МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

(Росстандарт)

Москва

О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденного 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, не влияющих на их метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Утвердить измененные описания типов 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.

---

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

от «___»    ^апреля    2026 г. № ⁷⁴⁵

Сведения

об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, не влияющих на метрологические характеристики средств измерений

№ п/ п	Наименование типа	Обозначение типа	Заводской номер	Регистрационный номер в ФИФ	Правообладатель	Отменяемая методика поверки	Действие методик поверки сохраняется	Устанавливаемая методика поверки	Заявитель	Юридическое лицо, выдавшее заключение
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1.	Счетчики воды	«Протей»		65028-16			МП 208-025 2024		Общество с ограниченной ответственностью «Сфера экономных технологий» (ООО «СЭТ»), г. Омск	ЗАО КИП «МЦЭ», г. Москва
2.	Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП ДНС «Южно-Ошская» ЗАО «Колванефть»			50362-12			НА.ГНМЦ.0750- 23 МП		Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»), г. Уфа	АО «Нефтеавтоматика», г. Казань
3.	Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс»		663/2019	88746-23	Общество с ограниченной ответственностью «БайТекс» (ООО «БайТекс»), Оренбургская обл., г. Бугуруслан		МП 1472-14 2022		Общество с ограниченной ответственностью «Технологические системы и оборудование» (ООО «ТСО»), г. Москва	ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», г. Казань
4.	Расходомеры ультразвуковые	PIEZOSONI C		82973-21	Общество с ограниченной ответственностью		МП 208-002 2021		Общество с ограниченной ответственностью	ФБУ «НИЦ ПМ -Ростест», г. Москва

					«Пьезус» (ООО «Пьезус»), г. Москва				«Пьезус» (ООО «Пьезус»), г. Москва
5.	Уровнемеры радарные волноводные	ALT6100		91986-24	Общество с ограниченной ответственностью «Системы Нефть и Газ Балтия» (ООО «Системы Нефть и Газ Балтия»), г. Калининград		МП 1692-7-2024		Общество с ограниченной ответственностью «Бюро сертификации «ТОВАРИЩ» (ООО «Бюро сертификации «ТОВАРИЩ»), г. Москва	ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», г. Казань
6.	Счетчики электрической энергии однофазные многофункциональные	КВАНТ ST 1000-9		71483-18			МП-НИЦЭ-045- 24		Общество с ограниченной ответственностью Завод «Промприбор» (ООО Завод «Промприбор»), г. Владимир	ООО «НИЦ ЭНЕРГО», г. Москва
7.	Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	КВАНТ ST 2000-12		71461-18			МП-НИЦЭ-069- 25		Общество с ограниченной ответственностью Завод «Промприбор» (ООО Завод «Промприбор»), г. Владимир	ООО «НИЦ ЭНЕРГО», г. Москва
8.	Прицепы и полуприцепы-цистерны	УСТ 9465		78264-20			ГОСТ 8.6002011		Общество с ограниченной ответственностью «УралСпецТранс» (ООО «УралСпецТранс»), Челябинская обл., г. Миасс	ФБУ «УРАЛТЕСТ», г. Екатеринбург
9.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Филиала «Ириклинская ГРЭС»		4222200.0 81	85869-22	Акционерное общество «Интер РАО -Электрогенерация» (АО «Интер РАО -Электрогенерация» ), г. Москва		МП-312601 0066.22		Акционерное общество «Интер РАО -Электрогенерация» (АО «Интер РАО -Электрогенерация»), г. Москва	ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», Челябинская обл., г. Магнитогорск

АО «Интер РАО -Электрогенерация»

---

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « __ »   апреля   2026 Г. №    ⁷⁴⁵

Лист № 1 Регистрационный № 65028-16                                         Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики воды «Протей»

Назначение средства измерений

Счетчики воды «Протей» (далее - счетчики) предназначены для измерений объема холодной питьевой воды по СанПиН 2.1.4.1074-01 и горячей воды по СанПиН 2.1.4.2496-09 в различных отраслях народного хозяйства, а также в составе систем автоматизированного сбора, контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭР).

Описание средства измерений

Принцип действия счетчиков заключается в измерении числа оборотов вращающейся под действием потока воды крыльчатки, расположенной внутри датчика расхода.

Подсчет количества оборотов производится путем анализа изменения напряженности магнитного поля постоянного магнита, расположенного в верхней части крыльчатки.

На основании измеренного количества оборотов производится расчет прошедшего через счетчик объема воды и индикация его на жидкокристаллическом индикаторе в м³.

Рабочий датчик магнитного поля позволяет также отслеживать воздействие на счетчик внешних магнитных полей. При этом измерение прошедшего через счетчик объема воды не прекращается, а факт воздействия внешнего магнитного поля фиксируется в журнале нештатных ситуаций.

В зависимости от исполнения счетчики могут осуществлять передачу результатов измерений во внешние информационные системы по проводному (RS-485, M-Bus) и беспроводному (wM-Bus, LoRaWAN) интерфейсу.

Счетчики защищены от воздействия внешнего магнитного поля.

Счетчики выпускаются в трех модификациях: «Протей 15», «Протей 15С», «Протей 20», которые отличаются метрологическим классом и диаметром условного прохода. Каждая модификация имеет ряд исполнений, которые отличаются типом интерфейса связи, степенью защиты оболочки счетного механизма и наличием монтажного комплекта. Структура условного обозначения счетчиков представлена в таблице 1.

Счетчики имеют импульсный выход, выполненный на основе оптопары в виде инфракрасного светодиода. Передаточный коэффициент К:

• - для счетчиков с диаметром условного прохода 15 мм - 1,784-10"⁵ м³/имп.;

• - для счетчиков с диаметром условного прохода 20 мм - 2,23240^-5 м³/имп.

Счетчики, предназначенные для измерений объема воды с температурой в диапазоне от 5 до 90 °С и могут устанавливаться на горизонтальных (Н), вертикальных (V) или наклонных трубопроводах, при этом метрологические характеристики счетчиков зависят от способа установки и соответствуют приведенным в таблице 3. При монтаже счетчиков необходимо обеспечить прямолинейный участок трубопровода длиной не менее двух диаметров условного прохода перед счетчиком и после него.

Структурная схема обозначения счетчиков в других документах и при заказе:

Счетчик «Протей | X | . | X | . | X | . | X | »

12  3  4

Таблица 1 - Структура условного обозначения индикаторов

№ поля	Описание поля	Код поля	Расшифровка
1	Диаметр условного прохода и метрологический класс	15	диаметр условного прохода 15 мм, метрологический класс В
		15С	диаметр условного прохода 15 мм, метрологический класс С
		20	диаметр условного прохода 20 мм, метрологический класс В
2	Тип интерфейса связи	-	беспроводный интерфейс 433 МГц, протокол обмена wM-Bus
		485	проводной интерфейс RS-485, протокол обмена ModBus
		МВ	проводной интерфейс M-Bus, протокол обмена M-Bus
		L	беспроводный интерфейс 868 МГц, протокол обмена LoRaWAN
3	Степень защиты оболочки счетного механизма	0	негерметичный счетный механизм (IP40)
		8	герметичный счетный механизм (IP68)
4	Наличие монтажного комплекта	-	без монтажного комплекта
		М	с монтажным комплектом

Примеры условного обозначения счетчиков:

• - счетчик «Протей 15С.485.8.М» - счетчик воды с диаметром условного прохода 15 мм, метрологического класса С, с проводным интерфейсом RS-485 (протокол обмена ModBus), с герметичным счетным механизмом, с монтажным комплектом;

• - счетчик «Протей 20.0» - счетчик воды с диаметром условного прохода 20 мм, метрологического класса В, с беспроводным интерфейсом 433 МГц (протокол обмена wM-Bus), с негерметичным счетным механизмом, без монтажного комплекта.

Счётчики могут выпускаться с изображением на маркировочной панели товарного знака поставщика услуг или компании-партнёра. Общий вид счетчиков представлен на рисунках 1 - 5.

Рисунок 1 - Общий вид счетчиков с беспроводным интерфейсом 433 МГц (протокол обмена wM-Bus)

Рисунок 2 - Общий вид счетчиков с беспроводным интерфейсом RS-485 (протокол обмена ModBus)

Рисунок 3 - Общий вид счетчиков с беспроводным интерфейсом M-Bus (протокол обмена M-Bus)

Рисунок 4 - Общий вид счетчиков с беспроводным интерфейсом 868 МГц (протокол обмена LoRaWAN)

Место нанесения товарного знака поставщика услуг

России

87654321 2026

Счетчик воды

-»RS-485

ПРОТЕЙ-20

Qn2,5 м³/ч

В Н/А VI+5 90°С

Рисунок 5 - Места нанесения товарного знака поставщика услуг

Защита от несанкционированного доступа обеспечивается механическим опечатыванием. Схема пломбировки от несанкционированного доступа представлена на рисунке 6.

а) - Счетчики «Протей 15.», «Протей 15С...»;

б) - Счетчик «Протей 20. ».

Рисунок 6 - Схема пломбировки счетчиков от несанкционированного доступа

Заводской номер в виде децимального кода, состоящего из арабских цифр, а также штрих-кода, наносится на корпус распределителя методом струйной печати или лазерной гравировки в соответствии с рисунком 7.

Место

нанесения знака

утверждения типа средств измерений

етчик воды

Место

нанесения заводского номера

Рисунок 7 - Места нанесения заводского номера и знака утверждения типа средств измерений

Знак поверки на корпус средства измерений наносится в соответствии с рисунком 8.

знака поверки

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) счетчиков по аппаратному обеспечению является встроенным и предназначено для преобразования и обработки измерительной информации. ПО хранится в энергонезависимой памяти. Программная среда постоянна, отсутствуют средства и пользовательская оболочка для программирования или изменения ПО.

ПО разделено на метрологически значимую и незначимую часть. Разделение ПО выполнено внутри кода ПО на уровне языка программирования. К метрологически значимой части ПО относятся:

• - программные модули, принимающие участие в обработке (расчетах) результатов измерений или влияющие на них;

• - программные модули осуществляющие идентификацию, хранение, передачу измерительной информации, защиту ПО и данных.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Уровень защиты ПО и измерительной информации «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Конструкция счетчиков исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию. Метрологические характеристики счетчиков нормированы с учетом влияния ПО.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Proteus.108	Proteus.118
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.08	1.18
Цифровой идентификатор ПО	7С05	16EB
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода	CRC16	CRC16

Метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 3 - 5.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Модификация
	«Протей 15...»		«Протей 15С.»		«Протей 20.»
	Значение
Диаметр условного прохода, Ду, мм	15		15		2	0
Вариант установки	H	V	H	V	H	V
Метрологический класс по ГОСТ Р 50193.1-92	В	А	С	В	В	А
Расход воды, м3/ч:
-   минимальный Q min	0,030	0,060	0,015	0,030	0,050	0,100
-   переходный Q t	0,120	0,150	0,022	0,120	0,200	0,250
-   номинальный Qn	1,500	1,500	1,500	1,500	2,500	2,500
-   максимальный Q max	3,000	3,000	3,000	3,000	5,000	5,000
Порог чувствительности, м3/ч, не более	0,015	0,030	0,007	0,015	0,025	0,050
Максимальное рабочее давление, МПа,
не более			1,0
Потеря давления при Qmax, МПа, не более	0,1
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема, 5д, %:
-   в диапазоне расходов Qmin < Q < Qt			±5
-   в диапазоне расходов Qt < Q < Qmax			±2
Емкость индикатора, м3	999999,999
Цена деления младшего разряда, м3	0,001

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Модификация
	«Протей 15.»	«Протей 15С.»	«Протей 20.»
	Значение
Диапазон температур рабочей среды, °С	от +5 до +90
Габаритные размеры, мм, не более: - длина	110		110
- ширина	75		72
- высота	80		80
Масса, кг, не более	0,75		1,50
Условия эксплуатации: - температура      окружающего воздуха, °С		от +5 до +50
-   относительная влажность воздуха при температуре +35 °С, %		до 80
Напряжение питания от источника постоянного тока, В	3,6

Таблица 5 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет	12
Средняя наработка на отказ, ч	40000

Знак утверждения типа

наносится на корпус средства измерений в соответствии с рисунком 7, методом струйной печати или лазерной гравировки.

Комплектность средства измерений в соответствии с таблицей 6.

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Счетчик воды «Протей»	-	1 шт.
Паспорт	СЭТ.469333.046 ПС	1 экз.
Методика поверки		1 экз.*
Монтажный комплект: - гайка - штуцер - прокладка	-	2 шт.** 2 шт.** 2 шт.**
* При поставке партии счетчиков из двух и более штук, методика поверки поставляется в одном экземпляре на партию. ** Монтажный комплект входит в комплект поставки счетчиков воды «Протей 15.0.М», «Протей 15.8.М», «Протей 15С.0.М», «Протей 15С.8.М», «Протей 20.0.М», «Протей 20.8.М».

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 3 «Описание и работа счетчика воды «Протей» СЭТ.469333.046 ПС «Счетчик воды «Протей». Паспорт».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 26.09.2022 № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объёма жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объёмного расходов жидкости»

ГОСТ Р 50193.1-92 Измерение расхода воды в закрытых каналах. Счетчики холодной питьевой воды. Технические требования

ГОСТ Р 50601-93 Счетчики питьевой воды крыльчатые. Общие технические условия

СЭТ.469333.046 ТУ Счетчики воды «Протей». Технические условия

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Сфера экономных технологий»

(ООО «СЭТ»)

ИНН 5506227284

Юридический адрес: 644027, г. Омск, ул. 7-я Линия, д. 132, оф. 212

Телефон: +7 (3812) 43-36-35; 30-17-41

Е-mail: mail@set-omsk.ru

Web-сайт: https://set-omsk.ru

Испытательный центр Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Омской области»

(ФБУ «Омский ЦСМ»)

Адрес: 644116, г. Омск, ул. 24 Северная, д. 117-А Телефон (факс): +7 (3812) 68-07-99; +7 (3812) 68-04-07

Web-сайт: http://csm.omsk.ru

E-mail: info@ocsm.omsk.ru Аттестат аккредитации ФБУ «Омский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа рег. №RA.RU.311670 от 01.07.2016 г.

В части вносимых изменений

Закрытое акционерное общество Консалтинго-инжиниринговое предприятие «Метрологический центр энергоресурсов»

(ЗАО КИП «МЦЭ»)

Адрес: 125424, г. Москва, Волоколамское ш., д. 88, стр. 8, этаж 3

Телефон (факс): +7 495-491-78-12

Е-mail: sittek@mail.ru; mce-info@mail.ru

Web-сайт: https://www.kip-mce.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU 311313

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «__ »   71147.47    2026 г. №    ⁷⁴⁵

Лист № 1 Регистрационный № 50362-12                                         Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП ДНС «Южно-Ошская» ЗАО «Колванефть»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП ДНС «Южно-Ошская» ЗАО «Колванефть» (далее по тесту - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти, сдаваемой в ТПП «ЛУКОЙ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Описание средства измерений

СИКН изготовлена в одном экземпляре ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) по проектной документации ОАО «Нефтеавтоматика» (г. Уфа) из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами ее составляющих.

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее по тексту - СРМ) и системы обработки информации.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (далее по тексту - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (далее по тексту - ТПУ), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из двух рабочих и одной резервной измерительных линий (далее по тексту - ИЛ).

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85, установленное на выходном коллекторе СИКН.

Блок ТПУ состоит из установки трубопоршневой стационарной в комплекте с преобразователями давления и температуры и обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков-расходомеров массовых.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации с помощью контроллеров измерительные FloBoss S600 со встроенным программным обеспечением (далее - ПО), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированных рабочих мест оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos» (далее - ПК «Cropos»), оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

В состав СИКН входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -рег. №)), приведенные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Состав СИКН

Наименование СИ	Рег. №
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF	45115-10
Датчики давления Элемер-100	39492-08
Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2	63044-16
Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304	29935-05 50519-17
Преобразователь плотности жидкости измерительные модели 7835	15644-06
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	14557-10 14557-15
Установки трубопоршневые НАФТА-ПРУВЕР	47680-11
Контроллеры измерительные FloBoss S600	38623-08

В состав СИКН входят показывающие СИ давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы СИКН. Для отбора проб в БИК по ГОСТ 2517-85 применяются пробоотборники автоматические (основной и резервный) и ручной с диспергатором.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

• - автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне расходов (т/ч) по измерительной линии и в целом по СИКН;

• - автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м³), влагосодержания (% об. дол.) в нефти;

• - вычисление СОИ массы нетто (т) нефти с использованием результатов измерений в блоке измерений показателей качества и в химико-аналитической лаборатории содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

• - поверку и контроль метрологических характеристик СРМ по стационарной или передвижной ПУ в комплекте с поточным преобразователем плотности, установленным в блоке измерений показателей качества нефти;

• - автоматический и ручной отбор объединенной пробы нефти;

• - регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;

• - защита информации от несанкционированного доступа.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящих в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

Заводской № 01 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, нанесен ударным способом на шильд-табличке технологического блока СИКН.

Программное обеспечение

ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 (далее по тексту - контролллеров), свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 1551014-06 ФГУП ВНИИР. К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится ПО ПК «Cropos», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. Свидетельство о подтверждении соответствия программного обеспечения № НА.ГНМЦ.0160-17 ПО от 22.05.2017 ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика». К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dll».

В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:

- разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;

- ведением внутреннего журнала фиксации событий.

Идентификационные данные программного обеспечения ПО СИКН приведены в таблице 2.

Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО СИКН

Наименование ПО	Идентификационное наименование ПО	Номер версии (идентификационный номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО	Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
АРМ оператора	metrology.dll	1.41.0.0	16BB1771	CRC32
Конфигурационный файл (основной контроллер)	Vozey2012_1	244	fbb8	CRC16
Конфигурационный файл    (резервный контроллер)	Vozey2012_1	244	fbb8	CRC16

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

Метрологические и технические характеристики

Т а б л и ц а 3 - Метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Рабочая среда	нефть по ГОСТ Р 51858-2002
Диапазон измерений массового расхода, т/ч	от 23,4 до 100,0
Рабочий диапазон температуры нефти, °С	от +55 до +65
Рабочий диапазон давления, МПа	от 2 до 4
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3	от 780 до 850
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С	±0,2
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений давления, %	±0,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности нефти, кг/м3	±0,3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти при измерении влагомером, %	±0,05
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массы брутто нефти, %	±0,25

Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность средства измерений

Т а б л и ц а 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Система измерений количества и показателей качества нефти на ПСП ДНС «Южно-Ошская» ЗАО «Колванефть»	-	1
Инструкция по эксплуатации	-	1
Методика поверки	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе МН 1270-2023 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП ДНС «Южно-Ошская» ЗАО «Колванефть», ФР.1.29.2023.46813.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Подпункт 6.1.1 постановления Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»

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

Изготовитель

Открытое акционерное общество «Нефтеавтоматика»

(ОАО «Нефтеавтоматика»)

ИНН 0278005403

Адрес: 450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, д. 24

Телефон: +7 (347) 228-81-70

Факс: 8-800-700-78-68

E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru

Испытательный центр

Акционерное общество «Нефтеавтоматика»

(АО «Нефтеавтоматика»)

ИНН 0278005403

Адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а

Телефон: +7 (843) 567-20-10; 8-800-700-78-68

Факс: +7 (843) 567-20-10

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « __ »    елреля 2026 Г. №     ⁷⁴⁵

Регистрационный № 88746-23

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти №  246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти.

При прямом методе динамических измерений массу брутто нефти определяют с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

Массу нетто нефти вычисляет комплекс измерительно-вычислительный, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты определения массовых долей воды, механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в испытательной лаборатории.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), системы обработки информации. В указанные технологические блоки входят средства измерений, приведенные в таблице 1, по своему функционалу участвующие в измерениях массы брутто нефти, контроле и измерении показателей качества нефти, а также контроле технологических режимов работы СИКН.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.

Таблица 1 - Состав СИКН

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ)
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF*	45115-10

Пр одолжение таблицы 1

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ)
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF*	45115-16
Датчики температуры Rosemount 3144Р	63889-16
Преобразователи давления измерительные 3051	14061-15
Расходомер-счетчик ультразвуковой Prosonic Flow модели 92F	29674-12
Преобразователи плотности и расхода CDM модификации CDM 100P	63515-16
Преобразователи плотности и вязкости FVM	62129-15
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	14557-15
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07**	75139-19
*Далее по тексту - СРМ. ** Далее по тексту - ИВК.

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

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• - автоматизированные измерения массы нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода;

• - автоматические измерения температуры, давления (избыточное, дифференциальное), плотности, вязкости нефти, объемной доли воды в нефти;

• - измерения температуры и давления нефти с применением показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;

• - проведение контроля метрологических характеристик и поверки СРМ с применением трубопоршневой установки;

• - автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушения установленных границ;

• - вычисление массы нетто нефти;

• - автоматическое регулирование расхода нефти через БИК для обеспечения требований ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

• - автоматический и ручной отбор проб нефти;

• - защита информации от несанкционированного доступа;

• - регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Заводской номер 663/2019, состоящий из трех цифр и указанных через косую черту четырех цифр года изготовления, наносится на табличку, установленную на стене технологического блока СИКН (Рисунок 1), методом лазерной гравировки.

Пломбировка СИКН не предусмотрена.

Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Табличка с указанием места нанесения заводского номера

Программное обеспечение

СИКН имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК и компьютерах автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора и обеспечивает реализацию функций СИКН. Идентификационные данные ПО СИКН указаны в таблице 2. Метрологические характеристики СИКН указаны с учетом влияния ПО.

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

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
	ИВК (основной, резервный)	АРМ оператора (основное, резервное)
Идентификационное наименование ПО	EMC07.Metrology.dll	ArmA.dll	ArmMX.dll	ArmF.dll
Номер версии (идентификационный номер ПО)	PX.7000.01.08	4.0.0.2	4.0.0.4	4.0.0.2
Цифровой идентификатор ПО	6CFE8968	1D7C7BA0	E0881512	96ED4C9B

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики СИКН и показатели измеряемой среды приведены в таблицах 3, 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода нефти*, т/ч	от 15,00 до 91,32
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %	±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %	±0,35
*Указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки и не может превышать максимальный диапазон измерений

Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКН и физико-химические показатели измеряемой среды

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных линий, шт.	3 (две рабочие, одна контрольно-резервная)
Избыточное давление нефти, МПа
- рабочее	0,5
- минимально допустимое	0,3
- максимально допустимое	1,6
Режим работы СИКН	непрерывный
Показатели измеряемой среды:
- измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия»
- температура, °С	от +5 до +40
- плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3	от 879 до 910
- вязкость кинематическая в рабочем диапазоне
температуры, мм2/с (сСт), не более	40
- массовая доля воды, %, не более	0,5
- массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не
более	100
- давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)
- содержание свободного газа	не допускается
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В	380±38, трехфазное 220±22, однофазное
- частота переменного тока, Гц	50±1
Условия эксплуатации - температура окружающего воздуха в блоках БФ, БИЛ,
БИК, °С	от +5 до +40
- температура окружающего воздуха в помещении
операторной, °С	от +15 до +25
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН печатным способом.

Комплектность средства измерений Комплектность СИКН приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность СИКН

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс», заводской № 663/2019		1 шт.
Инструкция по эксплуатации	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Инструкция. 0015.01.00.000 ИС. МИ. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 246 на ПСП «Байтуган» ООО «БайТекс», регистрационный номер в ФИФ ОЕИ ФР.1.29.2020.38312.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «БайТекс»

(ООО «БайТекс»)

Юридический адрес: 461630, Оренбургская обл., г. Бугуруслан, ул. Ленинградская, д.51 ИНН: 5602004322

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Системы Нефть и Газ»

(ООО «СНГ»)

ИНН 5050024775

Адрес: 141108, Московская обл., г. Щелково, ул. Заводская, д. 1, к. 1

Телефон: 8(495) 995-01-53

Факс: 8(495) 741-21-18

E-mail: office@og.systems

Испытательный центр

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»

(ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева)

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

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

Телефон: 8(843) 272-70-62

Факс: 8(843) 272-00-32

Web-сайт: www.vniir.org

E-mail: office@vniir.org

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.310592

В части вносимых изменений

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева»

(ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

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

Адрес места осуществления деятельности: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7 «а»

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

Web-сайт: vniim.ru

Е-mail: info@vniim.ru

Уникальный номер в реестре аккредитованных лиц RA.RU.314555

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « __ »   ^апреля   2026 г. №

Лист № 1 Регистрационный № 82973-21                                          Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Расходомеры ультразвуковые PIEZOSONIC

Назначение средства измерений

Расходомеры ультразвуковые PIEZOSONIC (далее - расходомеры) предназначены для измерения объёмного расхода и объёма однородных жидкостей, протекающих в напорных трубопроводах.

Описание средства измерений

Принцип действия расходомеров основан на время-импульсном методе определения разности времен прохождения ультразвуковых волн по направлению и против направления движения потока жидкости. Измеряемая разность времен пропорциональна скорости жидкости и ее расходу.

Расходомеры состоят из ультразвукового преобразователя расхода жидкости (далее -УПР), электронного блока (далее - ЭБ) и соединительных радиочастотных кабелей. УПР представляет собой участок трубопровода с закрепленными на нем пьезоэлектрическими преобразователями (далее - ПЭП). ПЭП установлены попарно на трубе под определенным углом к направлению вектора скорости потока и попеременно выполняют функции излучателя и приемника ультразвуковых волн. Пара ПЭП на одной оси образует акустический канал.

ЭБ формирует ультразвуковые импульсы для работы ПЭП, обеспечивает прием и обработку сигнала, расчет временных интервалов, вычисление расхода и объема жидкости по заданному алгоритму, индикацию результатов измерений, архивирование результатов, вывод измерительной информации в виде аналогового, частотно-импульсного сигнала и цифрового сигнала по интерфейсу RS485.

ЭБ расходомера поддерживает работу одновременно до 2-х акустических каналов, что позволяет измерять расход одновременно на 2-х независимых измерительных участках (далее - ИУ) по однолучевой схеме, либо на одном ИУ по двухлучевой схеме.

Расходомеры выпускаются в различных модификациях, отличающихся конструкцией, количеством акустических каналов и метрологическими характеристиками.

По способу монтажа ПЭП на ИУ расходомеры имеют конструктивные исполнения:

• - с установленными в участок трубопровода ПЭП на заводе-изготовителе;

• - комплект ПЭП и их держателей для установки непосредственно в трубопровод.

УПР в зависимости от диаметра условного прохода (далее - Ду) имеют конструктивные исполнения:

• - УПР с U-образным ИУ для Ду, мм: от 15 до 32 включительно;

• - УПР с прямым ИУ для Ду, мм: от 32 до 2000 включительно.

УПР в зависимости от способа присоединения к трубопроводу имеют конструктивные исполнения: резьбовое, под приварку и фланцевое.

По взаимному расположению акустических каналов для двухлучевой схемы:

• - с параллельными хордами;

- с перекрещивающимися хордами.

Общий вид расходомеров ультразвуковых PIEZOSONIC представлен на рисунке 1. Варианты исполнений УПР представлены на рисунке 2.

Схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 3.

Заводской номер расходомера указывается на маркировочной наклейке, закрепляемой на боковой стороне ЭБ, как показано на рисунке 4.

Место нанесения                      Место нанесения

Рисунок 4 - Места нанесения заводского номера и знака утверждения типа

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) не разделено на метрологически значимую часть и метрологически незначимую часть. ПО расходомеров является встроенным и устанавливается в энергонезависимую память при изготовлении. ПО обеспечивает обработку входных сигналов, получение измерительной информации, её отображение на дисплее, сохранение информации в архиве, обмен информацией с внешними устройствами по интерфейсу RS-485, а также её преобразование в нормированные токовый и частотно-импульсный выходные сигналы.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	PIEZOSONIC
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	1.2
Цифровой идентификатор ПО	0xD38B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	CRC-16

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измеряемых расходов, м3/ч	от 0,03 до 120000
Диаметры условных проходов УПР, Ду, мм	от 15 до 2000
Пределы допускаемой относительной погрешности преобразования значения объемного расхода в частотный выходной сигнал, %	±0,05
Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу диапазона измерений погрешности преобразования значения объемного расхода в токовый выходной сигнал, %	±0,5

Таблица 3 - Значения расходов в зависимости от Ду УПР

Наименование характеристики	Значение
Ду, мм1'	15	20	25	32	40	50	65	80	100	150	200	250	300
Минимальный расход Qmin, м3/ч2)	(0,03)	(0,05)	(0,07)	0,2 (0,16)	0,3	0,47	0,8	1,2	1,87	4,24	7,5	11,8	17,0
Номинальный расход Qnom, м3/ч2)	(1,5)	(2,5)	(3,5)	15,5 (8)	23,3	36,5	62	93	145	328	582	915	1320
Максимальный расход Qmax, м3/ч2)	(3)	(5)	(7)	31 (16)	46,5	73	124	186	290	656	1164	1830	2640
1) для Ду свыше 300 мм значения расходов определяются по формулам: Qmax = 0,03^ (Ду)2; Qnom = 0,5^Qmax; Qmin = 6,440-3 • Qmax 2) в скобках указаны значения расходов для исполнения УПР с U-образными ИУ, без скобок указаны значения расходов для исполнений УПР с прямыми ИУ

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема

ДУ, мм	Способ установки ПЭП	Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема, %
от 15 до 32	по оси трубопровода	±(1,5+0,2/v)
от 32 до 80	по диаметру	±(1,2+0,2/v)
от 100 до 1600	по диаметру	±(1,0+0,2/v)
от 50 до 80	по двум хордам	±(0,7+0,2/v)
от 100 до 1600	по двум хордам	±(0,5+0,2/v)
где v - скорость потока измеряемой жидкости, м/с

Таблица 5 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема при проведении поверки имитационным методом

ДУ, мм	Способ установки ПЭП	Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема, %
от 32 до 300	по диаметру	±(2,5+0,2/v)
от 350 до 2000	по диаметру	±(2,0+0,2/v)
от 50 до 80	по двум хордам	±(2,0+0,2/v)
от 100 до 350	по двум хордам	±(1,5+0,2/v)
от 400 до 2000	по двум хордам	±(1,0+0,2/v)
где v - скорость потока измеряемой жидкости, м/с

Таблица 6 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Параметры выходных сигналов: - частотный, Гц	от 0,5 до 2000
- токовый, мА	от 4 до 20
Длина кабеля между ПЭП и ЭБ, м, не более	500
Ёмкость цифрового отсчетного устройства, м3	999999,999
Цена младшего разряда индикатора при измерении расхода, м3/ч	0,001
Цена младшего разряда индикатора при измерении объема, м3	0,01
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В	220+32
- частота переменного тока, Гц	50±1
Потребляемая мощность, В^А, не более	15
Габаритные размеры ЭБ, мм, не более: - высота	200
- ширина	200
- длина	112
Масса ЭБ, кг, не более	1,9
Условия эксплуатации: - температура измеряемой жидкости, °С	от -40 до +150
- температура окружающей среды, °С	от 0 до +50
- относительная влажность без конденсации влаги, %, не более	98
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 106,7
Максимальное рабочее давление, МПа	2,5; 6,31}
Степень защиты ЭБ по ГОСТ 14254-2015	IP65
Степень защиты УПР заводского исполнения по ГОСТ 14254-2015	IP65 (IP67 и IP68)1}
Средний срок службы, лет	10
Средняя наработка на отказ, ч	65700
1) по заказу

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на маркировочной наклейке, закрепляемой на боковой стороне ЭБ и на титульные листы руководства по эксплуатации, инструкции по монтажу и настройке, и паспорта расходомера.

Комплектность средства измерений

Таблица 7 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Электронный блок		1 шт.
Измерительный участок^		согласно заказу
Соединительный коаксиальный кабель для ПЭП	РК50-2	согласно заказу
Комплект монтажных частей для установки ПЭП2): - держатель ПЭП с гайкой - уплотнительное кольцо для ПЭП		по числу ПЭП по числу ПЭП
Паспорт ПЭП		согласно заказу
Паспорт расходомера	38978553.407251.008 ПС	1 экз.
Руководство по эксплуатации	38978553.407251.008 РЭ	1 экз.
Инструкция по монтажу и настройке	38978553.407251.008 ИМ	1 экз.
1) - для трубопровода с Ду, мм от 15 до 150 поставляется с УПР, на которых в держателях уже установлены ПЭП; - для трубопроводов с Ду, мм от 200 до 600 может поставляться как с предустановленными ПЭП в УПР, так и отдельно ПЭП с держателями для последующей приварки на рабочем трубопроводе; - для трубопроводов с Ду свыше 600 мм поставляются только ПЭП с держателями для последующей приварки на рабочем трубопроводе. 2) поставляется при врезке ПЭП в рабочий трубопровод

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в пунктах 5.2 и 6.3 руководства по эксплуатации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расхода жидкости

38978553.407251.008 ТУ. Расходомеры ультразвуковые PIEZOSONIC. Технические условия.

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Пьезус»

(ООО «Пьезус»)

ИНН 7722857693

Юридический адрес: 109316, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Печатники, Волгоградский пр-кт, д. 42, к. 5

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Пьезус»

(ООО «Пьезус»)

ИНН 7722857693

Адрес: 109316, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Печатники, Волгоградский пр-кт, д. 42 к. 5

Телефон/факс: (495) 796-92-20

E-mail: zakaz@piezus.ru

Web-сайт: www.piezus.ru

Испытательный центр Федеральное бюджетное учреждение «Научно-исследовательский центр прикладной

метрологии - Ростест»

(ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест»)

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

Адрес места осуществления деятельности: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46 Телефон: +7 (495) 544-00-00

Web-сайт: www.rostest.ru

E-mail: info@rostest.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц № 30004-13

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «16   » апреля    2026 Г. №

Лист № 1 Регистрационный № 91986-24                                         Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Уровнемеры радарные волноводные ALT6100

Назначение средства измерений

Уровнемеры радарные волноводные ALT6100 (далее - уровнемеры) предназначены для измерений уровня жидких и сыпучих материалов в резервуарах.

Описание средства измерений

Принцип действия уровнемеров основа на принципе распространении и отражении от раздела сред радиочастотной волны. Встроенный в уровнемер излучатель направляет сгенерированный импульс в сторону измеряемой среды, а встроенный в этот же уровнемер приемник получает и передает вычислителю данные об отраженном от измеряемой среды сигнале. Когда импульс достигает поверхности материала, он отражается обратно и принимается приемником в приборе, а сигнал расстояния преобразуется в сигнал уровня.

Уровнемеры конструктивно состоят из металлической защитной головки вторичной электроники (корпуса) и измерительного волноводного модуля. Уровнемеры представлены в двух модификациях: модификация F комплектуемая измерительным волноводным модулем (зондом) в виде троса (кабеля), модификация R, комплектуемая измерительным волноводным модулем (зондом) в виде стержня (трубки). Уровнемеры могут быть представлены во фланцевом исполнении (наличие фланца между корпусом и волноводом) и в высокотемпературном фланцевом исполнении (наличии фланца между корпусом и волноводом и теплообменной вставки между фланцем и корпусом). Уровнемеры могут дополнительно оснащаться ЖК дисплеем.

Общий вид уровнемеров модификации F и место пломбировки представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид уровнемеров, модификации F с указанием места пломбировки

Общий вид уровнемеров, модификации R и места пломбировки представлен на рисунке 2.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде буквенно-цифрового обозначения, состоящий из арабских цифр и букв латинского алфавита, и знак утверждения типа наносятся на табличку в местах, указанных на рисунке 3 методом лазерной гравировки. Ограничение доступа к местам настройки (регулировки), осуществляется путем нанесения пломб изготовителя в виде наклеек в местах, указанных на рисунке 1 или 2.

ЕАЭС № RU C-RU.HA65.B.01956/23

Напряжение питания: 24В

Выходной сигнал: Q 4...20 мА+Hart

Датаизг.:      15.09.2023 г.

Рисунок 3 - Место нанесения заводского номера и знака утверждения типа

Программное обеспечение

В уровнемерах применяется встроенное программное обеспечение, записанное в микросхему в блоке электроники. ПО устанавливается в уровнемеры на заводе-изготовителе и не подлежит изменению в процессе эксплуатации.

Программное обеспечение является метрологически значимым.

Идентификационные данные программного обеспечения (далее - ПО) приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное   наименование   программного обеспечения	отсутствует
Номер    версии    (идентификационный    номер) программного обеспечения*	307.ххх
Цифровой идентификатор программного обеспечения	-
* - где ххх не относится к метрологически значимой части ПО

Метрологические характеристики уровнемеров нормированы с учетом влияния программного обеспечения.

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

Метрологические и технические характеристики средства измерений

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
	F	R
Диапазон измерений уровня1), м	от 0,15 до 20	от 0,15 до 6
Пределы допускаемой   абсолютной   погрешности измерений уровня при расстоянии до измеряемой поверхности от 0,15 до 10 м включ., мм	±3,1
Пределы допускаемой приведенной к диапазону измерений погрешности измерения уровня при расстоянии до измеряемой поверхности от 10 м до 20 м включ., %	±0,03
1) - реальное значение определяется длиной зонда и записывается в паспорте уровнемера.

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
	F	R
Маркировка взрывозащиты:	0Ex ia IIC T 1Ex db II(	"6 Ga X или C T6 Gb X
Маркировка степени защиты:	IP 66 / IP 67
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа	от -401) до +70 от 0 до 90 от 84 до 106,7
Температура измеряемой среды, °С	от -40 до +2502)
Напряжение питания постоянного тока, В	от 20 до 28
Потребляемая мощность, мВт, не более	660
Масса, кг, не более3)	9
Габаритные размеры, не более, мм ШхВхД4)	130x230x110
Выходной сигнал	аналоговый (от 4 до 20 мА), HART, RS485/Modbus
1) от -30 °С при наличии ЖК дисплея. 2) до +350 °С для высокотемпературного исполнения. 3) без учета фланца уровнемера при фланцевом исполнении. Масса фланца определяется заказом и составляет не более 30 кг. 4) без учета зонда и фланца уровнемера. Габаритные размеры зонда и фланца определяются заказом.

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Срок службы, лет, не менее	15
Средняя наработка до отказа, ч, не менее	63000

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку, закрепленную на корпусе систем методом лазерной гравировки, а также на титульный лист в правом верхнем углу—паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Уровнемер радарный волноводный	ALT6100	1 шт.
Паспорт	26.51.52-ALT6100 ПС	1 экз.
Руководство по эксплуатации, установке и техническому обслуживанию	26.51.52-ALT6100 РЭ	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе «Инструкция по настройке» документа «Уровнемер радарный волноводный ALT6100. Руководство по эксплуатации, установке и техническому обслуживанию. 26.51.52-ALT6100 РЭ».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 года № 3459 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений уровня жидкости и сыпучих материалов

ТУ 26.51.52-95715144-002-2023 «Волноводные радарные уровнемеры ALT6100. Технические условия»

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Системы Нефть и Газ Балтия»

(ООО «Системы Нефть и Газ Балтия»)

ИНН: 3908036487

Юридический адрес: 236039, Российская Федерация, Калининградская обл., г. Калининград, ул. Портовая, д. 41

Телефон (факс): +7 (4012) 31-07-28

Web-сайт: sngbalt.ru

E-mail: office@ogsb.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Системы Нефть и Газ Балтия»

(ООО «Системы Нефть и Газ Балтия»)

ИНН: 3908036487

Адрес: 236039, Российская Федерация, Калининградская обл., г. Калининград, ул. Портовая, д. 41

Телефон (факс): +7 (4012) 31-07-28

Web-сайт: sngbalt.ru

E-mail: office@ogsb.ru

Испытательный центр

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»

(ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

Адрес места осуществления деятельности: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»

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

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

Web-сайт: www.vniir.org

E-mail: office@vniir.org

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.310592

В части вносимых изменений

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева»

(ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

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

Адрес места осуществления деятельности: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7 «а»

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

Web-сайт: vniim.ru

Е-mail: info@vniim.ru

Уникальный номер в реестре аккредитованных лиц RA.RU.314555

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

от « __ »    апреля   2026 Г. №    ⁷⁴⁵

Лист № 1 Регистрационный № 71483-18                                        Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики электрической энергии однофазные многофункциональные КВАНТ ST 1000-9

Назначение средства измерений

Счетчики электрической энергии однофазные многофункциональные КВАНТ ST 1000-9 (далее - счетчики) предназначены для измерений активной и реактивной (или только активной) электрической энергии прямого и обратного (или только прямого) направления по дифференцированным во времени тарифам в однофазных сетях переменного тока промышленной частоты, времени, отрицательного и положительного отклонений напряжения.

Описание средства измерений

Принцип действия счетчиков основан на измерении входных сигналов напряжения и тока с помощью аналого-цифровых преобразователей и их перемножении с последующей обработкой с помощью специализированного контроллера.

Конструктивно счетчики состоят из корпуса и крышки клеммной колодки. В корпусе расположены печатные платы, клеммная колодка, измерительные элементы. Клеммная крышка при опломбировании предотвращает доступ к винтам клеммной колодки и силовым тоководам.

Счетчики могут применяться как автономно, так и в составе автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого и технического учета электрической энергии (АИИС КУЭ и АИИС ТУЭ), автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ).

В зависимости от исполнения счетчики могут иметь один измерительный элемент в цепи фазы или два измерительных элемента в цепях фазы и нейтрали, при появлении разницы значений тока между измерительными элементами цепей тока фазы и нейтрали учет электроэнергии производится по большему значению.

Счетчики имеют в своем составе измерительные элементы - датчики тока (шунты или трансформаторы тока в зависимости от исполнения), микроконтроллер, энергонезависимую память данных, встроенные часы, позволяющие вести учет электрической энергии по тарифным зонам суток, выполненные по ГОСТ IEC 61038-2011, оптические испытательные выходные устройства по ГОСТ 31818.11-2012 для поверки, интерфейсы для подключения к АИИС КУЭ, АИИС ТУЭ, АСДУ. Счетчик имеет в своем составе индикатор функционирования (отдельный «Сеть» либо совмещенный с оптическим испытательным выходным устройством). Счетчик может иметь в своем составе индикатор обратного направления тока в измерительной цепи «Реверс», индикатор неравенства токов в фазной цепи тока и цепи тока нейтрали «Il^In», кнопку для ручного переключения режимов индикации «Просмотр».

В составе счетчиков, предназначенных для установки в щиток, присутствует жидкокристаллический дисплей (далее - ЖК-дисплей).

В состав счетчиков могут входить дополнительные устройства: оптический порт (по ГОСТ IEC 61107-2011), до четырех отдельных гальванически развязанных от сети

дискретных выходов, до четырех отдельных гальванически развязанных от сети дискретных входов.

Структура обозначения возможных исполнений счетчика приведена ниже.

Структура условного обозначения:

КВАНТ ST 1000-9 - Х - 5(60) N - 1/2 - Rn P2B In On Х U Х . Х En - SMA Наличие разъема SMA для подключения внешней антенны

Наличие интерфейса Ethernet n - количество, если более 1

Тип и количество   SIM-карт   для

встроенного модема G3, GT2: 01 - со сменной SIM-картой;

02 - с встроенной ЧИП SIM-картой и сменной SIM-картой;

03 - с встроенной ЧИП E-SIM-картой и сменной SIM-картой;

04 - с двумя сменными SIM-картами Наличие встроенного модема: G3 - встроенный GSM/GPRS модем c поддержкой 3G/4G

GT2 - встроенный GPRS/NB-IoT модем с поддержкой GSM/LTE Cat.NB | Наличие резервного питания

Наличие радио интерфейса:

Z - ZigBee

F1 - радиоинтерфейс 433 МГц F2 - радиоинтерфейс 868 МГц

L1 - радиоинтерфейс LPWAN 433 МГц

L2 - радиоинтерфейс LPWAN 868 МГц

Наличие дискретного выхода n - количество, если более 1

Наличие дискретного входа n - количество, если более 1 | Наличие реле управления нагрузкой | Наличие интерфейса PLC PRIME

Наличие интерфейса RS-485: n - количество, если более 1

Класс точности Активной/Реактивной энергии 1 Измерение тока нейтрали

Номинальный ток (Максимальный ток), А

Вариант исполнения корпуса:

W - установка на щиток

W2 - установка на щиток, модификация 2 С - установка на опору

Наименование

При наличии в счетчике опций, их символы указываются в обозначении счетчика, при этом последовательность задания символов, может быть произвольной. При отсутствии опции отсутствует и соответствующий символ в условном обозначении.

Счетчики ведут учет электрической энергии по действующим тарифам в соответствии с месячными программами смены тарифных зон (количество месячных программ - до 12, количество тарифных зон в сутках - до 48). Месячная программа может содержать суточные графики тарификации рабочих, субботних, воскресных и специальных дней. Количество специальных дней (праздничные и перенесенные дни) - до 45. Для специальных дней могут быть заданы признаки рабочей, субботней, воскресной или специальной тарифной программы.

Счетчики содержат в энергонезависимой памяти две тарифные программы -действующую и резервную. Резервная тарифная программа вводится в действие с определенной даты, которая передается отдельной командой по интерфейсу.

Счетчики обеспечивают учет:

• - текущего времени и даты;

• - количества электрической энергии нарастающим итогом суммарно независимо от тарифного расписания;

• - количества электрической энергии нарастающим итогом суммарно и раздельно по действующим тарифам;

• - количества электрической энергии нарастающим итогом суммарно и раздельно по действующим тарифам на начало месяца;

• - количества электрической энергии нарастающим итогом суммарно и раздельно по действующим тарифам на начало суток;

• - количества электрической энергии нарастающим итогом суммарно и раздельно по действующим тарифам на начало интервала 30 или 60 минут (только при установленном интервале усреднения мощности 30 или 60 минут);

• - количества электрической энергии, потребленной за интервал 30 или 60 минут (только при установленном интервале усреднения мощности 30 или 60 минут).

Учет электрической энергии счетчиками производится по модулю, независимо от направления.

Счетчики дополнительно обеспечивают измерение следующих параметров (контрольные, метрологически ненормированные параметры):

• - отклонения частоты, длительности и глубины провала напряжения, длительности перенапряжения (по ГОСТ 32144-2013, ГОСТ 30804.4.30-2013).

Счетчики соответствую классу S при измерении положительного и отрицательного отклонения напряжения согласно ГОСТ IEC 61000-4-30-2017 (ГОСТ 30804.4.30-2013).

Счетчики обеспечивают возможность задания по интерфейсу следующих параметров:

• - адреса счетчика;

• - заводского номера счетчика;

• - текущего времени и даты;

• - величины суточной коррекции хода часов;

• - разрешения перехода на летнее/зимнее время (переход на летнее время осуществляется в 2 ч 00 мин в последнее воскресенье марта, переход на зимнее время осуществляется в 3 ч 00 мин в последнее воскресенье октября);

• - 48 зон суточного графика тарификации для каждого типа дня для 12 месяцев;

• - до 45 специальных дней (дни, в которые тарификация отличается от общего правила);

• - пароля для доступа по интерфейсу.

Счетчики обеспечивают фиксацию в журналах событий перезагрузок, самодиагностики, попыток несанкционированного доступа, переходов на летнее или зимнее время, изменения конфигурации, изменения данных, изменения времени и даты, включений или отключений питания, выходов параметров качества электрической сети за заданные пределы, значений положительного и отрицательного отклонений напряжения, количества отключений встроенного контактора с фиксацией значений силы тока и коэффициента мощности перед отключением.

Обмен информацией с внешними устройствами обработки данных осуществляется по имеющемуся интерфейсу, в зависимости от исполнения.

Счетчики, в зависимости от исполнения, могут иметь один или несколько интерфейсов удаленного доступа.

Обслуживание счетчиков производится с помощью технологического программного обеспечения (конфигуратор счетчика).

Заводской номер наносится на корпус любым технологическим способом в виде цифрового кода.

Общий вид счетчиков с указанием места ограничения доступа к местам настройки (регулировки), места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера и индикаторного устройства представлен на рисунках 1-4. Способ ограничения доступа к местам настройки (регулировки) - пломба с нанесением знака поверки.

КВАНТ ST 1000-9-W-5(80)N-1/1-RB

TXD RXD

• •

230 V                  50 Hz       '
ГОСТ 31818.11-2012 Q ГОСТ 31819.21-2012 О ГОСТ 31819.23-2012	Ж®© ER[
	ООО Завод «Промлрибор» г. Владимир, Россия

U< 24В ИЗОмА

Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид счетчика в исполнении корпуса типа W с указанием места ограничения доступа к местам настройки (регулировки), места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера

Рисунок 4 - Общий вид индикаторного устройства

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) счетчика является встроенным ПО.

Встроенное ПО счетчиков разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части и записывается в счетчик на стадии его производства.

Метрологически значимая часть ПО, калибровочные коэффициенты и измеренные данные защищены протоколом передачи данных и не доступны для изменения без вскрытия счетчиков. Доступ к параметрам и данным со стороны интерфейсов возможен с тремя уровнями доступа (публичный, чтение, конфигуратор) с устанавливаемыми паролями. Предусмотрено использование шифрования паролей и данных.

Метрологически значимая часть ПО располагается в отдельной области памяти и защищена от изменений контрольной суммой. Возможность прикладного изменения метрологически значимой части ПО исключена.

Счетчики обеспечивают возможность обновления метрологически незначимой части программного обеспечения без воздействия на метрологически значимую часть.

Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Конструкция счетчиков исключает возможность несанкционированного влияния на метрологически значимую часть встроенного ПО счетчиков и измерительную информацию.

Идентификационные данные встроенного ПО счетчиков приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные встроенного ПО

Идентификационные данные (признаки) для вариантов исполнений	КВАНТ ST 1000-9-W КВАНТ ST 1000-9-W2	КВАНТ ST 1000-9-C
Идентификационное наименование ПО	ST1000-9-W	ST1000-9-C
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.Х1)
Цифровой идентификатор ПО	2CBD	E639
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	CRC16
1) 1 - метрологически значимая неизменяемая часть. X - метрологически незначимая изменяемая часть, может быть представлена целыми числами от 0 до 9.

Метрологические и технические характеристики

Классы точности по ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ 31819.23-2012, в зависимости от исполнения, указаны в таблице 2.

аблица 2 - Классы точности счетчиков

Символы в условном обозначении	Класс точности при измерении энергии
	Активной (по ГОСТ 31819.21-2012)	Реактивной (по ГОСТ 31819.23 2012)
КВАНТ ST 1000-9-x-x-1-x...x	1	-
КВАНТ ST 1000-9-x-x-1/1-x...x	1	1
КВАНТ ST 1000-9-x-x-1/2-x...x	1	2

Максимальные значения стартовых токов счетчиков в зависимости от класса точности приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Максимальные значения стартовых токов счетчиков

	Класс точности счетчика
	1 ГОСТ 31819.21-2012	1 ГОСТ 31819.23-2012	2 ГОСТ 31819.23-2012
Стартовый ток	0,004 1б	0,004 1б	0,005 1б

Метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 4 и 5.

Таблица 4 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальное фазное напряжение ином, В	230
Базовый ток 1б, А	5; 10
Максимальный ток 1макс, А	50; 60; 80; 100
Диапазон входных сигналов: - сила тока - напряжение - коэффициент мощности	от 0,051б до 1макс (от 0,75 до 1,2)ином 0,8 (емкостная) от 1,0 до 0,5 (индуктивная)
Рабочий диапазон изменения частоты измерительной сети счетчика, Гц	50±7,5
Пределы основной абсолютной погрешности хода часов при штатном электрическом питании и питании от батареи, с/сут	±0,5
Пределы основной абсолютной погрешности хода часов при отключенном питании счетчика, с/сут	±1
Средний температурный коэффициент хода часов в диапазоне рабочих температур, (с/сут)/°С	±0,03
Диапазон измерений положительного отклонения напряжения, % от ином	от 0 до 20
Диапазон измерений отрицательного отклонения напряжения, % от ином	от 0 до 25

Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений положительного и отрицательного отклонения напряжения, %	±0,4
Нормальные условия измерений, °С - температура, °С	от +21 до +25
- относительная влажность, %	от 40 до 80
- атмосферное давление, кПа	от 96 до 104

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон значений постоянной счетчика по активной электрической энергии, имп/(кВт^ч)	от 800 до 3200
Диапазон значений постоянной счетчика по реактивной электрической энергии, имп/(квар^ч)	от 800 до 3200
Количество десятичных знаков отсчетного устройства, не менее	8
Разрешающая способность счетного механизма отсчетного устройства, кВт^ч, не менее	0,01
Полная мощность, потребляемая каждой цепью тока при базовом токе, ВА, не более	0,3
Полная (активная) мощность, потребляемая каждой цепью напряжения при номинальном значении напряжения, В •А (Вт), не более	10(2)
Длительность хранения информации при отключении питания, лет, не менее	30
Срок службы батареи, лет, не менее	16
Число тарифов, не менее	8
Число временных зон, не менее	12
Глубина хранения значений электрической энергии на начало месяца, месяцев, не менее - для счетчиков только активной энергии	24
- для счетчиков активной и реактивной энергии	36
Глубина хранения значений электрической энергии на начало суток, не менее - для счетчиков только активной энергии	93
- для счетчиков активной и реактивной энергии	128
Глубина хранения значений электрической энергии на начало интервала 30 минут, суток, не менее - для счетчиков только активной энергии	93
- для счетчиков активной и реактивной энергии	128
Глубина хранения значений электрической энергии, потребленной за интервал 30 минут, суток, не менее - для счетчиков только активной энергии	93
- для счетчиков активной и реактивной энергии	128
Интервал усреднения мощности для фиксации профиля нагрузки, минут	30

Наименование характеристики	Значение
Глубина хранения профиля нагрузки при интервале усреднения 30 минут, суток1), не менее - для счетчиков только активной энергии	93
- для счетчиков активной и реактивной энергии	128
Количество записей в журнале событий, не менее - для счетчиков только активной энергии	384
- для счетчиков активной и реактивной энергии	1000
Количество оптических испытательных выходов с параметрами по ГОСТ 31818.11-2012 - для счетчиков только активной энергии	1
- для счетчиков активной и реактивной энергии	2
Степень    защиты    от    пыли    и    влаги по ГОСТ 14254-2015	IP51, IP64
Скорость обмена информацией по интерфейсам, бит/с	9600
Габаритные размеры (длинахширинахвысота), мм, не более Тип корпуса: - W	200х133х77
- W2	150x100x77
- C	240x165x82
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С	от -40 до +70
- относительная влажность, %	от 40 до 80
- атмосферное давление, кПа	от 96 до 104
Масса, кг, не более	1,5
1) Минимальная глубина хранения профиля нагрузки при других значениях интервала
усреднения рассчитывается по формуле         • D30,	где 1тек - текущий интервал усреднения
мощности, минут; D30 - глубина хранения профиля нагрузки при интервале усреднения
30 минут, суток.

аблица 6 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет	30
Средняя наработка на отказ, ч	320000

Знак утверждения типа

наносится на панель счетчика офсетной печатью (или другим способом, не ухудшающим качества), на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 7 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Счетчик электрической энергии однофазный многофункциональный КВАНТ ST 1000-91*	ВЛСТ 418.00.000	1 шт.
Пломба свинцовая2)	-	1 - 3 шт.
Леска пломбировочная2)	-	1 - 3 шт.
Формуляр3)	ВЛСТ 418.00.000 ФО	1 экз.
Руководство по эксплуатации4)	ВЛСТ 418.00.000 РЭ	1 экз.
Методика поверки4)	-	1 экз.
Руководство оператора4-*	ВЛСТ 418.00.000 РО	1 экз.
Индикаторное устройство5*	-	1 шт.
Кронштейн для крепления на опоре ЛЭП5)	-	1 шт.
Упаковка (Потребительская тара)	-	1 шт.
Конфигурационное программное обеспечение6*	-	1 шт.
1* Исполнение счетчика соответствует заказу. 2* Количество зависит от типа корпуса. 3* Поставляется в бумажном виде. 4* В бумажном виде не поставляется. Доступно на сайте https://www.sicon.ru/. 5* Поставляется только со счетчиками в корпусных исполнениях «С». 6) Доступно на сайте https://www.sicon.ru/.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1 «Описание и работа» руководства по эксплуатации ВЛСТ 418.00.000 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 31818.11-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии»

ГОСТ 31819.21-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2»

ГОСТ 31819.23-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии»

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2360 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» п. 6.12, п. 6.13

ТУ 422860-418-10485056-17 «Счётчики электрической энергии однофазные многофункциональные КВАНТ ST 1000-9. Технические условия»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью Завод «Промприбор»

(ООО Завод «Промприбор»)

ИНН 3328437830

Юридический адрес: 600014, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8, помещ. 59

Адрес места осуществления деятельности: 600014, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8

Телефон (факс): (4922) 53-33-77, 53-86-10

Web-сайт http://www.sicon.ru

E-mail support@sicon.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве»

(ФБУ «Ростест-Москва»)

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

E-mail: info@rostest.ru

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

В части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский центр «ЭНЕРГО»

(ООО «НИЦ «ЭНЕРГО»)

Адрес юридического лица: 117405, г. Москва, вн.тер.г. муниципальный округ Чертаново Южное, ул. Дорожная, д. 60, эт./помещ. 1/1, ком. 14-17

Адрес места осуществления деятельности: 117405, г. Москва, ул. Дорожная, д. 60, помещ. № 1 (ком. № 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17), помещ. № 2 (ком. № 15)

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.314019

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию

и метрологии

16         апреля             лг       74!

от «____»__________ 2026 г. №____

Лист № 1 Регистрационный № 71461-18                                        Всего листов 14

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные КВАНТ ST 2000-12

Назначение средства измерений

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные КВАНТ ST 2000-12 (далее - счетчики) предназначены для измерений активной и реактивной (или только активной) электрической энергии прямого и обратного (или только прямого) направления по дифференцированным во времени тарифам в трехфазных сетях переменного тока промышленной частоты, измерений отрицательного и положительного отклонений напряжения, времени.

Описание средства измерений

Принцип действия счетчиков основан на аналого-цифровом преобразовании сигналов тока и напряжения в показания электрической энергии.

Конструктивно счетчики состоят из корпуса и крышки клеммной колодки. В корпусе расположены печатные платы, клеммная колодка, измерительные элементы. Клеммная крышка при опломбировании предотвращает доступ к винтам клеммной колодки и силовым тоководам.

Счетчики могут применяться как автономно, так и в составе автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого и технического учета электрической энергии (АИИС КУЭ и АИИС ТУЭ), автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ).

Счетчики имеют в своем составе измерительные элементы - датчики тока (шунты или трансформаторы тока, в зависимости от исполнения), микроконтроллер, энергонезависимую память данных, встроенные часы, позволяющие вести учет электрической энергии по тарифным зонам суток, выполненные по ГОСТ IEC 61038-2011, оптические испытательные выходные устройства по ГОСТ 31818.11-2012 для поверки, а также интерфейсы для подключения к АИИС КУЭ, АИИС ТУЭ, АСДУ. Счетчик может иметь в своем составе индикаторы наличия каждого из фазных напряжений «L1», «L2», «L3», индикатор наличия хотя бы одного из фазных напряжений «Сеть», индикатор «Тревога», одну или две кнопки для ручного переключения режимов индикации «Просмотр», оптический порт, выполненный по ГОСТ IEC 61107-2011.

В составе счетчиков, предназначенных для установки в щиток, присутствует жидкокристаллический дисплей (далее - ЖК-дисплей).

В состав счетчиков могут входить до четырех отдельных гальванически развязанных от сети дискретных выходов и до четырех отдельных гальванически развязанных от сети дискретных входов.

Структура обозначения возможных исполнений счетчика приведена ниже.

Структура условного обозначения

КВАНТ ST 2000-12 - X -230 * 5(10) - 0,5S/1 - Rn P2 B In On X U X . X E D M - SMA

Наличие разъема SMA для подключения внешней антенны

ние параметров сети

Учет электрической энергии в двух направлениях

Наличие интерфейса Ethernet:

E - интерфейс Ethernet

E2 - интерфейс Ethernet c поддержкой ГОСТ Р

МЭК 60870-5-104

Тип и количество SIM-карт для встроенного модема G2, G3, GT2:

01 - со сменной SIM-картой;

02 - с встроенной ЧИП SIM-картой и сменной SIM-картой;

03 - с встроенной ЧИП E-SIM-картой и сменной SIM-картой;

04 - с двумя сменными SIM-картами

Наличие встроенного модема:

G2 - встроенный GSM/GPRS модем c поддержкой ГОСТ Р МЭК 60870-5-104

G3 - встроенный GSM/GPRS модем c поддержкой 3G/4G

GT2 - встроенный GPRS/NB-IoT модем с поддержкой GSM/LTE Cat.NB

резервного питания

Наличие радио интерфейса:

Z - ZigBee

F1 - радио интерфейс 433 МГц

F2 - радио интерфейс 868 МГц

L1 - радио интерфейс LPWAN 433 МГц

L2 - радио интерфейс LPWAN 868 МГц Наличие дискретного выхода

n - количество, если более 1

Наличие дискретного входа n - количество, если более 1 ^Наличие реле управления нагрузкой ^Наличие интерфейса PLC PRIME

Наличие интерфейса RS-485:

n - количество, если более 1

1 Класс точности Активной/Реактивной энергии ^Номинальный ток (Максимальный ток), А Номинальное напряжение, В

(может указываться несколько значений напряжения через символ «/» согласно таблице 4)

Вариант исполнения корпуса:

W - установка в щиток

W2 - установка на щиток, модификация 2

С - установка на опору

]Наименование

При наличии в счетчике опций, их символы указываются в обозначении счетчика, при этом последовательность задания символов, может быть произвольной. При отсутствии опции отсутствует и соответствующий символ в условном обозначении.

Счетчик ведет учет электрической энергии по действующим тарифам в соответствии с месячными программами смены тарифных зон (количество месячных программ - до 12, количество тарифных зон в сутках - до 48). Месячная программа может содержать суточные графики тарификации рабочих, субботних, воскресных и специальных дней. Количество специальных дней (праздничные и перенесенные дни) - до 45. Для специальных дней могут быть заданы признаки рабочей, субботней, воскресной или специальной тарифной программы. Счетчик содержит в энергонезависимой памяти две тарифные программы - действующую и резервную. Резервная тарифная программа вводится в действие с определенной даты, которая передается отдельной командой по интерфейсу.

Счетчики обеспечивают учет: от направления или с учетом направления.

Счетчики, у которых в условном обозначении присутствует символ «M», дополнительно обеспечивают измерение следующих параметров сети (контрольные, метрологически ненормированные параметры):

• - фазных напряжений;

• - фазных токов;

• - частоты сети;

• - отклонения частоты, длительности и глубины провала напряжения, длительности перенапряжения (по ГОСТ 32144-2013, ГОСТ 30804.4.30-2013);

• - активной мгновенной мощности по каждой фазе;

• - реактивной мгновенной мощности по каждой фазе;

• - полной мгновенной мощности по каждой фазе;

• - коэффициентов мощности по каждой фазе.

Счетчики соответствую классу S при измерении положительного и отрицательного отклонения напряжения согласно ГОСТ IEC 61000-4-30-2017 (ГОСТ 30804.4.30-2013).

Счетчики обеспечивают возможность задания по интерфейсу следующих параметров:

• - адреса счетчика;

- заводского номера счетчика;

• - текущего времени и даты;

• - величины суточной коррекции хода часов;

• - разрешения перехода на летнее/зимнее время (переход на летнее время осуществляется в 2 ч 00 мин в последнее воскресенье марта, переход на зимнее время осуществляется в последнее воскресенье октября в 3 ч 00 мин);

• - 48 зон суточного графика тарификации для каждого типа дня для 12 месяцев;

• - до 45 специальных дней (дни, в которые тарификация отличается от общего правила);

• - пароля для доступа по интерфейсу.

Счетчик обеспечивает фиксацию в журналах событий перезагрузок, самодиагностики, попыток несанкционированного доступа, переходов на летнее или зимнее время, изменения конфигурации, изменения данных, изменения времени и даты, включений или отключений питания, наличия фазного тока при отсутствии напряжения, изменения направления тока в фазных цепях, воздействия сверхнормативного магнитного поля, выходов параметров качества электрической сети за заданные пределы, значений положительного и отрицательного отклонений напряжения, количества отключений встроенного контактора, аварийных ситуаций.

Обмен информацией с внешними устройствами обработки данных осуществляется по имеющемуся интерфейсу, в зависимости от исполнения.

Счетчики, в зависимости от исполнения, могут иметь один или несколько интерфейсов удаленного доступа.

Обслуживание счетчиков производится с помощью технологического программного обеспечения (конфигуратор счетчика).

Заводской номер наносится на корпус любым технологическим способом в виде цифрового кода.

Общий вид счетчиков с указанием места ограничения доступа к местам настройки (регулировки), места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера и индикаторного устройства представлен на рисунках 1-6. Способ ограничения доступа к местам настройки (регулировки) - пломба с нанесением знака поверки.

Рисунок 2 - Общий вид счетчика в исполнении корпуса типа W с указанием места ограничения доступа к местам настройки (регулировки), места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера

знака поверки

Место нанесения заводского номера

Пломба с нанесением

Место нанесения знака утверждения типа

Рисунок 3 - Общий вид счетчика в исполнении корпуса типа W с указанием места ограничения доступа к местам настройки (регулировки), места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера

Рисунок 6 - Общий вид индикаторного устройства

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) счетчика является встроенным ПО.

Встроенное ПО счетчиков разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части и записывается в счетчик на стадии его производства.

Метрологически значимая часть ПО, калибровочные коэффициенты и измеренные данные защищены протоколом передачи данных и не доступны для изменения без вскрытия счетчиков. Доступ к параметрам и данным со стороны интерфейсов возможен с тремя уровнями доступа (публичный, чтение, конфигуратор) с устанавливаемыми паролями. Предусмотрено использование шифрования паролей и данных.

Метрологически значимая часть ПО располагается в отдельной области памяти и защищена от изменений контрольной суммой. Возможность прикладного изменения метрологически значимой части ПО исключена.

Счетчики обеспечивают возможность обновления метрологически незначимой части программного обеспечения без воздействия на метрологически значимую часть.

Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Конструкция счетчиков исключает возможность несанкционированного влияния на метрологически значимую часть встроенного ПО счетчиков и измерительную информацию.

Идентификационные данные встроенного ПО счетчиков приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки) для вариантов исполнений	КВАНТ ST 2000-12-W КВАНТ ST 2000-12-W2	КВАНТ ST 2000-12-C
Идентификационное наименование ПО	ST3	ST4
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	1.Х1)
Цифровой идентификатор ПО	29B1	BB3D
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	CRC
1) 1 - метрологически значимая неизменяемая часть. X - метрологически незначимая изменяемая часть, может быть представлена целыми числами от 0 до 9.

Метрологические и технические характеристики

Классы точности по ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012, в зависимости от исполнения, указаны в таблице 2.

Таблица 2 - Классы точности счетчиков

Обозначение исполнения счетчика	Класс точности при измерении энергии
	Активной (по ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ 31819.22-2012)	Реактивной (по ГОСТ 31819.23-2012)
КВАНТ ST 2000-12-x-x-0.5-x.. ,x	0,5S	-
КВАНТ ST 2000-12-x-x-1-x.x	1	-
КВАНТ ST 2000-12-x-x-2-x.x	2	-
КВАНТ ST 2000-12-x-x-1/1-x...x	1	1
КВАНТ ST 2000-12-x-x-1/2-x...x	1	2
КВАНТ ST 2000-12-x-x-0,5S/1-x.x	0,5S	1
КВАНТ ST 2000-12-x-x-0,5S/2-x.x	0,5S	2
КВАНТ ST 2000-12-x-x-0,2S/1-x.x	0,2S	1
КВАНТ ST 2000-12-x-x-0,2S/2-x.x	0,2S	2

Максимальные значения стартовых токов счетчиков в зависимости от класса точности и типа включения приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Максимальные значения стартовых токов счетчиков

	Класс точности счетчика
Тип включения счётчика	1	2	0,2S	0,5S	1	2
	ГОСТ	ГОСТ	ГОСТ	ГОСТ	ГОСТ	ГОСТ
	31819.21-	31819.21-	31819.22-	31819.22-	31819.23-	31819.23-
	2012	2012	2012	2012	2012	2012
Непосредственное	0,0025 1б	0,005 1б			0,0025 1б	0,005 1б
Трансформаторного	0,002 1ном	0,003 1ном	0,001 1ном		0,002 1ном	0,003 1ном
включения

Метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 4 и 5.

Таблица 4 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальное фазное напряжение, В	57,7 100 230
Базовый или номинальный ток, А	5; 10
Максимальный ток, А	10; 50; 60;80;100
Диапазон входных сигналов: - сила тока - напряжение - коэффициент мощности	от 0,051б (0,011ном или 0,021ном) До 1макс (от 0,75 до 1,2) ином cosф от 0,8 емк. до 0,5 инд. simp от 0,5 емк. до 0,5 инд.
Рабочий диапазон изменения частоты измерительной сети счетчика, Гц	50±7,5

Наименование характеристики	Значение
Пределы основной абсолютной погрешности часов при штатном электрическом питании и питании от батареи, с/сут	±0,5
Пределы основной абсолютной погрешности хода часов при отключенном питании счетчика, с/сут	±1
Средний температурный коэффициент хода часов в диапазоне рабочих температур, (с/сут)/°С	±0,03
Диапазон измерений положительного отклонения напряжения, % от ином	от 0 до 20
Диапазон измерений отрицательного отклонения напряжения, % от ином	от 0 до 25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений положительного и отрицательного отклонения напряжения, %	±0,4
Нормальные условия измерений, °С - температура, °С	от +21 до +25
- относительная влажность, %	от 40 до 80
- атмосферное давление, кПа	от 96 до 104

Таблица 5 - Технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон значений постоянной счетчика по активной электрической энергии, имп/(кВт^ч)	от 800 до 8000
Диапазон значений постоянной счетчика по реактивной электрической энергии, имп/(квар^ч)	от 800 до 8000
Количество   десятичных   знаков   отсчетного устройства, не менее	8
Разрешающая способность счетного механизма отсчетного устройства, кВт^ч, не менее	0,01
Полная мощность, потребляемая каждой цепью тока (при базовом токе, нормальной температуре и номинальной частоте), В^А, не более	0,5
Полная (активная) мощность, потребляемая каждой цепью напряжения (при номинальном значении напряжения,    нормальной    температуре    и номинальной частоте), В^А, не более	10
Длительность хранения информации при отключении питания, лет, не менее	30
Срок службы батареи, лет, не менее	16
Число тарифов, не менее	4
Число временных зон, не менее	12
Глубина хранения значений электрической энергии на начало месяца, месяцев, не менее - для счетчиков только активной энергии - для счетчиков активной и реактивной энергии	24 36

Наименование характеристики	Значение
Глубина хранения значений электрической энергии на начало суток, суток, не менее - для счетчиков только активной энергии	93
- для счетчиков активной и реактивной энергии	128
Глубина хранения значений электрической энергии на начало интервала 30 минут, суток, не менее
- для счетчиков только активной энергии	93
- для счетчиков активной и реактивной энергии	128
Глубина хранения значений электрической энергии, потребленной за интервал 30 минут, суток, не менее
- для счетчиков только активной энергии	93
- для счетчиков активной и реактивной энергии	128
Интервал усреднения мощности для фиксации профиля нагрузки, минут	30
Глубина хранения профиля нагрузки при интервале усреднения 30 минут, суток2), не менее
- для счетчиков только активной энергии	93
- для счетчиков активной и реактивной энергии	128
Количество записей в журнале событий, не менее - для счетчиков только активной энергии	384
- для счетчиков активной и реактивной энергии	1000
Количество оптических испытательных выходов с параметрами по ГОСТ 31818.11-2012 - для счетчиков только активной энергии	1
- для счетчиков активной и реактивной энергии	2
Степень защиты от пыли и влаги по ГОСТ 14254-2015	IP51, IP54, IP64
Скорость обмена информацией по интерфейсам, бит/с	9600
Габаритные размеры (длинахширинахвысота), мм, не более:
- W	315х178х95
- W2	160x144x75
- C	250x250x120
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С	от -40 до +70
- относительная влажность, %	от 40 до 80
- атмосферное давление, кПа	от 96 до 104
2) Минимальная глубина хранения профиля нагрузки при других значениях интервала усреднения рассчитывается по формуле 1\и|| =   • D30, где 1тек - текущий интервал усреднения
мощности, минут; D30 - глубина хранения профиля нагрузки при интервале усреднения
30 минут, суток.

Таблица 6 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Срок службы счетчика, лет, не менее	30
Средняя наработка на отказ, ч, не менее,	320000

Знак утверждения типа

наносится на панель счетчика офсетной печатью (или другим способом, не ухудшающим качества), на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 7 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный КВАНТ ST 2000-121*	ВЛСТ 419.00.000	1 шт.
Пломба свинцовая2)	-	1 - 3 шт.
Леска пломбировочная2)	-	1 - 3 шт.
Формуляр3)	ВЛСТ 419.00.000 ФО	1 экз.
Руководство по эксплуатации4-*	ВЛСТ 419.00.000 РЭ	1 экз.
Методика поверки4)	-	1 экз.
Руководство оператора4*	ВЛСТ 419.00.000 РО	1 экз.
Индикаторное устройство5*	-	1 шт.
Кронштейн для крепления на опоре ЛЭП5)	-	1 шт.
Упаковка	-	1 шт.
Конфигурационное программное обеспечение6*	-	1 шт.
1* Исполнение счетчика соответствует заказу. 2* Количество зависит от типа корпуса. 3* Поставляется в бумажном виде. 4* В бумажном виде не поставляется. Доступно на сайте https://www.sicon.ru/. 5* Поставляется только со счетчиками в корпусных исполнениях «С». 6) Доступно на сайте https://www.sicon.ru/.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1 «Описание и работа» руководства по эксплуатации ВЛСТ 419.00.000 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 31818.11-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счётчики электрической энергии»

ГОСТ 31819.21-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счётчики активной энергии классов точности 1 и 2»

ГОСТ 31819.22-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S»

ГОСТ 31819.23-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии»

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2360 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» п. 6.12, п. 6.13

ТУ 422860-419-10485056-17 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные КВАНТ ST 2000-12. Технические условия»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью Завод «Промприбор»

(ООО Завод «Промприбор»)

ИНН 3328437830

Юридический адрес: 600014, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8, помещ. 59

Адрес места осуществления деятельности: 600014, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8

Тел. (факс): 8 (4922) 53-33-77, 53-86-10

Web-сайт http://www.sicon.ru

E-mail support@sicon.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве»

(ФБУ «Ростест-Москва»)

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

Тел: (495) 544-00-00

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.310639

В части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский центр «ЭНЕРГО»

(ООО «НИЦ «ЭНЕРГО»)

Адрес юридического лица: 117405, г. Москва, вн.тер.г. муниципальный округ Чертаново Южное, ул. Дорожная, д. 60, эт./помещ. 1/1, ком. 14-17

Адрес места осуществления деятельности: 117405, Россия, г. Москва, ул. Дорожная, д. 60, помещ. № 1 (ком. № 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17), помещ. № 2 (ком. 15)

Уникальный номер записи об аккредитации в Реестре аккредитованных лиц RA.RU.314019

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « __ »    ащ^еля 2026 Г. №     ⁷⁴⁵

Регистрационный № 78264-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Прицепы и полуприцепы-цистерны УСТ 9465

Назначение средства измерений

Прицепы и полуприцепы-цистерны УСТ 9465 (далее - ПЦ и ППЦ) являются мерой полной вместимости, предназначены для транспортирования и кратковременного хранения нефтепродуктов, нефтесодержащих жидкостей и нефти c плотностью не более 1 г/см³.

Описание средства измерений

ПЦ и ППЦ являются мерой полной вместимости и изготавливаются в зависимости от грузоподъемности транспортных средств и подвижных составов. Конструкция цистерны может быть выполнена в поперечном сечении в виде чемоданообразной, овальной, эллиптической или круглой формы, состоящая из обечайки и двух днищ, ограничивающих емкость с торцов, а также перегородок, разделяющих емкость на изолированные секции и может состоять из одной или нескольких секций. Максимальное количество секций - 10. Каждая секция может иметь разную номинальную вместимость. Корпус цистерны изготовлен из стали (или алюминиевого сплава), внутри которого установлены перегородки, выполняющие так же роль поперечных волнорезов для гашения гидравлических ударов во время движения. Снаружи корпус цистерны ПЦ и ППЦ может быть тепло изолирован при помощи различных теплоизоляционных материалов (минеральная вата и другие тепло-пароизоляционные материалы). Наружная обшивка теплоизоляционных материалов может быть выполнена из листов нержавеющей, оцинкованной или иной стали, или алюминиевого сплава, или пластиковых листов, с последующим покрытием. С целью слива содержимого цистерны, во внутренней и наружной частях корпуса цистерны могут быть установлены трубопроводы, с возможностью подогрева содержимого цистерны.

В верхней части цистерны или в каждой ее секции (при наличии нескольких секций) приварена горловина с указателем уровня налива (мерный угольник), заливным люком, дыхательным клапаном, смотровым окном, воздухоотводящими трубками, в нижней части цистерны (или секций) установлены донные клапаны. На цистерне имеется площадка обслуживания в зоне обслуживания горловины. Для подъема на площадку обслуживания служит лестница.

Наполнение ПЦ и ППЦ может осуществляться через заливной люк горловины или через систему нижнего налива при использовании внешнего или собственного насоса. Опорожнение цистерны ПЦ и ППЦ происходит самотеком или при помощи насоса.

	ПЦ	и ППЦ	выпускаются в следующих				модификациях:		ПЦ	УСТ	9465-100,
ПЦ	УСТ	9465-101,	ПЦ	УСТ	9465-102,	ПЦ	УСТ	9465-103,	ПЦ	УСТ	9465-104,
ПЦ	УСТ	9465-105,	ПЦ	УСТ	9465-106,	ПЦ	УСТ	9465-107,	ПЦ	УСТ	9465-108,
ПЦ	УСТ	9465-109,	ПЦ	УСТ	9465-110,	ПЦ	УСТ	9465-111,	ПЦ	УСТ	9465-112,
ПЦ	УСТ	9465-113,	ПЦ	УСТ	9465-114,	ПЦ	УСТ	9465-115,	ПЦ	УСТ	9465-116,

ПЦ	УСТ	9465-117,	ПЦ	УСТ	9465-118, ПЦ	УСТ	9465-119, ПЦ	УСТ	9465-120,
ПЦ	УСТ	9465-121,	ПЦ	УСТ	9465-122, ПЦ	УСТ	9465-123, ПЦ	УСТ	9465-124,
ПЦ	УСТ	9465-125,	ПЦ	УСТ	9465-126, ППЦ	УСТ	9465-100, ПЦ	УСТ	9465-127,
ППЦ	УСТ	9465-101,	ПЦ	УСТ	9465-128, ППЦ	УСТ	9465-102, ПЦ	УСТ	9465-129,
ППЦ	УСТ	9465-103,	ПЦ	УСТ	9465-130, ППЦ	УСТ	9465-104, ПЦ	УСТ	9465-131,
ППЦ	УСТ	9465-105,	ПЦ	УСТ	9465-132, ППЦ	УСТ	9465-106, ПЦ	УСТ	9465-133,
ППЦ	УСТ	9465-107,	ПЦ	УСТ	9465-134, ППЦ	УСТ	9465-108, ПЦ	УСТ	9465-135,
ППЦ	УСТ	9465-109,	ПЦ	УСТ	9465-136, ППЦ	УСТ	9465-110, ПЦ	УСТ	9465-137,
ППЦ	УСТ	9465-111,	ПЦ	УСТ	9465-138, ППЦ	УСТ	9465-112, ПЦ	УСТ	9465-139,
ППЦ	УСТ	9465-113,	ПЦ	УСТ	9465-140, ППЦ	УСТ	9465-114, ПЦ	УСТ	9465-141,
ППЦ	УСТ	9465-115,	ПЦ	УСТ	9465-142, ППЦ	УСТ	9465-116, ПЦ	УСТ	9465-143,
ППЦ	УСТ	9465-117,	ПЦ	УСТ	9465-144, ППЦ	УСТ	9465-118, ППЦ	УСТ	9465-119,
ППЦ	УСТ	9465-120,	ППЦ	УСТ	9465-121, ППЦ	УСТ	9465-122, ППЦ	УСТ	9465-123,
ППЦ	УСТ	9465-124,	ППЦ	УСТ	9465-125, ППЦ	УСТ	9465-126, ППЦ	УСТ	9465-127,
ППЦ	УСТ	9465-128,	ППЦ	УСТ	9465-129, ППЦ	УСТ	9465-130, ППЦ	УСТ	9465-131,
ППЦ	УСТ	9465-132,	ППЦ	УСТ	9465-133, ППЦ	УСТ	9465-134, ППЦ	УСТ	9465-135,
ППЦ	УСТ	9465-136,	ППЦ	УСТ	9465-137, ППЦ	УСТ	9465-138, ППЦ	УСТ	9465-139,
ППЦ	УСТ	9465-140,	ППЦ	УСТ	9465-141, ППЦ	УСТ	9465-142, ППЦ	УСТ	9465-143,
ППЦ	УСТ	9465-144,	ППЦ	УСТ	9465-145, ППЦ	УСТ	9465-146, ППЦ	УСТ	9465-147,
ППЦ	УСТ	9465-148,	ППЦ	УСТ	9465-149, ППЦ	УСТ	9465-150, ППЦ	УСТ	9465-151,
ППЦ	УСТ	9465-152,	ППЦ	УСТ	9465-153, ППЦ	УСТ	9465-154, ППЦ	УСТ	9465-155,
ППЦ	УСТ	9465-156,	ППЦ	УСТ	9465-157, ППЦ	УСТ	9465-158, ППЦ	УСТ	9465-159,
ППЦ	УСТ	9465-160,	ППЦ	УСТ	9465-161, ППЦ	УСТ	9465-162, ППЦ	УСТ	9465-163,

ППЦ УСТ 9465-164, ППЦ УСТ 9465-165, ППЦ УСТ 9465-166, ППЦ УСТ 9465-167, которые отличаются геометрическими размерами и номинальной вместимостью.

Общий вид ПЦ и ППЦ представлен на рисунках 1-3.

Схема пломбировки от несанкционированного доступа представлена на рисунках 4, 5.

Заводской номер ПЦ и ППЦ наносится на табличку цистерны механическим или лазерным способом, расположенную справа или слева цистерны.

Место пломбирования

Рисунок 4 - Запорный механизм крышки заливной горловины ПЦ и ППЦ

Предусмотрено нанесение знака поверки на ПЦ или ППЦ. Схема пломбировки, предотвращающая доступ к узлам регулировки, и обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 6. Пломбы устанавливаются организацией, осуществляющей поверку, с нанесением знака поверки ударным способом.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Модификация	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ
	9465-100	9465-101	9465-102	9465-103	9465-104	9465-105	9465-106	9465-107	9465-108	9465-109	9465-110
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Номинальная вместимость цистерны,	2,000±	2,500±	3,000±	3,500±	4,000±	4,500±	5,000±	5,500±	6,000±	6,500±	7,000±
3 м	0,050	0,060	0,075	0,880	0,100	0,110	0,100	0,110	0,120	0,130	0,140
Номинальная вместимость секций, м3	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5
	до 2,0	до 2,5	до 3,0	до 3,5	до 4,0	до 4,5	до 5,0	до 5,5	до 6,0	до 6,5	до 7,0
Количество секций	от 1 до 5 включительно
Пределы допускаемой относительной
погрешности вместимости цистерны (секций)*, %						±0,4
Несливаемый остаток после опорожнения цистерны (секций), м3, не более	0,0020	0,0025	0,0030	0,0035	0,0040	0,0045	0,0050	0,0055	0,0060	0,0065	0,0070
Время слива цистерны (секций) самотеком мин, не более	12	14	16	18	20	22	24	26	28	30	32
Разность между номинальной и
действительной вместимостью ци-			±2,5						±2,0
стерны (секций), %, не более
Габаритные размеры (длинах ши-					10000х2550х4000
ринах высота), мм, не более
Снаряженная масса, кг, не более	3500					4000
Полная масса, кг, не более	8000					11000
Примечание:
* При периодической поверке

Наименование характеристики	Значение
Модификация	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ
	9465-111	9465-112	9465-113	9465-114	9465-115	9465-116	9465-117	9465-118	9465-119	9465-120	9465-121
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Номинальная вместимость цистерны,	7,500±	8,000±	8,500±	9,000±	9,500±	10,000±	10,500	11,000±	11,500±	12,000±	12,500±
3 м	0,150	0,160	0,170	0,180	0,180	0,200	±0,160	0,165	0,173	0,180	0,190
Номинальная вместимость секций, м3	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5
	до 7,5	до 8,0	до 8,5	до 9,0	до 9,5	до 10,0	до 10,5	до 11,0	до 11,5	до 12,0	до 12,5
Количество секций	от 1 до 7 включительно
Пределы допускаемой относительной
погрешности вместимости цистерны (секций)*, %						±0,4
Несливаемый остаток после опорожнения цистерны (секций), м3, не более	0,0075	0,0080	0,0085	0,0090	0,0095	0,0100	0,0105	0,0110	0,0115	0,0120	0,0125
Время сливацистерны (секций) самотеком, мин, не более	34	36	38	40	42	44	46	48	50	52	54
Разность между номинальной и дей-
ствительной вместимостью цистерны			±2,0						±1,5
(секций), %, не более
Габаритные размеры (длинах ши-			11500х2550х4000					12000х2550х4000
ринах высота), мм, не более
Снаряженная масса, кг, не более	5000	6200					7600
Полная масса, кг, не более	12500	16200					20100
Примечание:
* При периодической поверке

Наименование характеристики	Значение
	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ
Модификация	9465-122	9465-123	9465-124	9465-125	9465-126,	9465-127,	9465-128,	9465-129,	9465-130,	9465-131,	9465-132,
					ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ
					9465-100	9465-101	9465-102	9465-103	9465-104	9465-105	9465-106
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Номинальная вместимость	13,000±	13,500±	14,000±	14,500±	15,00±	15,500±	16,000±	16,500±	17,000±	17,500±	18,00±
3 цистерны, м3	0,195	0,200	0,210	0,217	0,225	0,232	0,240	0,250	0,255	0,262	0,270
Номинальная вместимость	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5
3 секций, м3	до 13,0	до 13,5	до 14,0	до 14,5	до 15,0	до 15,5	до 16,0	до 16,5	до 17,0	до 17,5	до 18,0
Количество секций	от 1					до 7 включительно
Пределы допускаемой относительной погрешности вместимости цистерны (секций)*, %	±0,4
Несливаемый остаток после
опорожнения цистерны (секций), м3, не более	0,0130	0,0135	0,0140	0,0145	0,0150	0,0155	0,0160	0,0165	0,0170	0,0175	0,0180
Время слива цистерны (секций) самотеком, мин, не бо-	56	58	60	62	64	66	68	70	72	74	76
лее
Разность между номиналь-
ной и действительной вме-						±1,5
стимостью цистерны (секций), %, не более
Габаритные размеры
(длинах ширинах высота),		12000х2550х4000					17000х2550х4000
мм, не более

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Снаряженная масса, кг, не более	7800				8200			8500
Полная масса, кг, не более	22300				24200			26500
Примечание:
* При периодической поверке

Таблица 4 - Метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ	ПЦ УСТ
Модификация	9465-133,	9465-134,	9465-135,	9465-136,	9465-137,	9465-138,	9465-139,	9465-140,	9465-141,	9465-142,	9465-143,
	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ
	9465-107	9465-108	9465-109	9465-110	9465-111	9465-112	9465-113	9465-114	9465-115	9465-116	9465-117
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Номинальная вмести-	19,000±	19,500±	20,000±	20,500±	21,000±	21,500±	22,000±	22,500±	23,000±	23,500±	24,000±
3 мость цистерны, м3	0,285	0,292	0,300	0,307	0,315	0,322	0,330	0,337	0,345	0,352	0,360
Номинальная вмести-	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5
3 мость секций, м3	до 19,0	до 19,5	до 20,0	до 20,5	до 21,0	до 21,5	до 22,0	до 22,5	до 23,0	до 23,5	до 24,0
Количество секций	от 1 до 7 включительно
Пределы допускаемой
относительной по-
грешности вместимости цистерны (секций)*, %						±0,4
Несливаемый остаток
после опорожнения цистерны (секций), м3, не более	0,0190	0,0195	0,0200	0,0205	0,0210	0,0215	0,0220	0,0225	0,0230	0,0235	0,0240

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Время слива цистерны (секций) самотеком, мин, не более	78	80	82	84	86	88	90	92	94	96	98
Разность между номинальной и действительной вместимостью цистерны (секций), %, не более	±1,5
Габаритные размеры (длинахширинах высота), мм, не более	18000x2550x4000
Снаряженная масса, кг, не более	9200			9850
Полная масса, кг, не более	29200			33800
Примечание: * При периодической поверке

Таблица 5 - Метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
	ПЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ
Модификация	9465-144, ППЦ УСТ 9465-118	9465-119	9465-120	9465-121	9465-122	9465-123	9465-124	9465-125	9465-126	9465-127	9465-128
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Номинальная вмести-	25,000±	25,500±	26,000±	26,500±	27,000±	27,500±	28,000±	28,500±	29,000±	29,500±	30,000±
3 мость цистерны, м3	0,375	0,382	0,390	0,397	0,400	0,410	0,420	0,427	0,435	0,442	0,450
Номинальная вмести-	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5
3 мость секций, м3	до 25,0	до 25,5	до 26,0	до 26,5	до 27,0	до 27,5	до 28,0	до 28,5	до 29,0	до 29,5	до 30,0

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Количество секций	от 1 до 10 включительно
Пределы допускаемой относительной погрешности вместимости цистерны (секций)*, %	±0,4
Несливаемый остаток после опорожнения цистерны(секций), м3, не более	0,0250	0,0255	0,0260	0,0265	0,0270	0,0275	0,0280	0,0285	0,0290	0,0295	0,0300
Время слива цистерны (секций) самотеком, мин, не более	100	102	104	106	108	110	112	114	116	118	120
Разность между номинальной и действительной вместимостью цистерны (секций), %, не более	±1,5
Габаритные размеры (длинахширинах высота), мм, не более	18000x2550x4000
Снаряженная масса, кг, не более	10300			10950				11800
Полная масса, кг, не более	36300			38950				41800
Примечание: * При периодической поверке

Наименование характеристики	Значение
Модификация	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ
	9465-129	9465-130	9465-131	9465-132	9465-133	9465-134	9465-135	9465-136	9465-137	9465-138	9465-139
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Номинальная вмести-	30,500±	31,000±	31,500±	32,000±	32,500±	33,000±	33,500±	34,000±	34,500±	35,000±	35,500±
3 мость цистерны, м3	0,457	0,465	0,472	0,480	0,480	0,495	0,495	0,510	0,517	0,525	0,532
Номинальная вмести-	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5
3 мость секций, м3	до 30,5	до 31,0	до 31,5	до 32,0	до 32,5	до 33,0	до 33,5	до 34,0	до 34,5	до 35,0	до 35,5
Количество секций	от 1 до 10 включительно
Пределы допускаемой
относительной по-
грешности вместимости цистерны (секций)*, %						±0,4
Несливаемый остаток
после опорожнения цистерны (секций), м3, не более	0,0305	0,0310	0,0315	0,0320	0,0325	0,0330	0,0335	0,0340	0,0345	0,0350	0,0355
Время слива цистерны (секций) самотеком, мин, не более	122	124	126	128	130	132	134	136	138	140	142
Разность между номинальной и дествитель-ной вместимостью ци-						±1,5
стерны (секций), %, не более
Габаритные размеры
(длинах ширинах					18000х2550х4000
высота), мм, не более

1	2	3		4	5	6	7	8	9	10	11	12
Снаряженная масса, кг, не более	12800					13700				14700
Полная масса, кг, не более	44800					47700				50200
Примечание:
* При периодической поверке

Таблица 7 - Метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Модификация	ППЦ УСТ 9465-140	ППЦ УСТ 9465-141	ППЦ УСТ 9465-142	ППЦ УСТ 9465-143	ППЦ УСТ 9465-144	ППЦ УСТ 9465-145	ППЦ УСТ 9465-146	ППЦ УСТ 9465-147	ППЦ УСТ 9465-148	ППЦ УСТ 9465-149	ППЦ УСТ 9465-150
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Номинальная вмести-	36,000±	36,500±	37,000±	37,500±	38,000±	38,500±	39,000±	39,500±	40,000±	40,500±	41,000±
3 мость цистерны, м3	0,540	0,547	0,555	0,562	0,570	0,577	0,585	0,592	0,600	0,607	0,615
Номинальная вмести-	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5
3 мость секций, м3	до 36,0	до 36,5	до 37,5	до 37,5	до 38,0	до 38,5	до 39,0	до 39,5	до 40,0	до 40,5	до 41,0
Количество секций	от 1 до 10 включительно
Пределы допускаемой
относительной по-
грешности вместимости цистерны (секций)*, %						±0,4
Несливаемый остаток
после опорожнения цистерны (секций), м3, не более	0,0360	0,0365	0,0370	0,0375	0,0380	0,0385	0,0390	0,0395	0,0400	0,0405	0,0410
Время слива цистерны (секций) самотеком, мин, не более	144	146	148	150	152	154	156	158	160	162	164

1	2          3          4	5          6          7          8	9         10         11         12
Разность между номинальной и действительной вместимостью цистерны (секций), %, не более	±1,5
Габаритные размеры (длинахширинах высота), мм, не более	18000x2550x4000
Снаряженная масса, кг, не более	15600	16500	17600
Полная масса, кг, не более	52600	55500	58600
Примечание: * При периодической поверке

Таблица 8 - Метрологические и технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Модификация	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ
	9465-151	9465-152	9465-153	9465-154	9465-155	9465-156	9465-157	9465-158	9465-159	9465-160	9465-161
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Номинальная вмести-	42,000±	42,500±	43,000±	43,500±	44,000±	44,500±	45,000±	45,500±	46,000±	46,500±	47,000±
3 мость цистерны, м3	0,630	0,637	0,645	0,652	0,660	0,667	0,675	0,682	0,690	0,697	0,705
Номинальная вмести-	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5	от 0,5
3 мость секций, м3	до 42,0	до 42,5	до 43,0	до 43,5	до 44,0	до 44,5	до 45,0	до 45,5	до 46,0	до 46,5	до 47,0
Количество секций					от 1 до 10 включительно

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Пределы допускаемой относительной погрешности вместимости цистерны (секций)*, %	±0,4
Не сливаемый остаток после опорожнения цистерны (секций), м3, не более	0,0420	0,0425	0,0430	0,0435	0,0440	0,0445	0,0450	0,0455	0,0460	0,0465	0,0470
Время слива цистерны (секций) самотеком, мин, не более	166	168	170	172	174	176	178	180	182	184	186
Разность между номинальной и действительной вместимостью цистерны секций), %, не более	±1,5
Габаритные размеры (длинахширинах высота), мм, не более	18000x2550x4000
Снаряженная масса, кг, не более	18700			19500				19900
Полная масса, кг, не более	61700			64500				60350
Примечание: * При периодической поверке

Таблица 9 - Метрологические и технические характе	ристики
Наименование характеристики	Значение
Модификация	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ	ППЦ УСТ		ППЦ УСТ	ППЦ УСТ
	9465-162	9465-163	9465-164		9465-165	9465-166	9465-167
1	2	3	4	5		6	7
Номинальная вместимость цистерны, м3	47,500±	48,000±	48,500±		49,000±	49,500±	50,000±
	0,712	0,712	0,712		0,712	0,712	0,712
Номинальная вместимость секций, м3	от 0,5 до 47,5	от 0,5 до 48,0	от 0,5 до 48,5	от 0,5 до 49,0		от 0,5 до 49,5	от 0,5 до 50,0
Количество секций	от 1 до 10 включительно
Пределы допускаемой относительной погрешности вместимости цистерны (секций)*, %	±0,4
Несливаемый остаток после опорожнения цистерны (секций), м3, не более	0,0475	0,0480	0,0485	0,0490		0,0495	0,0500
Время слива цистерны (секций) самотеком, мин, не более	190	192	194	196		198	200
Разность между номинальной и действительной вместимостью цистерны (секций), %, не более	±1,5
Габаритные размеры (длинахширинахвысота), мм, не более	18000x2550x4000
Снаряженная масса, кг, не более	20200				20500
Полная масса, кг, не более	62000				63500
Примечание:
* При периодической поверке

Знак утверждения типа

наносится фотохимическим или ударным способом на маркировочную табличку, прикрепляемую на цистерну, и типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации и формуляра.

Комплектность средства измерений

Таблица 10 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Прицеп (полуприцеп)-цистерна	-	1 шт.
Огнетушитель	-	2 шт.
Ёмкость для песка	-	1 шт.
Заземляющее устройство	-	1 шт.
Цепь походного заземления	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации на насос (при наличии)	-	1 экз.
Руководство по эксплуатации	9465.00.00.000 РЭ	1 экз.
Формуляр	9465.00.00.000 Ф	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе «Использование по назначению» руководства по эксплуатации 9465.00.00.000 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказом 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 объемного расхода жидкости»

ТУ 29.20.23-143-53838447-2019 Прицепы и полуприцепы-цистерны УСТ 9465. Технические условия

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «УралСпецТранс»

(ООО «УралСпецТранс»)

ИНН 7415029514

Адрес: 456320, Челябинская обл., г. Миасс, пр-кт Макеева, д. 56

Телефон (факс): (3513) 54-63-00, (351) 215-67-77

E-mail: kulikov_sn@ust.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Свердловской области»

(ФБУ «УРАЛТЕСТ»)

Адрес: 620990, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 2а

Телефон: (343) 350-25-83

Факс: (343) 350-40-81

Web-сайт: www.uraltest.ru

Е-mail: uraltest@uraltest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30058-13

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « __ »    апреля   2026 Г. №    ⁷⁴⁵

Лист № 1 Регистрационный № 85869-22                                        Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Филиала «Ириклинская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Филиала «Ириклинская ГРЭС» АО «Интер РАО -Электрогенерация» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов, передачи данных в утвержденных форматах в АО «АТС» и другие заинтересованные организации. В состав Филиала «Ириклинская ГРЭС» АО «Интер РАО -Электрогенерация» входят Ириклинская ГРЭС и Ириклинская ГЭС.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую 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), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя: устройства сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями АИИС КУЭ, коммуникационное оборудование. УСПД имеет встроенный модуль системы обеспечения единого времени на базе ГЛОНАСС/GPS - приемника точного времени.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных АИИС КУЭ (сервер ИВК), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура), технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.

АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:

- измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электроэнергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода (результаты измерений), используемое для формирования данных коммерческого учета;

- средних значений активной и реактивной мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;

- календарного времени и интервалов времени.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений. Далее информация поступает на ИВК АИИС КУЭ.

ИВК автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из УСПД данных коммерческого учета электрической энергии и записей журнала событий, производятся необходимые расчеты (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН). Считанные данные записываются на жесткий диск сервера ИВК (заносятся в базу данных). Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.

При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт счетчиков.

Формирование и передача информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках регламента ОРЭМ осуществляется с уровня ИВК по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. Результаты измерений электрической энергии передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной подписью (ЭП) субъекта рынка.

По запросу коммерческого оператора (КО) обеспечивается дистанционный доступ к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений с сервера или АРМ ИВК АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, сервера ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция часов УСПД производится автоматически от встроенного приемника сигналов спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС), входящего в комплект УСПД. Коррекция времени в счетчиках выполняется УСПД автоматически, один раз в 30 минут во время опроса, при обнаружении расхождения времени УСПД и счетчика более чем на ±2 с. Коррекция времени сервера ИВК производится от УСПД автоматически, один раз в полчаса во время опроса, при обнаружении расхождения времени УСПД и сервера ИВК более чем на ±2 с.

Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ. Заводской номер 4222200.081 средства измерений наносится в формуляр АИИС КУЭ типографским образом. Заводские номера измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки	Значение
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed 976e08a2bb7814b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер ИК	Наименование ИК	Состав измерительного канала
		Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД
1	2	3	4	5	6
1	ТГ-1	ТШЛ 20 12000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63	ЗНОМ-20-63 20000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1593-62	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-14
2	ТГ-2	ТШЛ 12000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 47957-11	ЗНОМ-20-63 20000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 51674-12	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
3	ТГ-3	ТШЛ 20 12000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63	ЗНОМ-20-63 20000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1593-62	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
4	ТГ-4	ТШЛ 20 12000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63	ЗНОЛ-ЭК 20000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 68841-17	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6
5	ТГ-5	ТШЛ 20 12000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63	ЗНОМ-20-63 20000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1593-62	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-14
6	ТГ-6	ТШЛ 20 12000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63	ЗНОМ-20-63 20000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1593-62	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
7	ТГ-7	ТШЛ 20 12000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63	ЗНОМ-20-63 20000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1593-62	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
8	ТГ-8	ТШЛ 20 12000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1837-63	ЗНОМ-20-63 20000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1593-62	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
9	ГГ-3	ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50	НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-14
10	ГГ-4	ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50	НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
11	ГГ-5	ТПОФ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 518-50	НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-53	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
12	ВЛ 500 кВ Ириклинская ГРЭС - Газовая; В-10, В-12	ТФЗМ 500Б-1 У1 2000/1 Кл. т. 0,5 Рег. № 76144-19	DFK 525 500000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23743-02	СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12	ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-14
		ТФНКД-500 2000/1 Кл. т. 0,5 Рег. № 71785-18 ТФНКД-500 2000/1 Кл. т. 0,5 Рег. № 85048-22 ТФЗМ 2000/1 Кл. т. 0,5 Рег. № 89350-23

1	2	3	4	5	6
13	ВЛ 500 кВ Ириклинская ГРЭС - Житикара	IMB 550 2000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 32002-06	СРВ 550 500000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 15853-06	СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-14
14	ВЛ 500 кВ Магнитогорская -Ириклинская ГРЭС; В-50, В-52	ТФНКД-500 2000/1 Кл. т. 0,5 Рег. № 85048-22	DFK 525 500000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 23743-02	СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
		ТФЗМ 2000/1 Кл. т. 0,5 Рег. № 89301-23
15	ВЛ 220кВ Ириклинская ГРЭС - Рысаево	ТФНД-220-1 1200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3694-73	СРВ 245 220000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 15853-06	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
16	ВЛ 220кВ Ириклинская ГРЭС -Новотроицкая 2	ТФНД-220-1 1200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3694-73	СРВ 245 220000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 15853-06	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
17	ВЛ 220кВ Ириклинская ГРЭС - Орская 2	ТФНД-220-1 1200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3694-73	СРВ 245 220000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 47844-11	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
18	ВЛ 220кВ Ириклинская ГРЭС - Орская 1	ТФНД-220-1 1200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3694-73	СРВ 245 220000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 47844-11	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
19	ВЛ 220кВ Ириклинская ГРЭС -Киембай	ТФНД-220-1 1200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3694-73	СРВ 245 220000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 47844-11	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

1	2	3	4	5	6
20	ВЛ 220кВ Ириклинская ГРЭС -Новотроицкая 1	ТВ 2000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 64181-16	СРВ 245 220000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 47844-11	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-14
21	1 ОВВ- 220кВ	ТФНД-220-1 1200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 3694-73	СРВ 245 220000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 15853-06	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
22	2 ОВВ-220кВ	ТФНД-220-IV 2000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 76302-19	СРВ 245 220000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 47844-11	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
			СРВ 245 220000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 47844-11
23	ВЛ-110кВ Ириклинская ГРЭС - Приморская	ТФЗМ 110Б-1У 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 26422-04	ЕТН-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 87797-22	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
24	ВЛ-110кВ Ириклинская ГРЭС -Ириклинская ГЭС с отпайкой на ПС Строительная (Учёт со стороны ГРЭС)	ТФНД-110М-П 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 80597-20	ЕТН-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 87797-22	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
25	ВЛ 110 кВ Ириклинская ГРЭС -ГПП-4 Гая с отпайкой на ПС Строительная	ТВГ-УЭТМ 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 52619-13	ЕТН-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 87797-22	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

1	2	3	4	5	6
26	ВЛ-110кВ Ириклинская ГРЭС - ЦРЛ с отпайкой на ПС Щебзавод	ТВГ-УЭТМ 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 52619-13	ЕТН-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 87797-22	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-14
27	ВЛ-110кВ Ириклинская ГРЭС - Новоорская	LR 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 74457-19	ЕТН-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 87797-22	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
28	ВЛ-110кВ Ириклинская ГРЭС - Теренсай	LR 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 74457-19	ЕТН-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 87797-22	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
29	ВЛ-110кВ Ириклинская ГРЭС - КС-16	ТВ-110 1000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 58640-14	ЕТН-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 87797-22	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
30	ОВВ-110кВ	ТФНД-110М-П 1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 80597-20	ЕТН-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 87797-22	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
31	ВЛ-110 кВ Ириклинская ГЭС - Бурибай-1	ТБМО-110- УХЛ1 200/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 89925-23	TVI145 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71404-18	СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-14
32	ВЛ-110кВ Ириклинская ГЭС - Акъяр	ТБМО-110- УХЛ1 200/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 89925-23	TVI145 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71404-18	СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
33	СОВ- 110кВ	TG 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 75894-19	TVI145 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71404-18	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

1	2	3	4	5	6
34	ВЛ-110кВ Ириклинская ГЭС - ГПП-2 Гая	TG 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 75894-19	TVI145 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71404-18	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12	ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-14
35	ВЛ-110кВ Ириклинская ГРЭС -Ириклинская ГЭС с отпайкой на ПС Строительная (Учёт со стороны ГЭС)	TG 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 75894-19	TVI145 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71404-18	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
36	ВЛ-110кВ Ириклинская ГЭС - Колпакская	TG 200/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 75894-19	TVI145 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 71404-18	СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±6), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±6), %
1	2	3	4
1, 3-11, 23-26,	Активная	1,1	5,5
30, 33-35	Реактивная	2,3	2,9
2, 27-29, 31,	Активная	0,8	2,2
32, 36	Реактивная	1,6	2,1
12, 14-19, 21,	Активная	0,9	5,4
22	Реактивная	2,0	2,8
	Активная	0,5	2,0
13, 20	Реактивная	1,1	2,0
Пределы допускаемой погрешности		±5
СОЕВ, с

Примечания:

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

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

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

• 4. Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков и УСПД, на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец не претендует на улучшение указанных в таблице 3 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 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	36
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 98 до102
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- коэффициент мощности, cosф	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
- частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- коэффициент мощности, cosф	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды, °С:
- для ТТ и ТН	от -35 до +35
- для счетчиков	от -40 до +60
- для УСПД	от 0 до +40
- для сервера	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
-среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1

1	2
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее	113
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за
месяц, сут, не менее	45
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее	45

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 с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

• - в журнале событий счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - в журнале событий УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения; Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера БД;

• - защита на программном уровне:

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

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

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

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

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

• - о результатах измерений (функция автоматизирована);

• - 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 на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформаторы тока шинные	ТШЛ 20	21
Трансформаторы тока шинные	ТШЛ	3
Трансформаторы тока	ТПОФ	9
Трансформаторы тока	ТФЗМ 500Б-1 У1	3
Трансформаторы тока	ТФНКД-500	5
Трансформаторы тока	ТФЗМ	4
Трансформаторы тока	IMB 550	3
Трансформаторы тока	ТФНД-220-1	18
Трансформаторы тока	ТВ	3
Трансформаторы тока	ТФНД-220-IV	3
Трансформаторы тока	ТФЗМ 110Б-1У	3
Трансформаторы тока	ТФНД-110М-П	6
Трансформаторы тока	ТВГ-УЭТМ	6
Трансформаторы тока встроенные	LR	6
Трансформаторы тока	ТВ-110	3
Трансформаторы тока	ТБМО-110-УХЛ1	6
Трансформаторы тока	TG	12
Трансформаторы напряжения однофазные	3НОМ-20-63	18
Трансформаторы напряжения	3НОМ-20-63	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-ЭК	3
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10	3
Трансформаторы напряжения емкостные	DFK 525	6
Трансформаторы напряжения	СРВ 550	3
Трансформаторы напряжения	СРВ 245	12
Трансформаторы напряжения	ЕТН-110	6
Трансформаторы напряжения	TVI145	6
Счетчики     электрической     энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	30
Счетчики     электрической     энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М.16	6
Устройства сбора и передачи данных	ЭКОМ-3000	3
Устройства синхронизации времени	встроенный источник времени ГЛОНАСС/GPS в ЭКОМ-3000	3
Сервера ИВК: основной сервер	HP DL380pGen9	1
резервный сервер	HP DL380pGen9	1
Автоматизированное рабочее место	АРМ	3
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	1

Продолжение таблицы 5

1	2	3
Формуляр	НВЦП 422200.81 ФО	1
Руководство по эксплуатации	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Филиала «Ириклинская ГРЭС» АО «Интер РАО -Электрогенерация», аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи об аккредитации в Реестре аккредитованных лиц RA.RU.312601.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ГОСТ   34.601-90   Информационная технология. Комплекс стандартов

на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

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

Правообладатель

Акционерное общество «Интер РАО - Электрогенерация»

(АО «Интер РАО - Электрогенерация»)

ИНН 7704784450

Юридический адрес: 119435, г. Москва, ул. Большая Пироговская, д. 27, стр. 1

Телефон: +7 (35363) 5-13-59

Факс: +7 (35363) 5-16-88

E-mail: secretary_igres@interrao.ru

Изготовитель

Акционерное общество «Интер РАО - Электрогенерация»

(АО «Интер РАО - Электрогенерация»)

ИНН 7704784450

Юридический адрес: 119435, г. Москва, ул. Большая Пироговская, д. 27, стр. 1

Адрес: 462803, Оренбургская обл., Новоорский р-н, п. Энергетик

Телефон: +7 (35363) 5-13-59

Факс: +7 (35363) 5-16-88

E-mail: secretary_igres@interrao.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью    «ИНВЕСТИЦИОННО

ИНЖИНИРИНГОВАЯ ГРУППА «КАРНЕОЛ»

(ООО «ИИГ «КАРНЕОЛ»)

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

Адрес: 455038, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, стр.2

Телефон: +7 (982) 282-82-82

E-mail: carneol@bk.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в Реестре аккредитованных лиц

RA.RU.312601

---