,1	2,1
3, 5, 11, 13, 14,	Активная	1,1	4,9
16, 17	Реактивная	2,3	2,9
4	Активная	0,8	2,5
	Реактивная	1,6	2,1
	Активная	1,1	5,5
6 - 10, 12,15
	Реактивная	2,3	3,0
	Активная	0,8	2,3
18, 19
	Реактивная	1,6	2,2
20, 21, 23 - 25, 28 - 31, 33	Активная	1,1	4,9
	Реактивная	2,3	3,1
22, 26, 27, 32,	Активная	1,1	5,5
34, 35	Реактивная	2,3	2,9
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с			±5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном cosф = 0,5инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения от минус 5 до плюс 35°С.			счетчиков электроэнергии

Таблица 4 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном	от 99 до 101
- ток, % от Iном	от 100 до 120
- коэффициент мощности, cos9	0,87
температура окружающей среды °C:
- 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 +23
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- сила тока, % от Iном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C
- для ТТ и ТН	от -40 до +35
- для счетчиков	от -40 до +55
- для СИКОН С70	от -10 до +50
- для УСВ-1	от -10 до +50
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
Электросчетчики СЭТ- 4ТМ.02:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
СИКОН С70:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
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
ИВКЭ:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной
за месяц, сут, не менее	45
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 счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и УСПД;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком; Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

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

• - счетчика 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 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографическим способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Трансформаторы тока	ТШВ 15Б	6 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-ЭК	3 шт.
Трансформаторы тока	ТЛШ-10	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-35-П	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВ 110-I	9 шт.
Трансформаторы тока	ТВГ-УЭТМ-110	3 шт.

1	2	3
Трансформаторы тока	ТВГ-110	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВИ-110	3 шт.
Трансформаторы тока	ТВ-110/50	3 шт.
Трансформаторы тока	ТПОЛ 10	28 шт.
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	2 шт.
Трансформаторы тока	ТПЛ-10	8 шт.
Трансформаторы тока	ТПЛ-СЭЩ-10	6 шт.
Трансформаторы тока	ТВЛМ-10	4 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОМ-15-63	3 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-ЭК	3 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06-6У3	3 шт.
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-06	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-35УХЛ1	1 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИ-110УХЛ1	6 шт.
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10-2 УХЛ2	3 шт.
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	2 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03	6 шт.
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные	СЭТ- 4ТМ.02	11 шт.
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	18 шт.
Контроллеры сетевые индустриальные	СИКОН С70	3 шт.
Устройство синхронизации времени	УСВ-1	1 шт.
Формуляр	ВЛСТ707.00.00ФО	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) ПП «Тамбовская ТЭЦ», 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 59793-2021 Информационные технологии. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;

Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Изготовитель

Акционерное общество

(АО ГК «Системы и Технологии»)

ИНН 3327304235

Адрес: 600014, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А E-mail: st@sicon.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной

(ООО «Энергокомплекс»)

ИНН 7444052356

Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9, оф. 23 Фактический адрес: 455017, Челябинская обл, г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2

Телефон: +7 (351) 958-02-68

E-mail: encomplex@yandex.ru

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

в части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью    ИНВЕСТИНИОННО-

ИНЖИНИРИНГОВАЯ ГРУППА «КАРНЕОЛ» (ООО ИИГ «КАРНЕОЛ»)

Адрес места осуществления деятельности: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск,

ул. Комсомольская, д. 130 стр. 2, помещ. 1, неж. помещ. 34, 38, 39, 41

Юридический адрес: 455038, Челябинская обл., г. Магнитогорск, пр-кт Ленина, д. 124, оф. 15

Телефон: +7 (982) 282-82-82

Факс: +7 (982) 282-82-82

Е-mail: cameol@bk.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312601.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « _'_ »            2025 г. №

Регистрационный № 83716-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выгостровской ГЭС (ГЭС-5) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1» Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Выгостровской ГЭС (ГЭС-5) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для автоматических измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, 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, трехуровневую 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 электрической энергии (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 рынка электрической энергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;

• - обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений на всех уровнях АИИС КУЭ;

• - 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) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 1983-2015, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 или ГОСТ 31819.22-2012 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 или ГОСТ 31819.23-2012.

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя:

устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД);

технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя:

сервер баз данных (далее - сервер БД);

устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ);

автоматизированное рабочее место (далее - АРМ);

технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура); программное обеспечение.

На уровне ИИК первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии. Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U • I.

Измерение активной мощности счетчиками выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчиках по алгоритму Q = (S² - P²)^0,5.

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по предусмотренным каналам связи поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, хранение полученной информации, передачу накопленных данных на верхний уровень системы (уровень ИВК) и организациям-участникам оптового рынка электрической энергии, а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах.

Сервер БД уровня ИВК осуществляет сбор и обработку результатов измерений, данных о состоянии средств измерений, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в XML-формате организациям-участникам оптового рынка электрической энергии, в том числе в ПАК КО АО «АТС», производится с сервера БД уровня ИВК по сети Internet с электронной подписью.

Сервер БД уровня ИВК по запросу обеспечивает возможность дистанционного доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии к компонентам АИИС КУЭ.

Для обеспечения единого времени на СИ, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики электрической энергии ИИК, УСПД ИВКЭ, сервер БД ИВК) 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 блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный № 37328-15), синхронизирующий собственную шкалу времени со шкалой национального координированного времени UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы (далее - ГЛОНАСС).

При проведении измерений при помощи АИИС КУЭ время внутренних часов СИ АИИС КУЭ синхронизируется в следующей последовательности:

• - сервер БД ИВК синхронизирует собственную шкалу времени по сигналам, получаемым непосредственно от блока коррекции времени ЭНКС-2, при превышении поправки часов сервера БД относительно шкалы времени ЭНКС-2 более чем на 1 секунду (настраиваемый параметр);

• - сервер БД ИВК не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД уровня ИВКЭ, если поправка часов УСПД относительно шкалы времени сервера БД ИВК превышает 2 секунды, происходит коррекция часов УСПД;

• - УСПД уровня ИВКЭ каждые 30 минут опрашивают счетчики, если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени УСПД превышает 2 секунды, происходит коррекция часов счетчиков;

• - факты коррекции времени отражаются в журналах событий компонентов АИИС КУЭ Выгостровской ГЭС (ГЭС-5) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1».

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ. Данные о поверке передаются в Федеральный информационный фонд (далее - ФИФ). Заводской номер АИИС КУЭ (№405) наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте на АИИС КУЭ. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в паспорте на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Энергосфера».

ПО «Энергосфера» используется при коммерческом учете электрической энергии и мощности, обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электрической энергии.

Идентификационные данные ПО, установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dU
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

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

Продолжение таблицы 2

1

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ

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 электрической энергии на интервале времени 30 минут.

• 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от Iном, coso = 0,8инд.

• 4 Допускается замена ТТ, ТН, УСПД, УССВ, 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические

АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	14
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 99 до 101
- ток, % от Iном	от 2(5) до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,87
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- ток, % от Iном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -40 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, УСПД, сервера, БКВ, °С	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: ТТ и ТН: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	219000
счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	125000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
БКВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	80000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не менее	45
сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность применяемых в системе компонентов:

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:

а) счетчиками электрической энергии:

попыток несанкционированного доступа;

связи со счетчиками, приведшей к каким-либо изменениям данных; коррекции текущих значений времени и даты;

отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; перерывов питания;

самодиагностики (с записью результатов);

б) УСПД:

попыток несанкционированного доступа;

связи с УСПД, приведшей к каким-либо изменениям данных;

коррекции текущих значений времени и даты;

перерывов питания;

самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения; промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения; испытательных клеммных коробок;

УСПД;

сервер БД;

б) защита информации на программном уровне:

установка паролей на счетчиках электрической энергии;

установка паролей на устройствах сбора и передачи данных;

установка пароля на сервер;

возможность использования цифровой подписи при передаче данных.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта на систему АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформатор тока	ТПОЛ 10	6
Трансформатор тока	TG145-420	6
Трансформатор тока	ТСН	6
Трансформатор тока	Т-0,66	6
Трансформатор тока	ТЛО-10	18
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ	6
Трансформатор напряжения	KOTEF 126	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06	6
Устройство сбора и передачи данных (контроллер многофункциональный)	ARIS-2805	1
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	A1802RALQ-P4GB-DW-4	14

таблицы 4

1	2	3
Блок коррекции времени	ЭНКС-2	1
Программное обеспечение	ПО «Энергосфера»	1
Паспорт	ЭС-180-12/2021-5.ПС	1
В комплект поставки входит также техническая документация на средства измерений		комплектующие

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) Выгостровской ГЭС (ГЭС-5) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1», 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.

Правообладатель

Филиал «Карельский» Публичного акционерного общества «Территориальная генерирующая компания №1» (Филиал «Карельский» ПАО «ТГК-1»)

ИНН 7841312071

Адрес: 185035, Республика Карелия, г. Петрозаводск, ул. Кирова, д. 43

Телефон: +7 (8142) 71-60-96

Е-mail: office.krl@tgc1.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной

(ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС»)

ИНН 7802222000

Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, 7-я Красноармейская ул., д. 18, лит. А, помещ. 7-Н 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.

в части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью    ИНВЕСТИЦИОННО

ИНЖИНИРИНГОВАЯ ГРУППА «КАРНЕОЛ» (ООО ИИГ «КАРНЕОЛ»)

ИНН 7456013961

Юридический адрес: 455038, Челябинская обл., г. Магнитогорск, пр-кт Ленина, д. 124, оф. 15

Адрес места осуществления деятельности: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск,

ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2, помещ. 1, неж. помещ. 34, 38, 39, 41

Телефон: +7 (982) 282-82-82

E-mail: carneol@bk.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312601.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

21        июля ПАП с лг 1478

от «    »           2025 г. №

Регистрационный № 83717-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Палакоргской ГЭС (ГЭС-7) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1» Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Палакоргской ГЭС (ГЭС-7) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для автоматических измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, 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, трехуровневую 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 электрической энергии (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 рынка электрической энергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;

• - обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений на всех уровнях АИИС КУЭ;

• - 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) по ГОСТ 7746-89 и ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 1983-2015, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 или ГОСТ 31819.22-2012 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 или ГОСТ 31819.23-2012.

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя:

устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД);

технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя:

сервер баз данных (далее - сервер БД);

устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ);

автоматизированное рабочее место (далее - АРМ); технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура); программное обеспечение.

На уровне ИИК первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии. Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U • I.

Измерение активной мощности счетчиками выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчиках по алгоритму Q = (S² - P²)^0,5.

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по предусмотренным каналам связи поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, хранение полученной информации, передачу накопленных данных на верхний уровень системы (уровень ИВК) и организациям-участникам оптового рынка электрической энергии, а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах.

Сервер БД уровня ИВК осуществляет сбор и обработку результатов измерений, данных о состоянии средств измерений, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в XML-формате организациям-участникам оптового рынка электрической энергии, в том числе в ПАК КО АО «АТС», производится с сервера БД уровня ИВК по сети Internet с электронной подписью.

Сервер БД уровня ИВК по запросу обеспечивает возможность дистанционного доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии к компонентам АИИС КУЭ.

Для обеспечения единого времени на СИ, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики электрической энергии ИИК, УСПД ИВКЭ, сервер БД ИВК) 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 блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный № 37328-15), синхронизирующий собственную шкалу времени со шкалой национального координированного времени UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы (далее - ГЛОНАСС).

При проведении измерений при помощи АИИС КУЭ время внутренних часов СИ АИИС КУЭ синхронизируется в следующей последовательности:

• - сервер БД ИВК синхронизирует собственную шкалу времени по сигналам, получаемым непосредственно от блока коррекции времени ЭНКС-2, при превышении поправки часов сервера БД относительно шкалы времени ЭНКС-2 более чем на 1 секунду (настраиваемый параметр);

• - сервер БД ИВК не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД уровня ИВКЭ, если поправка часов УСПД относительно шкалы времени сервера БД ИВК превышает 2 секунды, происходит коррекция часов УСПД;

• - УСПД уровня ИВКЭ каждые 30 минут опрашивают счетчики, если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени УСПД превышает 2 секунды, происходит коррекция часов счетчиков;

• - факты коррекции времени отражаются в журналах событий компонентов АИИС КУЭ Палакоргской ГЭС (ГЭС-7) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1».

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ. Данные о поверке передаются в Федеральный информационный фонд (далее - ФИФ). Заводской номер АИИС КУЭ (№407) наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте на АИИС КУЭ. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в паспорте на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Энергосфера».

ПО «Энергосфера» используется при коммерческом учете электрической энергии и мощности, обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электрической энергии.

Идентификационные данные ПО, установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 -

обеспечения

данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dU
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

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

Продолжение таблицы 2

1

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ

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 электрической энергии на интервале времени 30 минут.

• 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от Iном, coso = 0,8инд.

• 4 Допускается замена ТТ, ТН, УСПД, УССВ, 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические

АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	14
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 99 до 101
- ток, % от Iном	от 2(5) до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,87
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- ток, % от Iном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -40 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, УсПД, сервера, БКВ, °С	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: ТТ и ТН: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	219000
счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	125000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
БКВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	80000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не менее	45
сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность применяемых в системе компонентов:

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты: а) счетчиками электрической энергии:

попыток несанкционированного доступа;

связи со счетчиками, приведшей к каким-либо изменениям данных; коррекции текущих значений времени и даты;

отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; перерывов питания;

самодиагностики (с записью результатов);

б) УСПД:

попыток несанкционированного доступа;

связи с УСПД, приведшей к каким-либо изменениям данных;

коррекции текущих значений времени и даты;

перерывов питания;

самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения; промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения; испытательных клеммных коробок;

УСПД;

сервер БД;

б) защита информации на программном уровне:

установка паролей на счетчиках электрической энергии;

установка паролей на устройствах сбора и передачи данных;

установка пароля на сервер;

возможность использования цифровой подписи при передаче данных.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта на систему АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформатор тока	ТЛП-10	24
Трансформатор тока	ТФМ-110	3
Трансформатор тока	ТСН	6
Трансформатор тока	Т-0,66	3
Трансформатор тока	ТПЛ-10-М	3
Трансформатор тока	TG 145-420	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ	9
Трансформатор напряжения	ЗНОГ-110	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ-ЭК-10	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06	3
Устройство сбора и передачи данных	ARIS-2805	1
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	A1802RALQ-P4GB-DW-4	14
Блок коррекции времени	ЭНКС-2	1
Программное обеспечение	ПО «Энергосфера»	1
Паспорт	ЭС-180-12/2021-7.ПС	1
В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений

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) Палакоргской ГЭС (ГЭС-7) филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1», 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.

Правообладатель

Филиал «Карельский» Публичного акционерного общества «Территориальная генерирующая компания №1» (Филиал «Карельский» ПАО «ТГК-1»)

ИНН 7841312071

Адрес: 185035, Республика Карелия, г. Петрозаводск, ул. Кирова, д. 43

Телефон: +7 (8142) 71-60-96

Е-mail: office.krl@tgc1.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной

(ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС»)

ИНН 7802222000

Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, 7-я Красноармейская ул., д. 18, лит. А, помещ. 7-Н 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.

в части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью    ИНВЕСТИЦИОННО

ИНЖИНИРИНГОВАЯ ГРУППА «КАРНЕОЛ» (ООО ИИГ «КАРНЕОЛ»)

ИНН 7456013961

Юридический адрес: 455038, Челябинская обл., г. Магнитогорск, пр-кт Ленина, д. 124, оф. 15

Адрес места осуществления деятельности: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск,

ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2, помещ. 1, неж. помещ. 34, 38, 39, 41

Телефон: +7 (982) 282-82-82

E-mail: carneol@bk.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312601.

---