Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025

№20 от 10.01.2025
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 638020
ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (16)
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 20 от 10.01.2025

2025 год
месяц January
сертификация программного обеспечения

5809 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

    
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

(Росстандарт)

10 января 2025 г.

20

Москва

Об утверждении типов средств измерений

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

1. Утвердить:

типы средств измерений, сведения о которых прилагаются к настоящему приказу;

описания типов к настоящему приказу.

средств

измерений,

прилагаемые

  • 2. 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 содержащихся в нем документов и сведений, Министерства промышленности и торговли от 28 августа 2020 г. № 2906.

сведения, предоставления утвержденным приказом Российской Федерации

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

Заместитель руководителя

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

Е.Р. Лазаренко

Сертификат: 525EEF525B83502D7A69D9FC03064C2A

Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович

Действителен: с 06.03.2024 до 30.05.2025

\______________




ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «ЯЯ »   Ян1^а_а_____2025 Г. № __ Сведения об утвержденных типах средств измерений

№ п/ п

Наименование типа

Обозначение типа

Код характера произ-

вод-

ства

Рег. Номер

Зав. номер(а)

Изготовители

Правообладатель

Код иден-тифи-кации производства

Методика поверки

Интервал между поверками

Заявитель

Юридическое лицо, проводившее испытания

Дата утверждения акта

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1.

Приборы геофизические скважинные

УЗД

С

94291-25

модиф. УЗД зав. 489, модиф. УЗД-

РВ зав. №487

Общество с ограниченной ответственностью «КАМА-ГИС» (ООО «КАМА-ГИС»), Республика Татарстан, г. Набережные

Челны

Общество с ограниченной ответственностью «КАМА-ГИС» (ООО «КАМА-ГИС»), Республика Татарстан, г.

Набережные Челны

ОС

МП-832/032024 «ГСИ.

Приборы геофизические скважинные УЗД. Методика поверки»

1 год

Общество с ограниченной ответственностью «КАМА-

ГИС» (ООО «КАМАГИС»),

Республика

Татарстан, г.

Набережные Челны

ООО «ПРОММАШ ТЕСТ», Московская обл., г. Чехов

14.05.2024

2.

Теплосчетчики ультразвуковые

Erste

Energy

Ultra X

С

94292-25

21098510,

22098862,

00000001,

00000002,

22020917, 22061801

Общество с ограниченной ответственностью «РСТ Энерджи» (ООО «РСТ Энерджи»), г.

Санкт-

Петербург

Общество с ограниченной ответственностью «РСТ Энерджи» (ООО «РСТ Энерджи»), г.

Санкт-

Петербург

ОС

МП 435197-2023 «ГСИ.

Теплосчетчики уль-тразвуко-вые Erste Energy Ultra X.

Методика поверки»

4 года

Общество с ограниченной ответственностью «РСТ

Энерджи»

(ООО «РСТ Энерджи»), г. Санкт-Петербург

ФБУ «Тест-С.-Петербург», г. Санкт-Петербург

30.07.2024

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Манометры-термометры

Литан

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94293-25

Литан-У.4М-0.1 зав. №1286, Литан-У.100М-0.1 зав. №1631, Титан-10М-0.1 зав. №952, Литан-АКП.100М-0.1 зав. №616

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Измерители параметров электрической сети трехфазные

EM-2.3

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94294-25

02332, 02333,

02334, 02335

Общество с ограниченной ответственностью Научно производственное предприятие «Литан» (ООО НПП «Ли-тан»), Республика Татарстан, г. Набережные Челны Общество с ограниченной ответственностью «ПРОК-СИА» (ООО «ПРОКСИА»), Московская обл., г. Жуковский

Общество с ограниченной ответственностью Научно производственное предприятие «Литан» (ООО НПП «Ли-тан»), Республика Татарстан, г. Набережные Челны Общество с ограниченной ответственностью «ПРОК-СИА» (ООО «ПРОКСИА»), Московская обл., г. Жуковский

ОС

ОС

МП-960/072024 «ГСИ. Маномет

ры-термометры Литан. Методика поверки»

2 года

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Анализаторы углерода и серы

МЕТА-ВАК CS

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94295-25

МЕТАВАК CS-20 (исполнение 1), зав. №№ 0831, 0832, 0833; МЕТАВАК CS-30 (исполнение 1), зав. №№ 1967, 1968, 1969, 1970, 1971

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измеритель-

Обозначение отсутствует

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94296-25

007

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение «Эк-сан» (ООО НПО «Экс-ан»), г. Ижевск Общество с ограниченной ответственностью «Энергосбытовая компания «Евра-

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение «Эк-сан» (ООО НПО «Экс-ан»), г. Ижевск Общество с ограниченной ответственностью «Энергосбытовая компания «Евра-

ОС

ОС

МП-4842024 «ГСИ.

Измерители параметров электрической сети трехфазные EM-2.3. Методика поверки» МП 60251-2024 «ГСИ.

Анализаторы углерода и серы МЕТА-ВАК CS. Методика поверки» МП-0132024 «ГСИ. Система автоматизированная информа-

4 года

1 год

4 года

Общество с ограниченной ответственностью Научно производственное предприятие «Ли-тан» (ООО НПП «Литан»), Республика Татарстан, г. Набережные Челны_______

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОК-СИА» (ООО «ПРОКСИА»), Московская обл., г. Жуковский

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение «Эк-сан» (ООО

НПО «Эксан»), г. Ижевск_____

Общество с ограниченной ответственностью «Энергосбытовая компания «Евра-

ООО «ПРОММАШ ТЕСТ», Московская обл., г, Чехов

ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология», Московская обл., г. Чехов

УНИИМ - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», г. Екатеринбург

ООО «Метро-Сервис», г. Красноярск

30.08.2024

07.10.2024

17.10.2024

11.10.2024

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

ная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МЖБН РУСАГРО (вторая очередь)

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

зия» (ООО «ЭК «Евразия»), г. Екатеринбург

зия» (ООО «ЭК «Евразия»), г. Екатеринбург

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Резервуары стальные горизонтальные ци-линдриче-ские

РГС

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94297-25

модификация РГС-30 зав. №№ 1089, 1090; модификация РГС-50 зав. № 1088

CGH Interna-

CGH Interna-

tional S.A.,

tional S.A.,

Польша

Польша

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

ОС

ционно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МЖБН РУСАГРО (вторая очередь). Методика поверки»

ГОСТ

8.346-2000 «ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические.

Методика поверки»

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

зия» (ООО «ЭК «Евразия»), г. Екатеринбург

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

5 лет

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Контроллеры программируемые

Elicont-

1200

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94298-25

001

Акционерное общество «ЭЛАРА» (АО «ЭЛАРА»), г. Чебоксары

Акционерное общество «ЭЛАРА» (АО «ЭЛАРА»), г. Чебоксары

ОС

МИ 253999 «ГСИ. Измерительные каналы контроллеров, измерительно-вычислительных, управляющих, программно-техниче-

4 года

Общество с ограниченной ответственностью «Тат-нефть-АЗС-Северо-Запад» (ООО «Тат-нефть-АЗС-Северо-Запад»), г. Санкт-Петербург Акционерное общество «ЭЛАРА» (АО «ЭЛАРА»), г. Чебоксары

ООО «Метро-КонТ», г. Казань

ФГБУ «ВНИИМС», г. Москва

31.10.2024

28.10.2024

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Демодуляторы телевизионные цифровые измерительные

ДТЦ-5И

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94299-25

0102

10.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УК «Кузбас-сраз-резуголь» -«Красно-бродский угольный разрез» (ПС 110 кВ Ут-кинская)

Обозначение отсутствует

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94300-25

ЭПК324/24

Акционерное

Акционерное

общество

общество

«Научно-

«Научно-

исследова-

исследова-

тельский ин-

тельский ин-

ститут телеви-

ститут телеви-

дения» (АО

дения» (АО

«НИИ телеви-

«НИИ телеви-

дения»), г.

дения»), г.

Санкт-

Санкт-

Петербург

Петербург

Акционерное

Акционерное

общество

общество

«Энергопро-

«Угольная

мышленная

компания

компания»

«Кузбассраз-

(АО «ЭПК»),

резуголь» (АО

г. Екатерин-

«УК «Кузбас-

бург

сраз-резуголь»), г.

Кемерово

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

ОС

ОС

ских комплексов. Методика поверки» РТ-МП-1150-4412024 «ГСИ. Демодуляторы телевизионные цифровые измерительные ДТЦ-5И. Методика поверки» РТ-МП-1173-5002024 «ГСИ.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УК «Куз-бассраз-резуголь» -«Красно-бродский угольный разрез» (ПС 110 кВ

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

2 года

4 года

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Акционерное общество «Научно-исследовательский институт телевидения» (АО «НИИ телевидения»), г. Санкт-Петербург

ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва

08.11.2024

Акционерное общество «Энергопромышленная компания» (АО «ЭПК»), г. Екатеринбург

ФБУ «Ростест-Москва», г. Москва

28.10.2024

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

11.

Система ав-

Обозна-

томатизиро-

чение

ванная ин-

отсут-

формацион-

ствует

но-

измеритель-

ная коммер-

ческого уче-

та электро-

энергии

(АИИС

КУЭ) тяго-

вой подстан-

ции «Тал-

дан» Забай-

кальской ЖД

- филиала

ОАО «РЖД»

в границах

Амурской

области

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

12.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого уче-

Обозначение отсутствует

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94301-25

94302-25

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД»), г. Москва

Открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД»), г. Москва

ОС

Открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД»), г. Москва

Открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД»), г. Москва

ОС

Уткин-ская). Методика поверки»

РТ-МП-

1008-5002024 «ГСИ.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС

КУЭ) тяговой подстанции «Талдан» Забайкальской ЖД -филиала

ОАО «РЖД» в границах Амурской области.

Методика поверки» РТ-МП-1006-5002024 «ГСИ.

Система автоматизированная информационно-

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

4 года

4 года

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Общество с ограниченной ответственностью «Объединенная строительная компания 1520» (ООО «ОСК 1520»), г. Москва

Общество с ограниченной ответственностью «Объединенная строительная компания 1520» (ООО «ОСК

ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест», г. Москва

ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест», г. Москва

29.11.2024

27.11.2024

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

та электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Короли» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

13.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Хара-гун» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Забайкаль-

Обозначение отсутствует

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94303-25

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД»), г. Москва

Открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД»), г. Москва

ОС

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Короли» Забайкальской ЖД -филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области. Методика поверки» РТ-МП-1009-5002024 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Харагун» Забайкаль-

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

4 года

1520»), г.

Москва

Общество с ограниченной ответственностью «Объединенная строительная компания 1520» (ООО «ОСК 1520»), г. Москва

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест», г. Москва

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

25.11.2024

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

ского края

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

14.

Система ав-

Обозна-

томатизиро-

чение

ванная ин-

отсут-

формацион-

ствует

но-

измеритель-

ная коммер-

ческого уче-

та электро-

энергии

(АИИС

КУЭ) тяго-

вой подстан-

ции «Тарба-

гатай» За-

байкальской

ЖД - филиа-

ла ОАО

«РЖД» в

границах

Забайкаль-

ского края

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94304-25

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Система ав-

томатизиро-

Обозна

чение

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94305-25

7069-СУЭ

Открытое акционерное общество

«Российские железные дороги» (ОАО «РЖД»), г.

Москва

Открытое акционерное общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД»), г.

Москва

ОС

Открытое акционерное

Открытое акционерное

ОС

ской ЖД -филиала ОАО «РЖД» в границах

Забайкальского края. Методика поверки» РТ-МП-1014-5002024 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Тарбага-тай» За-байкальской ЖД -филиала ОАО «РЖД» в границах Забайкальского края. Методика поверки» РТ-МП-1013-500-

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

4 года

4 года

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Общество с ограниченной ответственностью «Объединенная строительная компания 1520» (ООО «ОСК 1520»), г.

Москва

ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест», г. Москва

28.11.2024

Общество с ограниченной

ФБУ «НИЦ

ПМ - Ростест»,

26.11.2024

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Сулус» Забайкальской ЖД -филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области

Антенны измерительные логопериодические

отсутствует

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

94306-25

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

151024809

общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД»), г. Москва

общество «Российские железные дороги» (ОАО «РЖД»), г. Москва

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Акционерное общество «СКАРД-Электроникс» (АО «СКАРД-Электро-никс»), г. Курск

Акционерное общество «СКАРД-Электроникс» (АО «СКАРД-Электро-никс»), г. Курск

ОС

2024 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Сулус» Забайкальской ЖД -филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области. Методика поверки» РТ-МП-1127-4412024 «ГСИ. Антенны измерительные логопериодические П6-252.

Методика поверки»

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

2 года

ответственностью «Объединенная строительная компания 1520» (ООО «ОСК 1520»), г. Москва

Акционерное общество «СКАРД-Электроникс» (АО «СКАРД-Электроникс»), г. Курск

г. Москва

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест», г. Москва

29.11.2024

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 6

Регистрационный № 94291-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Приборы геофизические скважинные УЗД

Назначение средства измерений

Приборы геофизические скважинные УЗД (далее по тексту - приборы) предназначены для измерений избыточного давления, расхода жидкости и температуры среды внутри скважин.

Описание средства измерений

Конструктивно приборы состоят из цилиндрического контейнера, в котором расположены: первичные преобразователи температуры и давления, турбинный расходомер, микропроцессор, осуществляющий сбор данных, преобразование, обработку, хранение и передачу измерительной информации, и кабельный наконечник для герметичной заправки геофизического кабеля.

Принцип действия при измерении давления основан на преобразовании электрических сопротивлений преобразователя давления (датчика давления) в электрический сигнал. В преобразователе давления тензорезисторы, расположенные на мембране, включены по мостовой схеме, сбалансированной при атмосферном давлении. При подаче на мембрану избыточного давления, электрические сопротивления тензорезисторов изменяются пропорционально приложенному давлению и соответственно изменяется напряжение на выходе моста - напряжение разбаланса. Прибор оцифровывает и пересчитывает напряжение разбаланса моста в давление по данным калибровочной зависимости преобразователя давления, осуществляет сбор данных, преобразование, обработку и передачу измерительной информации по геофизическому кабелю в реальном времени, а также ее отображения на наземном блоке при наличии индикатора.

Принцип действия при измерении температуры приборов основан на зависимости электрического сопротивления первичного чувствительного элемента (ЧЭ) от измеряемой температуры.

Принцип действия при измерении расхода основан на считывании количества оборотов турбинки вентиляторного типа, жестко прикрепленной к датчику Холла. Электрические сигналы датчика Холла, генерируемые вращением турбинки, прямо пропорциональны объемному расходу жидкости, проходящей через прибор.

Приборы выпускается в двух модификациях: УЗД; УЗД-РВ, различающихся метрологическими характеристиками.

Приборы геофизические скважинные УЗД измеряют давление и температуру.

Приборы геофизические скважинные УЗД-РВ измеряют давление, температуру и расход жидкости.

Заводской номер, идентифицирующий каждый экземпляр средства измерений, в виде цифрового кода наносится методом гравировки или ударным способом на корпус прибора, представлен на рисунке 1. Нанесение знака поверки и утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Общий вид приборов представлен на рисунках 1 и 2.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

мело ндиесеим заводского номера

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 1 - Общий вид прибора с указанием места нанесения заводского номера

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 2 - Общий вид прибора с наземным блоком визуализации УЗД-НБР

Пломбирование приборов не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) приборов состоит только из встроенного, метрологически значимого ПО. ПО находится в микропроцессоре, размещенном внутри корпуса приборов, и недоступно для внешней модификации.

ПО защищено от преднамеренных изменений с помощью специальных программных средств.

«высокий» в соответствии

Уровень защиты программного обеспечения

с Рекомендацией Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Krot6mb

Номер версии (идентификационный номер ПО)

не ниже v12

Цифровой идентификатор

0xA725

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики

Значение

УЗД

УЗД-РВ

Диапазоны измерений избыточного давления, МПа

от 0 до 40 от 0 до 601)

от 0 до 40 от 0 до 601)

Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу диапазона измерений погрешности измерений давления, %

±0,25

±0,25

Диапазоны измерений температуры, °С

от 0 до +150

от 0 до +150

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С

±0,5

±0,5

Диапазон измерений расхода жидкости, м3/сут

-

от 25 до 200

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений расхода, %

  • - от 25 м3/сут до 36 м3/сут включ.

  • - св. 36 м3/сут до 200 м3/сут

-

±10

±5

Примечания

  • 1) - конкретное значение указывается в руководстве по эксплуатации, совмещенном с паспортом

  • 2) - зависит от шага лопастей турбинки, диапазон указывается в руководстве по эксплуатации, совмещенном с паспортом

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

УЗД

УЗД-РВ

Параметры электрического питания:

- напряжение постоянного тока, В

24

24

Потребляемая мощность, В^А, не более

1,5

1,5

Габаритные размеры (диаметрхдлина), мм, не более

25х368

42х654

Масса, кг, не более

2

4,5

Измеряемая среда

Нефть, газ, вода

Нефть, газ, вода

Условия эксплуатации:

  • - температура окружающей среды, °С

  • - максимальное давление, МПа

от -30 до +150

от 0 до 60

от -30 до +150

от 0 до 60

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики

Значение

Средняя наработка на отказ, ч

43 800

Средний срок службы, лет

5

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации совмещенное с паспортом типографским способом

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование

Обозначение

Количество

Приборы геофизические скважинные

УЗД (УЗД-РВ)1)

1 шт.

Программное обеспечение на носителе USB-Flesh

GISmanager

1 шт.

Комплект запасных колец

-

1 шт.

Руководстве по эксплуатации, совмещенное с

КГ.011.00.00.000РЭ

1 экз.

паспортом2)

КГ.012.00.00.000РЭ

Примечание

  • 1) - модификация в соответствии с заказом

  • 2) - поставляется 1 шт., в зависимости от модификации

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 7.2 Руководства по эксплуатации совмещенное с паспортом. «Прибор геофизический скважинный УЗД-РВ» и «Прибор геофизический скважинный УЗД».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 октября 2022 г. № 2653 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений избыточного давления до 4000 Мпа»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19 ноября 2024 г. № 2712 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии 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»;

ТУ 4315-001-42153195-2024 Приборы геофизические скважинные УЗД. Технические условия.

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «КАМАГИС» (ООО «КАМАГИС») ИНН 1650385039

Юридический адрес: 423800, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, пр-кт Набережночелнинский, д. 21, оф. 403

Телефон/факс: 8-9172407390

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «КАМАГИС» (ООО «КАМАГИС») ИНН 1650385039

Юридический адрес: 423800, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, пр-кт Набережночелнинский, д. 21, оф. 403

Адрес места осуществления деятельности: 423800, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, пр-кт Набережночелнинский, д. 21, оф. 403

Телефон/факс: 8-9172407390

Испытательный центр

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

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

Адрес места осуществления деятельности: 142300, Московская обл., Чеховский р-н, г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

Телефон: +7 (495) 966-29-70

E-mail: info@prommashtest.ru

Web-сайт: https://prommash-test.ru

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

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Регистрационный № 94292-25

Лист № 1

Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Теплосчетчики ультразвуковые ErsteEnergy Ultra X

Назначение средства измерений

Теплосчетчики ультразвуковые ErsteEnergy Ultra X (далее

по тексту -теплосчетчики) предназначены для измерений и учета количества тепловой энергии, объемного расхода (объема), температуры, разности температур теплоносителя (воды) в системах теплоснабжения.

Описание средства измерений

Принцип работы теплосчетчиков основан на измерении объема теплоносителя в подающем трубопроводе компактным ультразвуковым расходомером, разности температур в подающем и обратном трубопроводе, подобранной парой термопреобразователей сопротивления, вычислении на основе результатов их измерений количества теплоты (тепловой энергии) и отображении результатов на индикаторном устройстве.

Теплосчетчики конструктивно выполнены в виде единого прибора, соответствующего классу 2 по ГОСТ Р ЕН 1434-1-2011. Теплосчетчики соответствуют требованиям ГОСТ Р 51649-2014.

Теплосчетчики изготавливаются в следующих модификациях:

  • - ErsteEnergy Ultra X qp 0,6 - с диаметром условного прохода 15 расходом теплоносителя 0,6 м3/ч;

  • - ErsteEnergy Ultra X qp 1,5 - с диаметром условного прохода 15 расходом теплоносителя 1,5 м3/ч;

  • - ErsteEnergy Ultra X qp 2,5 - с диаметром условного прохода 20 расходом теплоносителя 2,5 м3/ч.

мм и номинальным

мм и номинальным

мм и номинальным

Для дистанционной передачи измерительной информации теплосчетчики комплектуются импульсным выходом, встроенными интерфейсами M-Bus, RS-485 и портом ИК.

Теплосчетчики имеют энергонезависимую память, в которой регистрируются значения накопленной тепловой энергии и объема теплоносителя.

Теплосчетчики обеспечивают хранение результатов измерений во внутреннем архиве. Емкость архива теплосчетчиков не менее: часового - 60 суток, суточного -6 месяцев, месячного - 38 месяцев.

Теплосчетчики обеспечивают индикацию следующей информации:

  • - количество теплоты (тепловой энергии), Гкал, кВт^ч;

  • - текущая тепловая мощность, кВт;

  • - объем теплоносителя, м3;

  • - расход теплоносителя, м3/ч;

  • - температура теплоносителя в подающем и обратном трубопроводе, °С;

  • - разность температур в подающем и обратном трубопроводе, °С;

  • - время наработки прибора, ч;

  • - текущая дата;

  • - условный диаметр;

  • - номер версии программного обеспечения.

Общий вид теплосчетчика, места нанесения знака утверждения типа, серийного номера и знака поверки представлены на рисунке 1.

Серийный номер наносится на лицевую панель теплосчетчика в цифровом формате, способ нанесения серийного номера на наклейку любым технологическим способом, обеспечивающим четкое изображение и стойкость к внешним воздействующим факторам.

Серийный номер

Знак утверждения

типа

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Место для пломбирования поверителем от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки (пломбы поверителя) на теплосчетчик

Рисунок 1 - Общий вид теплосчетчика, места нанесения серийного номера и знака утверждения типа

Программное обеспечение

Теплосчетчики имеют встроенное программное обеспечение (далее по тексту - ПО), вычислителя пользователь отображения на индикаторном устройстве вычислителя и передачи во внешние измерительные системы результатов измерений и диагностической информации.

которое устанавливается (прошивается) в интегрированной памяти при изготовлении. В процессе эксплуатации ПО не может быть изменено, т. к. не имеет к нему доступа.

ПО предназначено для сбора, преобразования, обработки,

Нормирование метрологических характеристик теплосчетчиков проведено с учетом влияния ПО. Уровень защиты ПО и измерительной информации от преднамеренных и непреднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

L и

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.00

Цифровой идентификатор ПО

-

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики теплосчетчиков

Наименование характеристики

Значение

1

2

3

4

Модификация теплосчетчика

др0,б

gр1,5

gр2,5

Диаметр условного прохода (Ду), мм

5

20

Минимальный объемный расход, qi, м3

0,012

0,03

0,05

Номинальный объемный расход, др, м3

0,6

1,5

2,5

Максимальный объемный расход, qs, м3

1,2

3,0

5,0

Диапазон измерения температуры, °С

от 5 до 90

Диапазон измерения разности температур, °С

от 3 до 85

Максимально рабочее давление, МПа

1,6

Максимальная потеря давления при др, МПа

0,025

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема теплоносителя, %

± (2 + 0,02 • qp / q), не более ±5 %, где q - значение расхода теплоносителя в трубопроводе, м3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении температуры, °С

± (0,6 + 0,004 • t),

где t - значение температуры теплоносителя в трубопроводе, °С

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении разности температур, %

± (0,5 + 3 • Atmin / At),

где At - значение разности температур теплоносителя, °С;

Atmin - минимальное значение разности температур измеряемое теплосчетчиком, °С

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении количества теплоты, %

± (3 + 4 • Atmin / At + 0,02 • др / q)

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении текущего времени, %

±0,05

Условия окружающей среды

Класс исполнения С по ГОСТ Р ЕН 1434-1-2011

Напряжение питания постоянного тока, В

3,6

Срок службы элемента питания, лет, не менее

6

Степень защиты по ГОСТ 14254-2015

IP65

Габаритные размеры

110x80x96

130x80x105

Масса, кг

0,75

0,85

Средний срок службы, лет

12

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации и методом наклеивания на лицевую панель теплосчетчика.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность теплосчетчика

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

Теплосчетчик

ErsteEnergy Ultra X*

1

Руководство по эксплуатации

РЭ 2651-001-19616028-2022

1

Технический паспорт

Теплосчетчик ультразвуковой ErsteEnergy Ultra X

1

Комплект монтажных частей и принадлежностей*

-

1

П р и м е ч а н и е - *модификация теплосчетчика и наличие комплекта монтажных частей и принадлежностей определяется договором на поставку.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе РЭ 2651-001-19616028-2022 «Теплосчетчик ультразвуковой ErsteEnergy Ultra X. Руководство по эксплуатации», раздел 1 «Описание и работа изделия».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ Р ЕН 1434-1-2011 «Теплосчетчики. Часть 1. Общие технические требования»;

ГОСТ Р 51649-2014 «Теплосчетчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия»;

«Теплосчетчик

ультразвуковой

ТУ      26.51.52-001-19616028-2022

«ErsteEnergy Ultra X». Технические условия».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «РСТ Энерджи» (ООО «РСТ Энерджи»)

ИНН 7804607091

Юридический адрес: 195221, г. Санкт-Петербург, ул. Антоновская, д. 14, к. 2, лит. А, помещ. 2-Н

Тел./факс: +7 (812) 455-46-00

E-mail: erste-energy.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «РСТ Энерджи» (ООО «РСТ Энерджи»)

ИНН 7804607091

Юридический адрес: 195221, г. Санкт-Петербург, ул. Антоновская, д. 14, к. 2, лит. А, помещ. 2-Н

Адрес места осуществления деятельности: 195221, г. Санкт-Петербург, ул. Ключевая, д. 30, лит. А, оф. 403

Тел./факс: +7 (812) 455-46-00

E-mail: erste-energy.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 190020, г. Санкт-Петербург, вн. тер. г. муниципальный округ Екатерингофский, ул. Курляндская, д. 1, лит. А

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

Факс: 8 (812) 244-10-04

E-mail: letter@rustest.spb.ru

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

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 8

Регистрационный № 94293-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Манометры-термометры Литан

Назначение средства измерений

Манометры-термометры Литан (далее - манометры-термометры) предназначены для измерений температуры и избыточного давления внутри нефтяных и газовых скважин.

Описание средства измерений

Принцип действия манометров-термометров при измерении избыточного давления основан на преобразовании упругой деформации чувствительного элемента первичного преобразователя давления, выполненного в виде мембраны, в изменение сопротивления тензорезисторов, расположенных на мембране и включенных по мостовой схеме. Выходное напряжение моста изменяется пропорционально приложенному давлению. Принцип действия манометров-термометров при измерении температуры основан на зависимости электрического сопротивления чувствительного элемента первичного преобразователя от температуры.

Манометры-термометры состоят из элемента питания (автономные приборы), первичных преобразователей, электронного блока и интерфейса связи. Электронный блок преобразует выходные сигналы чувствительных элементов в унифицированный цифровой сигнал для дальнейшего сохранения результатов измерений в энергонезависимой памяти или передачи на персональный компьютер для дальнейшей обработки. В зависимости от места установки (присоединения к оборудованию) манометры-термометры могут размещаться внутри собственных корпусов, отличающихся диаметром, длиной и присоединительными элементами или могут быть встроены в состав других изделий (например, клапан управляемый скважинный, расходомер скважинный и т.д.).

Корпус (в случае размещения в собственном) выполнен во взрывозащищенном исполнении с уровнем взрывозащиты «взрывобезопасный» по ГОСТ 31610.0-2019, видом взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» по ГОСТ IEC 60079-1-2013, маркировкой взрывозащиты 1ExdbIIBT3Gb по ГОСТ 31610.0-2019 и могут применяться во взрывоопасных зонах в соответствии с гл. 7.3 ПУЭ, а также зонах класса 1 и 2 по ГОСТ IEC 60079-14-2013.

Манометры-термометры делятся на две группы, отличающиеся условиями эксплуатации: устьевые (наземные) и скважинные (погружные).

К первой группе относятся модификации Литан-У. Манометры-термометры Литан-У могут оснащаться выносным зондом температуры и индикатором

Ко второй группе относятся скважинные манометры-термометры, предназначенные для использования в скважинах. Имеются 3 модификации, отличающиеся способами передачи измерительной информации (способами связи): Литан - автономные, Литан-К -кабельные, Литан-АК - автономно-кабельные. Автономные и автономно-кабельные манометры-термометры имеют встроенную внутреннюю память для сохранения информации. Автономные подключаются к компьютеру для передачи данных после извлечения из скважины. Кабельные и автономно-кабельные манометры-термометры подключаются к компьютеру или наземному регистратору через интерфейсный блок (ИБ), а к ИБ подключаются через бронированный геофизический кабель. В зависимости от диапазона рабочих температур манометры-термометры скважинные (погружные) могут быть изготовлены в четырех температурных исполнениях: обычное (без обозначения), высокотемпературное (В), теплостойкое (Т), повышенное теплостойкое (П).

Модификации манометров-термометров различаются применяемыми первичными преобразователями (в зависимости от диапазона измерения давления), спецификой применения, условиями эксплуатации и материалом корпуса. В манометрах-термометрах считывание данных производится без разборки корпуса с помощью специализированного кабеля связи.

Структура обозначения манометров-термометров Литан:

Литан-12345-6,

где:

  • 1 - способ связи: «А», «АК», «К», автономный (А) может не указываться;

  • 2 - условия эксплуатации: «У» - устьевой, без «У» - скважинный;

  • 3 - температурное исполнение: «_», «В», «Т», «П», обычное не указывается;

  • 4 - верхний предел измерения давления;

  • 5 - символ единицы измерения давления: «М» - МПа, «А» - Ат;

  • 6 - предел допускаемой приведенной (к верхнему пределу измерений) погрешности измерений давления: 0,1; 0,15; 0,25.

Пример обозначения:

Литан-В60М-0,1 - манометр-термометр Литан автономный скважинный, высокотемпературное исполнение с диапазоном измерения давления 0 - 60 МПа, предел допускаемой приведенной (к верхнему пределу измерений) погрешности измерения давления ±0,1%.

Классификация манометров-термометров приведена в таблице 1.

Таблица 1 -

Наименование характеристики

Значение

Исполнения по способу связи

  • - автономные (буква «А» или без буквы);

  • - «АК» - автономно-кабельные;

  • - «К» - кабельные.

Исполнения по условиям эксплуатации

  • - «У» - устьевые (наземные);

  • - без «У» - скважинные (погружные).

Исполнения по рабочей температуре

  • - «_» - обычное (без обозначения);

  • - «В» - высокотемпературное;

  • - «Т» - теплостойкое;

  • - «П» - повышенное теплостойкое.

Манометры-термометры имеют заводские номера, состоящие из арабских цифр, которые наносятся методом гравировки или ударным способом на корпус. Нанесение знака поверки на манометры-термометры не предусмотрено.

Конструкция манометров-термометров не предусматривает их пломбировку.

Фотографии общего вида манометров-термометров представлены на рисунках 1 - 5.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 1 - Общий вид манометра-термометра Литан-У (устьевого) с кабелем и выносным зондом

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 2 - Общий вид манометра-термометра Литан-У (устьевого) с местом нанесения заводского номера и обозначения

Место нанесения заводского номера

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 3 - Общий вид манометров-термометров скважинных автономных Литан-28, Литан-20М14, Литан-20 (автономные)

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Место нанесения заводского номера

Рисунок 4 - Общий вид манометров-термометров скважинных автономно-кабельных

Литан-28АК и Литан-25АКГ

Место нанесения

заводского номера

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 5 - Общий вид манометров-термометров скважинных кабельных Литан-25КГ (газоустойчивого) и Литан-25КС30 (сероводородостойкого)

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) состоит из встроенного в манометры - термометры и внешнего (пользовательского ПО), устанавливаемого на персональный компьютер.

Встроенное ПО является метрологически значимым.

компьютере и является

Внешнее ПО устанавливается на персональном метрологически незначимым.

Встроенное ПО сохраняет в памяти информацию о манометре-термометре: измеряемые давление и температура, заводские и пользовательские настройки, результаты измерений, градуировочные характеристики. Внешнее ПО предназначено для отображения результатов измерений, и имеет функцию выполнения настройки и градуировки.

Манометры-термометры имеют защиту программного обеспечения от преднамеренных или непреднамеренных изменений.

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

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.

Таблица 2 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Встроенное ПО

Пользовательское ПО

Все модификации, кроме Литан-К

Модификация Литан-К

Все модификации

Идентификационное наименование ПО

L115

L114

LitanMan

Номер             версии

(идентификационный номер) ПО

не ниже 02.X*

не ниже

4.0.X.X*

не ниже 3.X.X.X*

*Х - значения от 0 до 99, не относится к метрологически значимой части ПО

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и технические характеристики манометров - термометров приведены в таблицах 3 - 4.

Таблица 3 - Основные

Наименование характеристики

Значение

Литан-У

Литан, Литан-К, Литан-АК

Диапазон измерений избыточного давления1), МПа

от 0 до 4; от 0 до 10; от 0 до 25;

от 0 до 40; от 0 до 60; от 0 до 100

от 0 до 10; от 0 до 25; от 0 до 40;

от 0 до 60; от 0 до 100

Диапазон измерений температуры, °С1):

- Литан-У

от -40 до +85

- Литан-У с выносным зондом

от -40 до +175

- Литан, Литан-К, Литан-АК

от -40 до +100

- Литан-В, Литан-КВ, Литан-АКВ

от -20 до +130

- Литан-Т, Литан-КТ, Литан-АКТ

от -10 до +150

- Литан-П, Литан-КП, Литан-АКП

от +20 до +175

Пределы допускаемой приведенной (к верхнему пределу измерений) погрешности измерений

давления1), %

±0,1; ±0,15; ±0,25

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С в поддиапазонах измерений температур:

- от -40 °С до +100 °С включ.

±0,25

- св. + 100 °С до +175 °С

±0,5

1) конкретное значение приведено в эксплуатационной документации

Таблица 4 - Технические

Наименование характеристики

Значение

Габаритные размеры, мм, не более1): - Литан-У (диаметр х длина)

36х250

- Литан (диаметр х длина)

32х580

- Литан-К (диаметр х длина)

28х650

- Литан-АК (диаметр х длина)

28x400

Масса, кг, не более1)

2,0

Рабочие условия эксплуатации манометров-термометров: - температура окружающей среды, °С:

- Литан-У

от -40 до +85

- Литан, Литан-К, Литан-АК

от -40 до +100

- Литан-В, Литан-КВ, Литан-АКВ

от -20 до +130

- Литан-Т, Литан-КТ, Литан-АКТ

от -10 до +150

- Литан-П, Литан-КП, Литан-АКП

от +20 до +175

- относительная влажность, %

от 20 до 95

- атмосферное давление, кПа

от 84 до 106,7

Напряжения питания постоянного тока, В1)

от 3,6 до 48

Маркировка взрывозащиты по ГОСТ 31610.0-2019

1ExdbIIBT3Gb

1) конкретное значение приведено в эксплуатационной документации

Таблица 5 - Показатели надежности

Наименование характеристики

Значение

Срок эксплуатации, лет, не менее

5

Средняя наработка на отказ, ч

60 000

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность

Наименование

Обозначение

Кол-во

Манометр-термометр

Литан1)

1 шт.

Кабель связи с компьютером (интерфейсный блок) 1)

-

1 шт.

Диск (флешка) с ПО

LitanMan

1 шт.

Руководство по эксплуатации

ЛТА.416732.101.00.000 РЭ

1 экз.

Паспорт1)

-

1 экз.

1) в зависимости от заказа

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 8 «Методы измерений» руководства по эксплуатации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ТУ 4315-001-44944481-17 «Манометры-термометры Литан. Технические условия»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 октября 2022 г. № 2653 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений избыточного давления до 4000 МПа»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19 ноября 2024 г. № 2712 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «Литан» (ООО НПП «Литан»)

ИНН 1650307295

Юридический адрес: 423831, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, просп. Раиса Беляева, д. 46, кв. 53

Телефон: +7 (8552) 200-818

E-mail: npp-litan@yandex.ru, info@npplitan.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «Литан» (ООО НПП «Литан»)

ИНН 1650307295

Юридический адрес: 423831, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, пр-кт Раиса Беляева, д. 46, кв. 53

Адрес места осуществления деятельности: 423800, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, ул. Машиностроительная, д. 47/2а

Телефон: +7 (8552) 200-818

E-mail: npp-litan@yandex.ru, info@npplitan.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 142300, Московская обл., г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

Телефон: +7 (495) 108-69-50

E-mail: info@prommashtest.ru

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

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 8

Регистрационный № 94294-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Измерители параметров электрической сети трехфазные EM-2.3

Назначение средства измерений

Измерители параметров электрической сети трехфазные EM-2.3 (далее по тексту -измерители) предназначены для измерений мгновенных параметров напряжения и силы переменного тока, также измерений коэффициента мощности, угла фазового сдвига и активной, реактивной, полной мощностей в одно- или трехфазных сетях переменного тока промышленной частоты.

Описание средства измерений

Измерители представляют собой микропроцессорные приборы, выполненные в пластмассовом корпусе, с разъемами для подключения проводов. Питание устройства и интерфейса передачи данных осуществляется от напряжения, поданного на одну из фаз.

Измерители осуществляют измерения мощности и параметров электрической сети в сетях переменного тока промышленной частоты.

Измерители имеют три независимых

и регистрацию значений электрической однофазных и трехфазных электрических канала для измерения тока. Измерения производятся с помощью внешних разъёмных преобразователей с коэффициентом трансформации (далее по тексту - ПКТ), идущих в комплекте с измерителем. ПКТ подключаются к токовым каналам в соответствии с фазой измерения, указанной на корпусе ПКТ.

Принцип действия измерителей основан на аналого-цифровом преобразовании входных сигналов напряжения и тока, их цифровой обработке и передаче результатов измерений по цифровым интерфейсам связи в информационные системы и системы управления более высокого уровня. Для питания интерфейса используется внутренний источник питания.

Заводские номера в виде цифрового обозначения наносят на корпус измерителей и ПКТ в виде наклейки типографским методом печати. Нанесение знака поверки на корпус измерителей в обязательном порядке не предусмотрено.

Общий вид измерителей с указанием мест нанесения заводского номера представлен на рисунке 1, с указанием мест пломбировки и мест нанесения знака утверждения типа -на рисунке 2.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 1 - Общий вид измерителей параметров электрической сети трехфазных EM-2.3 и ПКТ, место нанесения заводских номеров

Место нанесения знака утверждения типа

Место нанесения пломбы в виде стикера-наклейки

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 2 - Общий вид измерителей параметров электрической сети трехфазных EM-2.3 с указанием мест пломбировки и мест нанесения знака утверждения типа

Программное обеспечение

Программное обеспечение состоит из встроенного программного обеспечения (далее - ВПО), устанавливаемого в энергонезависимую память измерителей при изготовлении, и прикладного программного обеспечения (далее - ППО).

ВПО является метрологически значимым. Конструкция измерителей исключает возможность несанкционированного влияния на ВПО и измерительную информацию. ППО не является метрологически значимым и предназначено для просмотра результатов измерений.

Уровень защиты ВПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«средний» в соответствии с рекомендациями Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ВПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

ПО

данные

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Внутренняя программа микропроцессора

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1х*

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

-

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

-

* «х» принимает значения от 1 до 9 и не относится к метрологическому значению

ПО

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики

Значение

Диапазон    измерений    напряжения    переменного    тока

(среднеквадратичного значения), В, при частоте от 45 до 65 Гц

от 20 до 265

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения переменного тока (среднеквадратичного значения), %

±1

Диапазон измерений силы переменного тока (среднеквадратичного значения), мА

от 1 до 50

Номинальный ток (1ном), мА

50

Максимальный ток (1макс), мА

75

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы переменного тока, %

±1

Диапазоны измерений полной электрической мощности, В^А

от 0,003 до 13,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений полной электрической мощности, %

±1

Диапазон измерений коэффициента мощности

от -1 до 1

Пределы допускаемой абсолютной погрешности коэффициента мощности

±0,01

Диапазон измерений угла фазового сдвига, градус

от -180 до 180

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига, градус

±0,1

Значение тока

Коэффициент мощности

Пределы основной допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической мощности, %

0,02^1ном<1<0,05^1ном

1,00

±1,5

0,05'1ном<1<1макс

1,00

±1,0

0,05^ 1ном<1<0,10 • 1ном

0,50 (при индуктивной нагрузке)

±1,5

0,80 (при емкостной нагрузке)

0,10 1ном < I < 1макс

0,50 (при индуктивной нагрузке)

±1,0

0,80 (при емкостной нагрузке)

Таблица 4 - Пределы основной допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электрической мощности

Значение тока

Коэффициент мощности (при индуктивной или емкостной нагрузке)

Пределы основной допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электрической мощности, %

0,02^1ном < I < 0,05^1ном

1,00

±1,5

0,05'1ном < I < 1макс

±1,0

0,05^ 1ном <I < 0,10'1ном

0,5

±1,5

0,10^ 1ном < I < 1макс

±1,0

0,10^ Iном < I < Iмакс

0,25

±1,5

Влияющая величина

Значение тока

Коэффициент мощности

Пределы дополнительной относительной погрешности при измерении активной электрической мощности, вызываемой другими влияющими величинами, %

1

2

3

4

Изменение температуры окружающей среды

0,05^1ном< I < 1макс

1,0

±0,05

0,10'1ном< I < 1макс

0,5

(при индуктивной нагрузке)

±0,07

Изменение напряжения электропитания, ±10 %

0,02^1ном< I < 1макс

1,0

±0,7

0,50^1ном< I < 1макс

0,5

(при индуктивной нагрузке)

±1,0

Изменение частоты электропитания ±2 %

0,02^1ном< I < 1макс

1,0

±0,5

0,50^1ном< I < Iмакс

0,5

(при индуктивной нагрузке)

±0,7

Обратный порядок следования фаз

0,10^ Iном

1,0

±1,5

Несимметрия напряжения

1ном

±2,0

Гармоники в цепях тока и напряжения

0,5•Iмакс

±0,8

Субгармоники в цепях тока и напряжения

0,5•Iном

±3,0

Влияющая величина

Значение тока

Коэффициент мощности (при индуктивной или емкостной нагрузке)

Пределы дополнительной относительной погрешности при измерении реактивной электрической мощности, вызываемой другими влияющими величинами, %

Изменение температуры окружающей среды

0,05^1ном< I < 1макс

1,0

±0,05

0,10'1ном< I < 1макс

0,5

±0,07

Изменение напряжения электропитания, ±10 %

0,02^1ном< I < 1макс

1,0

±0,7

0,50^1ном< I < 1макс

0,5

±1,0

Изменение частоты электропитания,

±2 %

0,02^1ном< I < Iмакс

1,0

±1,5

0,50•Iном< I < Iмакс

0,5

Таблица 7 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Параметры электрического питания:

  • - напряжение переменного тока, В

  • - частота переменного тока, Гц

  • - напряжение постоянного тока, В

от 85 до 305

50

от 9 до 28

Потребляемая мощность, Вт, не более

1

Номинальный ток ПКТ (Хпкт), А

20; 30; 80; 140

Коэффициент трансформации ПКТ (при 1пкт = 20 А; 1пкт = 30 А)

2000

Коэффициент трансформации ПКТ (при 1пкт = 80 А; 1пкт = 140 А)

3000

Габаритные размеры (ШхДхВ), мм, не более

53х90х58

Масса, кг, не более

0,1

Условия эксплуатации:

  • - температура окружающей среды, °С

  • - относительная влажность, %, не более

  • - атмосферное давление, кПа

от -40 до +85

92

от 84,0 до 106,7

Таблица 8 - Показатели надежности

Наименование характеристики

Значение

Средняя наработка на отказ, ч

280000

Срок службы, лет

30

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы руководства по эксплуатации, паспорта средства измерений типографским способом и на корпус средства измерений любым технологическим способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 9 - Комплектность

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Измеритель параметров электрической сети трехфазный

EM-2.3

1

ПКТ

-

31)

Паспорт

-

1

Руководство по эксплуатации2)

-

1

  • 1) Количество ПКТ зависит от условий заказа.

  • 2) Поставляется по запросу, может предоставляться в электронном виде.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в руководстве по эксплуатации «Измерители параметров электрической сети трехфазные EM-2.3. Руководство по эксплуатации» в разделе 4 «Подключения к EM-2.3».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 июля 2021 г. № 1436 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электороэнергетических величин в диапазоне от 1 до 2500 Гц»;

ТУ 28.99.39-013-13299689-2024 Измерители параметров электрической сети трехфазные ЕМ-2.3. Технические условия.

Правообладатель

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

ИНН 5040137875

Юридический адрес: 140185, Московская обл., г. Жуковский, ул. Лесная, д. 5, оф. 102

Телефон: +7 (800) 350 60 10

E-mail: sale@proxia.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОКСИА» (ООО «ПРОКСИА») ИНН 5040137875

Адрес: 140185, Московская обл., г. Жуковский, ул. Лесная, д. 5, оф. 102 Телефон: +7 (800) 350 60 10 E-mail: sale@proxia.ru

Испытательный центр

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

Адреса:

142300, Московская обл., г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2;

308023, Белгородская обл., г. Белгород, ул. Садовая, д. 45а; 155126:Ивановская обл., Лежневский р-н, СПК им. Мичурина.

Телефон: +7 (495) 108 69 50

E-mail: info@metrologiya.prommashtest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314164.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 6

Регистрационный № 94295-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Анализаторы углерода и серы МЕТАВАК CS

Назначение средства измерений

Анализаторы углерода и серы МЕТАВАК CS (далее - анализаторы) предназначены для измерений массовой доли углерода и/или серы в металлах, сплавах и неорганических материалах.

Описание средства измерений

Принцип действия анализаторов основан на сжигании пробы в атмосфере кислорода и последующем детектировании продуктов горения методом инфракрасной спектроскопии.

Образовавшиеся при сжигании диоксиды углерода и/или серы СО2 и/или SO2 транспортируются на детекторы в аналитический блок. Детектор вырабатывает электрический сигнал, пропорциональный массе определяемого элемента. На основании величины этого сигнала, градуировочного коэффициента и массы пробы производится расчёт массовой доли определяемого компонента.

Анализаторы выпускаются в трех модификациях: CS-10, CS-20, CS-30, которые различаются перечнем измерительных каналов и диапазонами измерений массовой доли углерода и/или серы. Модификация CS-10 предназначена для измерений массовой доли углерода. Модификации CS-20, CS-30 предназначены для измерений массовой доли углерода и серы.

В анализаторах модификации CS-20 для анализа углерода и серы используется по два отдельных канала на каждый элемент, одновременно определяющие как высокие (C(H), S(H)), так и низкие (C(L), S(L)) содержания элементов. В модификации CS-30 для анализа углерода используется два канала, одновременно определяющие как высокое C(H), так и низкое C(L) содержание углерода, для анализа серы используется один канал S(L) на низкое содержание серы. Канал на высокое или низкое содержание элемента выбирается автоматически или вручную.

Анализаторы выпускают в двух исполнениях: исполнение 1 - электропечь и анализатор расположены в едином корпусе, исполнение 2 - электропечь и анализатор расположены в двух отдельных корпусах.

аналитического

Конструктивно анализаторы состоят из устройства сжигания и блока.

цвета, которые

Корпус анализатора изготавливают из металла, окрашенного в определяет изготовитель.

расположенный на идентификационной табличке на задней панели средства измерений. Заводской номер имеет цифровой формат и наносится гравированием или иным пригодным способом.

Нанесение знака поверки на анализаторы не предусмотрено.

Каждый экземпляр анализаторов имеет заводской номер,

Общий вид анализаторов представлен на рисунках 1-2. Место нанесения заводского номера и знака утверждения типа на анализаторы представлено на рисунке 3.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 1 - Общий вид анализаторов углерода и серы МЕТАВАК CS исполнение 1

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 2 - Общий вид анализаторов углерода и серы МЕТАВАК CS исполнение 2

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 3 - Место нанесения заводского номера и знака утверждения типа на анализаторы углерода и серы МЕТАВАК CS

Пломбирование анализаторов не предусмотрено. Конструкция анализаторов несущим первичную

обеспечивает ограничение доступа к частям анализаторов, измерительную информацию, и местам настройки (регулировки).

Программное обеспечение

обеспечением (ПО), осуществлять сбор

Анализаторы оснащены встроенным программным позволяющим проводить контроль процесса измерений, экспериментальных данных, обрабатывать и сохранять полученные результаты.

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

Идентификационные данные ПО анализаторов приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

MetavakCS

Номер версии ПО (идентификационный номер) ПО

1.X.X*

Цифровой идентификатор ПО

-

* X относится к метрологически незначимой части ПО и принимает значения от 0 до 99

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики

Значение для модификации

CS-10

CS-20

CS-30

Диапазон измерений массовой доли углерода1), %

от 0,001 до 35,0

от 0,001 до 35,0

от 0,001 до 35,0

Диапазон измерений массовой доли серы1', %

-

от 0,001 до 40,0

от 0,001 до 0,5

Предел допускаемого относительного среднего квадратического отклонения выходного сигнала, %

- C(H'

2

2

2

- C(L'

6

6

6

- S(H'

-

2

-

- S(L)

-

6

6

Предел обнаружения2', мг, не более

- C

0,004

0,004

0,004

- S

-

0,003

0,003

Пределы допускаемой

относительной

погрешности измерений массовой доли углерода1), %:

- от 0,001 % до 0,05 % включ.

± 25,0

± 25,0

± 25,0

- св. 0,05 % до 0,5 % включ.

± 10,0

± 10,0

± 10,0

- св. 0,5 % до 5,0 % включ.

± 6,0

± 6,0

± 6,0

- св. 5,0 % до 35,0 % включ.

± 3,0

± 3,0

± 3,0

Пределы допускаемой

относительной

погрешности измерений массовой доли серы1), %:

- от 0,001 % до 0,02 % включ.

± 25,0

± 25,0

- св. 0,02 % до 0,5 % включ.

-

± 10,0

± 10,0

- св. 0,5 % до 40,0 % включ.

-

± 3,0

-

1) установлен при градуировке анализатора стандартными образцами ГСО 6139-91, ГСО 250-91П, ГСО 11337-2019, ГСО 9683-2010, ГСО 9978-2011, ГСО 10222-2013, ГСО 666-81П, ГСО 888-93П, ГСО 10450-2014, ГСО 9683-2010

2) установлен на каналах на низкое содержание углерода и серы

Таблица 3 - Основные технические

Наименование характеристики

Значение

Масса анализируемого образца, мг

от 20 до 2000

Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В

220 ± 22

- частота переменного тока, Гц

50 ± 1

Габаритные размеры, мм, не более Исполнение 1:

- высота

770

- ширина

600

- длина

720

Исполнение 2: аналитический блок

- высота

290

- ширина

500

- длина

560

электропечь

- высота

770

- ширина

600

- длина

720

Масса, кг, не более:

Исполнение 1

70

Исполнение 2: аналитический блок

27

электропечь

43

Условия эксплуатации:

- температура окружающей среды, °C

от + 15 до + 40

- относительная влажность, %

от 30 до 80

Знак утверждения типа

наносится на идентификационную табличку с заводским номером методом гравирования и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование

Обозначение

Количество

Анализатор углерода и серы

МЕТАВАК CS

1 шт.

Паспорт

МЕТ 202.НС.00.00.000 ПС

1 экз.

Руководство по эксплуатации

МЕТ 202.НС.00.00.000 РЭ

1 экз.

Методика поверки

-

1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в МЕТ 202.НС.00.00.000 РЭ «Анализатор углерода и серы МЕТАВАК-CS. Руководство по эксплуатации», раздел 2.2 «Работа с программой».

При использовании в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений средство измерений применяется в соответствии с аттестованными методиками (методами) измерений.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 19 февраля 2021 г. № 148 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений содержания неорганических компонентов в жидких и твердых веществах и материалах»;

МЕТ 202.НС.00.00.000.24ТУ «Анализатор углерода и серы МЕТАВАК CS (модификации МЕТАВАК CS-10, МЕТАВАК CS-20, МЕТАВАК CS-30). Технические условия».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение «Эксан» (ООО НПО «Эксан»)

ИНН 1834032026

Юридический адрес: 426006, Удмуртская Республика, г. Ижевск, ул. Телегина, д. 30/590, оф. 109

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение

«Эксан» (ООО НПО «Эксан»)

ИНН 1834032026

Адрес: 426006, Удмуртская Республика, г. Ижевск, ул. Телегина, д. 30/590, оф. 109

Испытательный центр

Уральский научно-исследовательский институт метрологии - филиал Федерального государственного исследовательский

унитарного предприятия «Всероссийский научно-институт метрологии имени Д.И. Менделеева»

(УНИИМ - филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

Адрес: 620075, г. Екатеринбург, улица Красноармейская, д. 4

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311373.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 10

Регистрационный № 94296-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

коммерческого

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МЖБН РУСАГРО (вторая очередь)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МЖБН РУСАГРО (вторая очередь) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

  • - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

  • - периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

  • - автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

  • - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

  • - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);

  • - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

  • - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

  • - автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:

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

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера», АРМ субъекта оптового рынка, технические обеспечения электропитания.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности; вычисленные мгновенные значения усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:

  • - активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;

  • - средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД АИИС КУЭ в составе верхнего - второго уровня системы.

На верхнем - втором уровне АИИС КУЭ выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка.

АРМ субъекта оптового рынка в автоматическом режиме по сети Internet по протоколу TCP/IP с использованием электронной подписи (ЭП) осуществляет передачу информации в заинтересованные организации в соответствии с Приложением 11.1.1. «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

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

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК и ИВК.

СОЕВ включает в себя УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС), встроенные часы сервера БД АИИС КУЭ и счетчиков. Коррекция времени сервера БД АИИС КУЭ производится от УССВ. Сличение времени сервера БД АИИС КУЭ с временем УССВ

происходит не реже одного раза в сутки. Коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера и УССВ более чем на 1 с.

Коррекция времени счетчиков производится от сервера БД АИИС КУЭ. При каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, происходит сличение времени часов сервера БД АИИС КУЭ с временем счетчиков. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем сервера БД АИИС КУЭ более чем на 2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).

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

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 007. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.

Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.

Программное обеспечение

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

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

Цифровой идентификатор ПО

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

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

Конструкция средств измерений исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Метрологические и технические характеристики

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, с указанием наименования присоединения, типов и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав

ИК А

ИИС КУЭ

№ ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

ТТ

ТН

Счётчик

УССВ

1

2

3

4

5

6

1.1

КТП-3 10 кВ,

РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.5

ТОЛ-10-11

кл.т 0,5S

Ктт 200/5

Рег. №47959-16

3хЗНОЛ.06-10 У3 кл.т 0,5 Ктн 10000^3/100^3 Рег. №46738-11

СЭТ-

4ТМ.03М.01

кл.т. 0,5S/1

Рег. № 36697-17

УСВ-3 Рег. № 64242-16

1.2

КТП-3 10 кВ,

РУ-10 кВ,

2 СШ 10 кВ, яч.9

ТОЛ-10-11

кл.т 0,5S

Ктт 200/5

Рег. №47959-16

3хЗНОЛ.06-10 У3 кл.т 0,5 Ктн 10000^3/100^3 Рег. №46738-11

СЭТ-

4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1

Рег. № 36697-17

2.1

ВЛ 6 кВ ф-606, оп. 2,

ПКУ-6 кВ

ТОЛ-НТЗ-10

кл.т 0,5S

Ктт 300/5

Рег. № 69606-17

ЗНОЛП-ЭК

кл.т 0,5

Ктн 6000^3/100^3

Рег. № 68841-17

СЭТ-

4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1

Рег. № 36697-17

2.2

КТП-2 6 кВ,

РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4кВ, яч.5

ТТИ-А

кл.т 0,5

Ктт 200/5

Рег. № 28139-12

-

Меркурий 234

ARTMX2-03 DPBR.G КТ 0,5S/1,0

Рег. №75755-19

2.3

КТП-84 6 кВ,

РУ-0,4 кВ,

Ввод 0,4 кВ Т-1

-

-

Меркурий 234

ARTMX2-02 DPBR.G

КТ 1/2

Рег. №75755-19

2.4

ВЛ 6 кВ

ф.Мельзавод,

оп. 20, ПКУ-6 кВ

ТОЛ-10-11

кл.т 0,5S

Ктт 200/5

Рег. №47959-16

3хЗНОЛ.06-10 У3 кл.т 0,5 Ктн 10000^3/100^3 Рег. №46738-11

Меркурий 234

ARTM2-00 DPBR.G

КТ 0,5S/1,0

Рег. №75755-19

2.5

КТП-1 6 кВ,

РУ-6 кВ,

1 СШ 6 кВ, яч.7

ТОЛ-10-11

кл.т 0,5S

Ктт 200/5

Рег. №47959-16

3хЗНОЛ.06-10 У3 кл.т 0,5 Ктн 10000^3/100^3 Рег. №46738-11

Меркурий 234

ARTM2-00 DPBR.G

КТ 0,5S/1,0

Рег. №75755-19

1

2

3

4

5

3.1

ТП-2 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.4

ТОЛ 10

кл.т 0,5 Ктт 200/5

Рег. № 7069-79

НАМИ-10

кл.т 0,2

Ктн 10000/100

Рег. № 11094-87

СЭТ-

4ТМ.03М.01

кл.т. 0,5S/1

Рег. № 36697-17

3.2

ТП-2 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.8

ТОЛ 10

кл.т 0,5

Ктт 600/5

Рег. № 7069-79

НАМИ-10

кл.т 0,2

Ктн 10000/100

Рег. № 11094-87

СЭТ-

4ТМ.03М.01

кл.т. 0,5S/1

Рег. № 36697-17

3.3

ТП-2 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч.8

-

-

Меркурий 234

ARTMX2-02 DPBR.G КТ 1/2

Рег. №75755-19

3.4

ТП-2 10 кВ,

РУ-0,4 кВ, СК1 0,4 кВ, КЛ 0,4

кВ фидер 6

ТТИ-А кл.т 0,5 Ктт 75/5

Рег. № 28139-12

-

Меркурий 234

ARTMX2-03 DPBR.G КТ 0,5S/1,0

Рег. №75755-19

4.1

ВЛ-10 кВ КШК-9, отпайка в сторону

КТП КШК-911 и

КТП КШК-902, оп. 902/1,

ПКУ-10 кВ

ТОЛ-10-I

кл.т 0,5S

Ктт 100/5 Рег. №47959-11

НОЛ.08-10-УТ2

кл.т 0,5

Ктн 10000/100

Рег. №3345-04

ПСЧ-

4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1 Рег.№50460- 18

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Примечания:

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

  • 2. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа.

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

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

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

Таблица 3 - Основные

ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Вид электрической энергии

Границы основной погрешности (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %

Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ

АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC (SU), с

1.1, 1.2, 2.1

Активная

1,1

3,3

Реактивная

2,7

5,3

3.1,3.2

Активная

1,0

3,2

Реактивная

2,4

5,4

2.4, 2.5

Активная

1,1

3,3

Реактивная

2,7

5,3

±5

2.2, 3.4

Активная

0,9

3,2

Реактивная

2,3

5,4

2.3, 3.3

Активная

1,1

3,0

Реактивная

2,2

5,3

4.1

Активная

1,1

3,3

Реактивная

2,7

5,3

Примечания:

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

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

Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от 1ном coso = 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от + 10 °C до + 30 °C.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

12

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности coso

0,9

- температура окружающей среды для счетчика, о С

от +21 до +25

1

2

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от Uном

от 90 до 110

- ток, % от Iном

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 до 1,0

- частота, Гц

от 49,8 до 50,2

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, о С

от -60 до +55

-температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, о С

от +10 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, о С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Электросчетчики Меркурий 234:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

320000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05МК:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

80000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

114

  • - при отключении питания, лет, не менее Электросчетчики Меркурий 234:

  • - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

40

не менее

123

  • - при отключении питания, лет, не менее Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05МК:

  • - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

30

не менее

114

  • - при отключении питания, лет, не менее Сервер:

  • - хранение результатов измерений и информации состояний средств

40

измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- резервирование ИВК АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;

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

Регистрация событий:

  • - в журнале событий счетчика:

  • - параметрирования;

  • - пропадания напряжения;

  • - коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

  • - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

  • - электросчётчика;

  • - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

  • - испытательной коробки;

  • - сервера БД;

Защита информации на программном уровне:

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

  • - установка пароля на счетчик;

  • - установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-10-11

8

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-10

2

Трансформатор тока

ТОЛ-10

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

2

Трансформатор тока

ТТИ-А

6

Трансформатор напряжения

3хЗНОЛ.06-10 У3

12

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-ЭК

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2

Трансформатор напряжения

НОЛ.08-10.УТ2

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.G

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 234 ARTMX2-02 DPBR.G

2

Устройство синхронизации системного времени (УССВ)

УСВ-3

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Паспорт-формуляр

АИИС. 2.1.0524.007 ФО

1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МЖБН РУСАГРО (вторая очередь), аттестованном ООО «Спецэнергопроект», г. Москва, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ГОСТ 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

Общество c ограниченной ответственностью «Энергосбытовая компания «Евразия» (ООО «ЭК «Евразия»)

ИНН 6658533224

Юридический адрес: 620131, г. Екатеринбург, ул. Фролова, д. 31, оф. 18 Телефон: +7 (343) 216-00-01

Факс: +7 (343) 216-00-01

E-mail: info@ek-ea.ru

Изготовитель

Общество c ограниченной ответственностью «Энергосбытовая компания «Евразия» (ООО «ЭК «Евразия»)

ИНН 6658533224

Адрес: 620131, г. Екатеринбург, ул. Фролова, д. 31, оф. 18 Телефон: +7 (343) 216-00-01

Факс: +7 (343) 216-00-01

E-mail: info@ek-ea.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Метрологический сервисный центр» (ООО «МетроСервис»)

Адрес: 660133, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Сергея Лазо, д. 6а, каб. 103 Телефон: (391)267-17-03

E-mail: E.e.servis@mail.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311779.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 5

Регистрационный № 94297-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС

Назначение средства измерений

Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС (далее - резервуары) предназначены для измерений объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Принцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.

Резервуары представляют собой горизонтально расположенные цилиндрические стальные двустенные сосуды с днищами.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.

Установка резервуаров РГС - подземная.

Резервуары изготовлены в следующих модификациях: РГС-30 с заводскими номерами 1089, 1090, РГС-50 с заводским номером 1088.

Заводские номера резервуаров в виде цифрового обозначения, состоящие из арабских цифр, нанесены аэрографическим способом на маркировочные таблички резервуаров. Маркировочные таблички крепятся к люкам резервуаров.

Резервуары РГС-30 с заводскими номерами 1089, 1090, РГС-50 с заводским номером 1088 расположены на территории ААЗС № 415, ООО «Татнефть-АЗС-Северо-Запад» по адресу: г. Санкт-Петербург, пр-кт Непокорённых, 62.

Эскиз общего вида резервуаров РГС приведен на рисунке 1. Маркировочные таблички и горловины резервуаров приведены на рисунках 2, 3, 4.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 1 - Эскиз общего вида резервуаров

Место нанесения заводского номера

Рисунок 2 - Маркировочная табличка и горловины резервуара РГС-30 зав.№ 1089

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 3 - Маркировочная табличка и горловины резервуара РГС-30 зав.№ 1090

Место нанесения заводского номера

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 4 - Маркировочная табличка и горловины резервуара РГС-50 зав.№ 1088

Место нанесения заводского номера

Пломбирование резервуаров РГС не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 -

Наименование характеристики

Значение

РГС-30

РГС-50

Номинальная вместимость, м3

30

50

Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объемный метод), %

±0,25

Таблица 2 - Технические

Наименование характеристики

Значение

Условия эксплуатации:

Температура окружающего воздуха, оС Атмосферное давление, кПа

от -50 до +50 от 84,0 до 106,7

Таблица 3 - Показатели надежности

Наименование характеристики

Значение

Средний срок службы, лет, не менее

20

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование

Обозначение

Количество

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический

РГС-30

1 шт.

Паспорт

-

1 экз.

Градуировочная таблица

-

1 экз.

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический

РГС-50

1 шт.

Паспорт

-

1 экз.

Градуировочная таблица

-

1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Правообладатель

CGH International S.A., Польша

Юридический адрес: Польша, г. Быдгощ, ул. Сребрна, д. 39

Изготовитель

CGH International S.A., Польша

Адрес: Польша, г. Быдгощ, ул. Сребрна, д. 39

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «МетроКонТ» (ООО «МетроКонТ») Адрес места осуществления деятельности: 420036, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Тэцевская, д. 4б, помещ. 1011

Юридический адрес: 420132, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Адоратского, д. 39Б, оф. 51

Телефон: +7 9196969693

E-mail: trifonovua@mail.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312640.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 8

Регистрационный № 94298-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Контроллеры программируемые Elicont-1200

Назначение средства измерений

Контроллеры программируемые Elicont-1200 (далее по тексту - контроллеры) предназначены для измерений напряжения и силы постоянного электрического тока, сигналов от термопар (ТП) и термопреобразователей сопротивления (ТС), частоты импульсных сигналов, а также воспроизведения силы постоянного электрического тока.

Описание средства измерений

Контроллер построен по модульному принципу и представляет собой многофункциональный проектно-компонуемый комплекс программно-технических средств, имеющий большую гибкость при конфигурировании, что позволяет потребителю методом проектной компоновки выбирать необходимый аппаратный состав для решения различных задач управления, а также быстро перестраивать или наращивать контроллер в случае изменения параметров объекта управления. Конструкция контроллера позволяет встраивать его в стандартные монтажные шкафы или другое монтажное оборудование, защищающее от воздействий внешней среды.

В состав контроллера входят:

  • - модуль процессора (далее - процессор), имеющий подсистему управления вводом/выводом информации, подсистему выполнения загруженной технологической программы и сетевую подсистему для информационной связи с другими контроллерами и со средствами системы представления информации и архивирования в ПТК;

  • - набор многоканальных устройств связи с объектом управления (модулей УСО), обеспечивающих обмен информацией процессора с объектом управления по физическим линиям.

Все модули УСО контроллера компонуются в составе крейтов расширения. Набор модулей УСО определяется проектным путём;

  • - модули системы электропитания контроллера.

Помимо сбора информации и управления с помощью каналов модулей УСО процессор может получать информацию и управлять периферийными интеллектуальными устройствами в контроллерной сети по протоколам Modbus со спецификациями RTU и TCP.

Для связи с другими контроллерами, а также средствами представления и архивирования информации ПТК, процессор имеет канал связи по системной сети Ethernet со стеком протоков TCP/IP и спецификацией OPC UA.

Фотография общего вида программируемого логического контроллера представлена на Рисунок 1.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Заводской номер в виде цифрового обозначения, однозначно идентифицирующий модуль из состава контроллера, наносится типографским способом на информационную наклейку, располагающуюся на каждом модуле. Место нанесения информационной таблички с заводским номером указано на Рисунок 2.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Заводской номер контроллера указывается типографским способом в виде цифрового обозначения на информационной табличке и в паспорте на контроллер. Место нанесения информационной таблички с заводским номером указано на Рисунок 3.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 3 - Маркировка контроллера

Место нанесения заводского номера контроллера

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Пломбирование контроллера не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) контроллеров состоит из: встроенного программного обеспечения (ВПО) и внешнего, устанавливаемое на персональный компьютер.

ВПО, влияющее на метрологические характеристики, устанавливается в энергонезависимую память измерительных модулей и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Уровень защиты ВПО от преднамеренных и непреднамеренных в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».

Внешнее ПО предназначено для конфигурирования контроллеров, отображения измерительной информации. Внешнее ПО защищено посредством авторизации пользователя.

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

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

изменений

анализа и механизма

изменений

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Elicont-OpenlDE

Номер версии

не ниже 0.3.0

Цифровой идентификатор ПО

По номеру версии

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Тип модуля, число каналов

Измеряемый параметр, единица измерения, диапазоны измерений (ДИ), разрядность цифровых сигналов

Пределы допускаемой погрешности при работе в диапазоне температур от +20 до +26 °С включ.1

Пределы допускаемой дополнительной погрешности при работе в диапазоне температур от +1 до +20 °С не включ., св. +26 до +65 °С 1

На входе

На выходе

1

2

3

4

5

AI201-00

AI201-01

8 каналов

Измерение силы постоянного электрического тока от 4 до 20 мА от 0 до 20 мА

от 0 до 5 мА

  • 14 бит

  • 15 бит

13 бит

Y= ±0,12%

Ураб. ±0,005 %/°С

AI201-02

8 каналов

Измерение напряжения постоянного электрического тока

от 0 до 10 В

15 бит

Y= ±0,2 %

Yраб.= ±0,012 %/°С

AO201

4 канала

  • 15 бит

  • 16 бит

14 бит

Воспроизведение силы постоянного электрического тока от 4 до 20 мА от 0 до 20 мА от 0 до 5 мА

Y= ±0,2 %

Ураб. ±0,01 %/°С2

AI202

8 каналов и

AI204

4 канала

Измерение напряжения постоянного электрического тока

от 0 до 50 мВ

15 бит

Y= ±0,12%

Ураб. ±0,005 %/°С

Измерение сигналов от ТП3 тип ТХА по ГОСТ Р 8.5852001:

от 0 до +300 °С

от 0 до +600 °С

от 0 до +1200 °С

от 0 до +1300 °С

14 бит

  • 14 бит

  • 15 бит

15 бит

Y= ±0,15 %

Ураб. ±0,008 %/°С

Измерение сигналов от ТП3 тип ТХК по ГОСТ Р 8.5852001

от 0 до +150 °С

от 0 до +300 °С

от 0 до +600 °С

14 бит

  • 14 бит

  • 15 бит

Y= ±0,15 %

Ураб. ±0,008 %/°С

Тип модуля число каналов

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Измеряемый параметр, единица измерения, диапазоны измерений (ДИ), разрядность цифровых сигналов

На входе

Измерение сигналов от ТП3 тип ТПР (В) по ГОСТ Р

от 500 до +1820 °С________

Измерение сигналов от ТП3 тип ТПП (R) по ГОСТ Р

от 0 до +1760 °С__________

Измерение сигналов от ТП3 тип ТПП (S) по ГОСТ Р

от 0 до +1760 °С__________

Измерение сигналов от ТС по ГОСТ 6651-2009, °С Pt-100 (а=0,00385), ТСП-100П (а=0,00391), ТСП-50П (а=0,00385 и 0,00391), ТСП-46 Ом, гр.21 по ГОСТ 6651-59 (а=0,00391) от 0 до+100 °С от 0 до +200 °С от 0 до +400 °С от -50 до +50 °С от -50 до +150 °С_________

Измерение сигналов от ТС по ГОСТ 6651-2009, °С

ТСМ-100М (а=0,00426 и 0,00428),

ТСМ-50М (а=0,00426 и 0,00428),

ТСМ-53 Ом, гр.23 по ГОСТ 6651-59 (а=0,00426) от 0 до+100 °С от 0 до +200 °С от -50 до +50 °С от -50 до+150 °С

На выходе

14 бит

14 бит

14 бит

  • 13 бит

  • 14 бит

  • 15 бит

  • 13 бит

  • 14 бит

  • 13 бит

  • 14 бит

  • 13 бит

  • 14 бит

Пределы допускае-

Пределы

допускаемой мой дополнительной погрешности при

работе в

диапазоне

температур

от +20 до +26 °С

включ.1

4

погрешности при работе в диапазоне температур от +1 до +20 °С не включ., св. +26 до +65 °С 1

5

Y= ±0,15 %

Y= ±0,15 %

Y= ±0,15 %

Y= ±0,15 % для

4-х проводной схемы подключения

Y= ±0,2 % для 3х проводной схемы подключения

Y= ±0,15% для

4-х проводной схемы подключения

Y= ±0,2 % для 3х проводной схемы подключения

Ypa6.= ±0,008 %/°С

Ypa6.= ±0,008 %d°C

Ypa6.= ±0,008 %d°C

Ypa6.= ±0,005 %d°C для 4-х проводной схемы подключения

Ypaб.= ±0.008 %d°C для 3-х проводной схемы подключе-

4

ния4

Ypa6.= ±0,005 %/°С для

4-х проводной схемы подключения

Ypaб.= ±0,008 %/°С для

3-х проводной схемы подключения4

Тип модуля, число каналов

Измеряемый параметр, единица измерения, диапазоны измерений (ДИ), разрядность цифровых сигналов

Пределы допускаемой погрешности при работе в диапазоне температур от +20 до +26 °С включ.1

Пределы допускаемой дополнительной погрешности при работе в диапазоне температур от +1 до +20 °С не включ., св. +26 до +65 °С 1

На входе

На выходе

1

2

3

4

5

SM201

3 канала

Измерение сигналов от ТС по ГОСТ 6651-2009, °С Pt-100 (а=0,00385) от -30 до +70 °С

15 бит

Л= ±0,15 °С (абсолютная)

Лраб.= ±0,005 °С/°С (абсолютная)

FM201

1 канал

Измерение частоты импульсных сигналов 4) от 2 до 10000 Гц

32 бит

браб. = ±0,003 %

Примечания

Условные обозначения:

Y - пределы допускаемой приведенной погрешности (приведенной к диапазону измерения) в диапазоне температур от +20 включ. до +26 °С включ.;

Yраб. - пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности (приведенной к диапазону измерения) в диапазоне температур от +1 до +20 °С не включ., св. +26 до +65 °С;

Л - пределы допускаемой абсолютной погрешности в диапазоне температур от +20 включ. до +26 °С включ.;

Лраб. - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности в диапазоне температур от +1 до +20 °С не включ., св. +26 до +65 °С;

браб. - пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне температур от +1 до +65 °С.

  • 1.    Пределы допускаемой дополнительной погрешности, приведенной к ДИ от влияния сопротивления нагрузки составляют Y= ±0,05 % на каждые 100 Ом при сопротивлении нагрузки в пределах допустимой (2.4 кОм для диапазона от 0 до 5 мА и 600 Ом для остальных диапазонов).

  • 2.    Погрешность указана без учета погрешности канала компенсации температуры холодного спая, который состоит из термопреобразователя сопротивления Pt-l00 класса допуска А по ГОСТ 6651-2009 и модуля SM201.

  • 3.    Для 3х-проводной схемы подключения пределы допускаемой дополнительной погрешности, приведенной к ДИ, от влияния изменения сопротивления линий связи относительно номинального значения составляют Y= ±0,008 % на 1 Ом.

  • 4. Характеристики импульсного сигнала: меандр с амплитудой (24±6) В. Контроллер отображает входной сигнал модуля FM201 как значение частоты вращения Fвращ в «об/мин», возможна настройка количества зубьев N. Номинальное значение измеряемой частоты вращения вычисляется по формуле: Fвращ = Гв\^60/\, где Fax - номинальное значение входного сигнала частоты импульсного сигнала, Гц

Таблица 3 - Технические

Наименование характеристики

Значение

Рабочие условия применения:

  • - температура окружающей среды, °С

  • - относительная влажность при температуре +25°С, %

  • - атмосферное давление, кПа

от +1 до +65 до 98 от 66,0 до 106,7

Параметры электрического питания Напряжение постоянного тока, В

от 16 до 28

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации АДИГ.421457.235 РЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество шт./экз.

Контроллер программируемый

Elicont-1200

1*

Паспорт

АДИГ.421457.235 ПС

1

Руководство по эксплуатации

АДИГ.421457.235 РЭ

1

Примечание: * - комплект поставки и состав контроллера указывается в паспорте

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе разделе 4 руководства по эксплуатации АДИГ.421457.235 РЭ часть 1.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ Р

51841-2001

«Программируемые контроллеры. Общие технические требования и методы испытаний»;

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

Технические условия «АДИГ.421457.235 ТУ. Контроллеры

Elicont-1200».

программируемые

Правообладатель

Акционерное общество «ЭЛАРА» (АО «ЭЛАРА») ИНН 2129017646

г. Чебоксары,

Юридический адрес: 428017, Чувашская Республика, Московский пр-кт, д. 40

Телефон: (499) 951-08-45

E-mail: inc@msk.elara.ru

Web-сайт: https://www.elara.ru

Изготовитель

Акционерное общество «ЭЛАРА» (АО «ЭЛАРА»)

Адрес: 428017, Чувашская Республика, г. Чебоксары, Московский пр-кт, д. 40 ИНН 2129017646

Телефон: (499) 951-08-45

E-mail: inc@msk.elara.ru

Web-сайт: https://www.elara.ru

Испытательный центр

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

Телефон: (495) 437-55-77

Факс: (495) 430-57-25

E-mail: office@vniims.ru

Web-сайт: www.vniims.ru

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

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 6

Регистрационный № 94299-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Демодуляторы телевизионные цифровые измерительные ДТЦ-5И

Назначение средства измерений

Демодуляторы телевизионные цифровые измерительные ДТЦ-5И (далее -демодуляторы) предназначены для измерения уровня мощности входного сигнала и отклонения центральной частоты каналов от номинального значения и контроля параметров телевизионных цифровых радиопередатчиков стандарта DVB-T2.

Описание средства измерений

Конструктивно демодулятор выполнен в виде моноблока. На лицевой панели расположены кнопка включения прибора и сенсорный экран. На задней панели прибора расположены переключатель для включения дежурного режима питания и разъемы.

Работа демодулятора основана на приеме, преобразовании модулированных высокочастотных сигналов формата DVB-T2 в частотном диапазоне от 6-го до 12-го канала и от 21-го до 69-го канала в сигналы промежуточной частоты и дальнейшей демодуляции. Схемотехническое построение демодулятора обеспечивает измерение уровня мощности входного сигнала и измерение отклонения центральной частоты каждого канала от номинального значения, вычисление коэффициента ошибок модуляции (MER), вычисление коэффициента битовых ошибок (BER) перед декодером LDPC, а также после декодера LDPC, формирование данных для изображения «сигнального созвездия» (констелляционных диаграмм) на плоскости.

Выбор функций, режимов и отображение результатов измерений осуществляется по сенсорному дисплею на лицевой панели.

Конструкция демодуляторов обеспечивает ограничение доступа к определенным частям в целях предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства путем пломбирования. Пломбирование производится на верхней и нижней панелях корпуса демодулятора.

Заводской номер, состоящий из четырех арабских цифр, наносится методом гравировки на фирменную планку на задней панели корпуса.

Нанесение знака поверки на корпус средства измерений не предусмотрено.

Общий вид средства измерений с указанием мест пломбировки, места нанесения знака утверждения типа, заводского номера приведены на рисунках 1, 2, 3.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 1 - Внешний вид демодулятора телевизионного цифрового измерительного ДТЦ-5И и место пломбировки

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 2 - Лицевая панель демодулятора телевизионного цифрового измерительного ДТЦ-5И

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 3 - Задняя панель корпуса демодулятора телевизионного цифрового измерительного ДТЦ-5И

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) «VISDEM5», установленное в демодуляторе, предназначено для выбора функций, управления режимами работы и визуального отображения результатов измерений.

Конструкция демодулятора исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.

ПО «VISDEM5» не оказывает влияния на метрологические характеристики демодуляторов телевизионных цифровых измерительных ДТЦ-5И.

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

Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1 -

обеспечения

данные

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

VISDEM5

Номер версии (идентификационный номер) ПО

01.01

Цифровой идентификатор ПО

-

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики

Значение

1

2

Диапазон частот входного сигнала, МГц от 6 до 12 канала от 21 до 69 канала

от 178 до 230

от 470 до 858

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений отклонения центральной частоты канала от номинального значения при внутреннем опорном генераторе

±1^10-7

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений отклонения центральной частоты от номинального значения при внешнем высокостабильном сигнале опорной частоты, Г ц

±0,1

таблицы 2

1

2

Диапазон измерений уровня мощности входного сигнала, дБм1)

от -10 до +13

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня мощности входного сигнала, дБ

±2

1) где дБм - дБ относительно 1 мВт

Таблица 3 - Технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В

от 198 до 242

- частота, Гц

от 48 до 52

Габаритные размеры, мм, не более

- длина

435

- ширина

430

- высота

132

Масса, кг, не более

9,5

Условия эксплуатации:

- температура окружающей среды, °C

от +10 до +35

- относительная влажность воздуха, %, не более

80

Знак утверждения типа

наносится на лицевую панель демодулятора методом наклейки в месте, указанном на рисунке 2, и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность демодулятора приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Демодулятор телевизионный цифровой измерительный

ДТЦ-5И

1 шт.

Шнур сетевой с евровилкой

РС220

1 шт.

Руководство по эксплуатации

ФАСД.467766.016 РЭ

1 экз.

Паспорт

ФАСД.467766.016 ПС

1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 2 «Использование демодулятора» руководства по эксплуатации ФАСД.467766.016 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2360 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»;

Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 г. № 3461 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений мощности электромагнитных колебаний в диапазоне частот от 9 кГц до 37,5 ГГц»;

Технические условия ФАСД.467766.016 ТУ «Демодулятор телевизионный цифровой измерительный ДТЦ-5И. Технические условия».

Правообладатель

Акционерное общество «Научно-исследовательский институт телевидения» (АО «НИИ телевидения»)

ИНН 7802774001

Юридический адрес: 194021, г. Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д. 22

Телефон: +7 (812) 297-41-67

Факс: +7 (812) 552-25-51

E-mail: niitv@niitv.ru

Web-сайт: www.niitv.ru

Изготовитель

Акционерное общество «Научно-исследовательский институт телевидения» (АО «НИИ телевидения»)

ИНН 7802774001

Адрес: 194021, г. Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д. 22

Телефон: +7 (812) 297-41-67

Факс: +7 (812) 552-25-51

E-mail: niitv@niitv.ru

Web-сайт: www.niitv.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Факс: +7 (499) 124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

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

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 7

Регистрационный № 94300-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

коммерческого

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УК «Кузбассразрезуголь» -«Краснобродский угольный разрез» (ПС 110 кВ Уткинская)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Краснобродский угольный разрез» (ПС 110 кВ Уткинская) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами АО «УК «Кузбассразрезуголь», сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.

Описание средства измерений

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

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленные на присоединениях, указанных в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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

Измеренные значения приращений активной и реактивной энергии на 30-минутных интервалах времени сохраняются в энергонезависимой памяти счетчиков электроэнергии с привязкой к шкале времени UTC(SU).

Сервер АИИС КУЭ при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» автоматически с заданной периодичностью или по запросу опрашивает счетчики электрической энергии и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.

Считывание сервером АИИС КУЭ данных из счетчиков электрической энергии осуществляется посредством локальной вычислительной сети предприятия, либо сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт счетчиков.

Сервер АИИС КУЭ ежесуточно формирует и отправляет по основному каналу связи, организованному на базе сети интернет в виде сообщений электронной почты отчеты с результатами измерений на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

АРМ субъекта ОРЭМ осуществляет передачу данных (результатов измерений) прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности в виде электронного документа XML, заверенного электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (рег.№ 49933-12), который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC(SU) и обеспечивает предоставление информации о текущем времени в протоколе NTP.

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ с СТВ-01 осуществляется встроенным программным обеспечением сервера АИИС КУЭ каждый час, коррекция производится автоматически при расхождении шкалы времени сервера АИИС КУЭ от СТВ-01 на величину равную или более 1 с. Сравнение показаний шкалы времени счетчика с сервером АИИС КУЭ осуществляется встроенным программным обеспечением сервера АИИС КУЭ по сети Ethernet (либо каналам связи GSM), во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Коррекция шкалы времени счетчика производится при расхождении со шкалой времени сервера АИИС КУЭ на величину равной или более 1 с.

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

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

АИИС КУЭ присвоен заводской номер ЭПК324/24. Заводской номер АИИС КУЭ наносится типографским способом на этикетку, которая располагается на корпусе сервера ИВК и в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. ПО «АльфаЦЕНТР» не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 -

обеспечения

данные

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер

ИК

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Наименование ИК

ПС 110 кВ Уткинская,

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1

ПС 110 кВ Уткинская,

ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-2

Вид СИ

Тип, метрологические характеристики, Рег. №

ТТ

ТОГФ

300/5; кл.т. 0,2S № 82676-21

ТН

НАМИ-110 УХЛ1

110000/^3/100/^3;

кл.т. 0,2

№ 24218-08

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 № 36697-17

ТТ

ТОГФ

300/5; кл.т. 0,2S № 82676-21

ТН

НАМИ-110 УХЛ1

110000/^3/100/^3;

кл.т. 0,2

№ 24218-08

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 № 36697-17

Источник точного времени

СТВ-01 рег. № 49933-12

Пр имечания

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

  • 2 Допускается замена источника точного времени на аналогичный утвержденного типа.

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

  • 4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

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

    Таблица 3 -

    Номер ИК

    Вид электроэнергии

    Метрологические характеристики ИК

    Границы основной погрешности, (±5), %,

    Границы погрешности в рабочих условиях, (±5),%

    1, 2

    Активная

    0,5

    1,9

    Реактивная

    1,1

    1,9

    Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±А), с__________________________________________________

    Пр имечания

    Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru
  • 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

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

  • 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % 1ном, cosф=0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10 до +30 °С.

Таблица 4 - Основные технические

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

2

Нормальные условия: параметры сети:

  • - напряжение, % от ином

  • - сила тока, % от 1ном

  • - коэффициент мощности, cos9

  • - частота, Гц

температура окружающей среды °C:

  • - для счетчиков электроэнергии

от 99 до 101 от 2 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

  • - напряжение, % от ином

  • - сила тока, % от 1ном

  • - коэффициент мощности, cos9

  • - частота, Гц

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:

  • - для ТТ и ТН

  • - для счетчиков:

  • - для сервера

  • - для СТВ-01

от 90 до 110 от 2 до 120 не менее 0,5 от 49,6 до 50,4

от -45 до +40 от +10 до +30 от +18 до +24 от +18 до +24

таблицы 4

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М:

- средняя наработка на отказ, ч, не менее

220 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01:

- средняя наработка на отказ, ч, не менее

10 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

1

сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

80 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

1

Глубина хранения информации счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки каждого массива, сутки, не менее

114

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

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

В журналах событий фиксируются факты:

  • - журнал счётчика:

  • - параметрирования;

  • - пропадания напряжения;

  • - коррекции времени в счётчике;

  • - пропадание напряжения пофазно.

  • - журнал сервера:

  • - параметрирования;

  • - замены счетчиков;

  • - пропадания напряжения;

  • - коррекция времени.

Защищённость применяемых компонентов:

  • - наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

  • - счётчика электрической энергии;

  • - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

  • - испытательной коробки;

  • - сервера.

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

  • - пароль на счётчике электрической энергии;

  • - пароль на сервере, АРМ.

Возможность коррекции времени в:

  • -  счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

  • -  ИВК, АРМ (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

  • -  о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

  • -  о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

  • -  измерений - 30 мин (функция автоматизирована);

  • -  сбора - 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТОГФ

6 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

2 шт.

Сервер АИИС КУЭ

-

1 шт.

Комплекс измерительно-вычислительный

СТВ-01

1 шт.

Программное обеспечение

АльфаЦЕНТР

1 шт.

Формуляр

ЭПК324/24-1.ФО

1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в формуляре ЭПК324/24-1.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Краснобродский угольный разрез» (ПС 110 кВ Уткинская)» в разделе 3 «Сведения о методах (методиках) измерений».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

обеспечение измерительных систем.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое

Основные положения.

Правообладатель

компания «Кузбассразрезуголь»

область - Кузбасс, г. Кемерово,

Акционерное общество «Угольная (АО «УК «Кузбассразрезуголь»)

ИНН 4205049090

Юридический адрес: 650054, Кемеровская б-р Пионерский, зд. 4А

Телефон: +7 (3842) 44-03-00

Изготовитель

Акционерное общество «Энергопромышленная компания» (АО «ЭПК»)

ИНН 6661105959

Адрес: 620144, Свердловская обл., г. Екатеринбург, ул. Фрунзе, д. 96, к. В Телефон: +7 (343) 251-19-96

E-mail: eic@eic.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Факс: +7 (499) 124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

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

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 9

Регистрационный № 94301-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

коммерческого

«Талдан»

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Талдан» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

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

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа ЭКОМ-3000, выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от уровня ИВК.

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

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

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 6716-СУЭ. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В сервере АИИС КУЭ ОАО «РЖД» используется ПО «ГОРИЗОНТ»

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

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

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

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

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

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

Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «ГОРИЗОНТ»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ГОРИЗОНТ

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.13

Цифровой идентификатор ПО (библиотека

Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll)

54b0a65fcdd6b713b20fff43655da81b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD 5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование ИК

Уровень ИИК

Уровень ИВКЭ

Уровень

ИВК

Вид СИ

Тип, модификация СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

Рег. №

УСПД (тип, рег. №)

УССВ (тип, рег. №)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Ввод Т3-220 кВ

Счетчик

ТЕ3000.08

0,2S/0,5

1

77036-19

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

УСВ-3 рег. № 64242-16

ТТ

A

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТТ

B

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТТ

C

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТН

A

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/^3)/(100/^3)

20344-05

ТН

B

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/^з)/(100/^з)

20344-05

ТН

C

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/^з)/(100/^з)

20344-05

2

Ввод Т3-27,5 кВ

Счетчик

ТЕ3000.00

0,2S/0,5

1

77036-19

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

УСВ-3 рег. № 64242-16

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1

0,5S

1500/5

62259-15

ТТ

B

ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1

0,5S

1500/5

62259-15

ТТ

C

-

-

-

-

ТН

A

ЗНОМ-35-65 У1

0,5

27500/100

912-70

ТН

B

ЗНОМ-35-65 У1

0,5

27500/100

912-70

ТН

C

-

-

-

-

Пр имечания

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

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

Таблица 3 -

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% < I изм< I 5 %

I5 %<I и;м' I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1

2

3

4

5

6

1

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

1,0

0,6

0,5

0,5

0,8

1,1

0,8

0,6

0,6

0,5

1,8

1,3

0,9

0,9

2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

1,8

1,1

0,9

0,9

0,8

2,5

1,6

1,2

1,2

0,5

4,8

3,0

2,2

22

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

52%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I2% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,8

1,8

1,4

1,0

1,0

0,5

1,5

0,9

0,8

0,8

2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,8

4,0

25

1,9

1,9

0,5

2,4

1,5

1,2

1,2

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

1,2

0,8

0,7

0,7

0,8

1,3

1,0

0,9

0,9

0,5

1,9

1,4

1,1

1,1

2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

1,9

1,2

1,0

1,0

0,8

2,6

1,7

1,4

1,4

0,5

4,8

3,0

2,3

2,3

таблицы 3

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

02'%,

05 %,

020 %,

5100 %,

I2% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<1 20 %

I20 %<1изм<1100%

I100 %<1изм<1120%

1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,8

2,2

1,9

1,6

1,6

0,5

1,9

1,5

1,4

1,4

2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,8

4,2

2,9

2,3

2,3

0,5

2,7

2,0

1,7

1,7

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с Пр имечания

  • 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p для coso 1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности Si(2)%p и 52%q для coso<1,0 нормируются от I2%.

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

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия: параметры сети:

  • - напряжение, % от ином

  • - ток, % от 1ном

  • - коэффициент мощности

  • - частота, Гц

температура окружающей среды, °C:

  • - для счетчиков электрической энергии

от 99 до 101

от 1 до 100 0,87 от 49,85 до 50,15

от +21 до +25

Рабочие условия: параметры сети:

  • - напряжение, % от ином

  • - ток, % от 1ном

  • - коэффициент мощности, не менее

  • - частота, Гц

от 90 до 110

от 1(5) до 120 0,5

от 49,6 до 50,4

диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:

  • - для ТТ и ТН

  • - для счетчиков

  • - для УСПД

  • - для сервера, УССВ

от -45 до +40 от +5 до +35 от +10 до +25 от +18 до +24

таблицы 4

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики электроэнергии ТЕ3000:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

УСПД ЭКОМ-3000:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

100000

устройство синхронизации времени УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч

45000

- время восстановления, ч

2

Глубина хранения информации

счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,

потребленной за месяц, сут, не менее

45

при отключенном питании, лет, не менее

3

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,

лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД.

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

- счетчиков электрической энергии;

- УСПД.

Возможность коррекции времени в:

  • - счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

  • - УСПД (функция автоматизирована);

  • - сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

  • - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

  • - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

  • - сбора информации 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

3 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1

2 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-220 УХЛ1

3 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65 У1

2 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ

ТЕ3000.08

1 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ

ТЕ3000.00

1 шт.

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1 шт.

Формуляр

6716-СУЭ.ФО

1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

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

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

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

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

Телефон: +7 (499) 262-99-01

E-mail: info@rzd.ru

Web-сайт: www.rzd.ru

Изготовитель

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

ИНН 7708503727

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

Телефон: +7 (499) 262-99-01

E-mail: info@rzd.ru

Web-сайт: www.rzd.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

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

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 9

Регистрационный № 94302-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная

коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Короли» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Короли» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

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

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа ЭКОМ-3000, выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от уровня ИВК.

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

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

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 7068-1.1-СУЭ. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В сервере АИИС КУЭ ОАО «РЖД» используется ПО «ГОРИЗОНТ»

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

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

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

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

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

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

Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «ГОРИЗОНТ»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ГОРИЗОНТ

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.13

Цифровой идентификатор ПО (библиотека

Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll)

54b0a65fcdd6b713b20fff43655da81b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD 5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование ИК

Уровень ИИК

Уровень ИВКЭ

Уровень

ИВК

Вид СИ

Тип, модификация СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

Рег. №

УСПД (тип, рег. №)

УССВ (тип, рег. №)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Ввод Т3-220 кВ

Счетчик

ТЕ3000.10

0,2S/0,5

1

77036-19

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

УСВ-3 рег. № 64242-16

ТТ

A

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТТ

B

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТТ

C

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТН

A

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/^3)/(100/^3)

20344-05

ТН

B

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/^з)/(100/^з)

20344-05

ТН

C

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/^з)/(100/^з)

20344-05

2

Ввод Т3-27,5 кВ

Счетчик

ТЕ3000.03

0,5S/1

1

77036-19

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-35-IV-ll УХЛ1

0,5S

1000/5

62259-15

ТТ

B

ТОЛ-НТЗ-35-IV-ll УХЛ1

0,5S

1000/5

62259-15

ТТ

C

-

-

-

-

ТН

A

ЗНОМ-35-65 У1

0,5

27500/100

912-70

ТН

B

ЗНОМ-35-65 У1

0,5

27500/100

912-70

ТН

C

-

-

-

-

Пр имечания

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

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

Таблица 3 -

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% < I изм< I 5 %

I5 %<I и;м' I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1

2

3

4

5

6

1

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

1,0

0,6

0,5

0,5

0,8

1,1

0,8

0,6

0,6

0,5

1,8

1,3

0,9

0,9

2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

2,1

1,2

1,0

1,0

0,8

2,7

1,7

1,3

1,3

0,5

4,9

3,1

2,3

2,3

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

52%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I2% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,8

1,8

1,4

1,0

1,0

0,5

1,5

0,9

0,8

0,8

2 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,8

4,1

2,9

2,1

2,1

0,5

2,7

2,1

1,5

1,5

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

1,2

0,8

0,7

0,7

0,8

1,3

1,0

0,9

0,9

0,5

1,9

1,4

1,1

1,1

2 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

2,4

1,7

1,6

1,6

0,8

3,0

2,1

1,8

1,8

0,5

5,1

3,4

2,6

2,6

таблицы 3

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

02'%,

05 %,

020 %,

5100 %,

I2% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<1 20 %

I20 %<1изм<1100%

I100 %<1изм<1120%

1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,8

2,2

1,9

1,6

1,6

0,5

1,9

1,5

1,4

1,4

2 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,8

5,1

4,2

3,7

3,7

0,5

4,0

3,7

3,3

3,3

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с Пр имечания

  • 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p для coso 1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности Si(2)%p и 52%q для coso<1,0 нормируются от I2%.

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

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия: параметры сети:

  • - напряжение, % от ином

  • - ток, % от 1ном

  • - коэффициент мощности

  • - частота, Гц

температура окружающей среды, °C:

  • - для счетчиков электрической энергии

от 99 до 101 от 1 до 100 0,87 от 49,85 до 50,15

от +21 до +25

Рабочие условия: параметры сети:

  • - напряжение, % от ином

  • - ток, % от 1ном

  • - коэффициент мощности, не менее

  • - частота, Гц

от 90 до 110

от 1(5) до 120 0,5

от 49,6 до 50,4

диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:

  • - для ТТ и ТН

  • - для счетчиков

  • - для УСПД

  • - для сервера, УССВ

от -45 до +40 от +5 до +35 от +10 до +25 от +18 до +24

таблицы 4

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики электроэнергии ТЕ3000:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

УСПД ЭКОМ-3000:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

100000

устройство синхронизации времени УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч

45000

- время восстановления, ч

2

Глубина хранения информации

счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,

потребленной за месяц, сут, не менее

45

при отключенном питании, лет, не менее

3

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,

лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД.

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

- счетчиков электрической энергии;

- УСПД.

Возможность коррекции времени в:

  • - счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

  • - УСПД (функция автоматизирована);

  • - сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

  • - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

  • - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

  • - сбора информации 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

3 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-35-IV-11 УХЛ1

2 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-220 УХЛ1

3 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65 У1

2 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ

ТЕ3000.10

1 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ

ТЕ3000.03

1 шт.

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1 шт.

Формуляр

7068-1.1-СУЭ.ФО

1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

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

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

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

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

Телефон: +7 (499) 262-99-01

E-mail: info@rzd.ru

Web-сайт: www.rzd.ru

Изготовитель

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

ИНН 7708503727

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

Телефон: +7 (499) 262-99-01

E-mail: info@rzd.ru

Web-сайт: www.rzd.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

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

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 10

Регистрационный № 94303-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная

коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Харагун» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Забайкальского края

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Харагун» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Забайкальского края (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

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

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа ЭКОМ-3000, выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от уровня ИВК.

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

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

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 6825-1-1.1-СУЭ. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В сервере АИИС КУЭ ОАО «РЖД» используется ПО «ГОРИЗОНТ»

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

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

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

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

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

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

Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «ГОРИЗОНТ»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ГОРИЗОНТ

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.13

Цифровой идентификатор ПО (библиотека

Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll)

54b0a65fcdd6b713b20fff43655da81b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD 5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование ИК

Уровень ИИК

Уровень ИВКЭ

Уровень

ИВК

Вид СИ

Тип, модификация СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

Рег. №

УСПД (тип, рег. №)

УССВ (тип, рег. №)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Ввод Т3-220 кВ

Счетчик

ТЕ3000.08

0,2S/0,5

1

77036-19

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

УСВ-3 рег. № 64242-16

ТТ

A

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТТ

B

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТТ

C

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТН

A

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/V3)/(100/V3)

20344-05

ТН

B

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/V3)/(100/V3)

20344-05

ТН

C

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/V3)/(100/V3)

20344-05

2

Ввод Т3-27,5 кВ

Счетчик

ТЕ3000.01

0,5S/1

1

77036-19

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-35-IV-11 УХЛ1

0,5S

1500/5

62259-15

ТТ

B

ТОЛ-НТЗ-35-IV-11 УХЛ1

0,5S

1500/5

62259-15

ТТ

C

-

-

-

-

ТН

A

ЗНОМ-35-65 У1

0,5

27500/100

912-70

ТН

B

ЗНОМ-35-65 У1

0,5

27500/100

912-70

ТН

C

-

-

-

-

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

Ввод Т3-10 кВ

Счетчик

ТЕ3000.01

0,5S/1

1

77036-19

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

УСВ-3 рег. № 64242-16

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-10-11С УХЛ2

0,5S

500/5

69606-17

ТТ

B

ТОЛ-НТЗ-10-11С УХЛ2

0,5S

500/5

69606-17

ТТ

C

ТОЛ-НТЗ-10-11С УХЛ2

0,5S

500/5

69606-17

ТН

A

НТМИ-10-66 У3

0,5

10000/100

831-69

ТН

B

ТН

C

Примечания

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

2 Виды измеряемой электроэнергии для ИК № 1 - 3 активная, реактивная.

Таблица 3 -

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% < I изм< I 5 %

I5 %<I и;м' I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1

2

3

4

5

6

1

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

1,0

0,6

0,5

0,5

0,8

1,1

0,8

0,6

0,6

0,5

1,8

1,3

0,9

0,9

2, 3

(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

2,1

1,2

1,0

1,0

0,8

2,7

1,7

1,3

1,3

0,5

4,9

3,1

2,3

2,3

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

52%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I2% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,8

1,8

1,4

1,0

1,0

0,5

1,5

0,9

0,8

0,8

2, 3 (Счетчик 1,0;

ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,8

4,1

2,9

2,1

2,1

0,5

2,7

2,1

1,5

1,5

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

1,2

0,8

0,7

0,7

0,8

1,3

1,0

0,9

0,9

0,5

1,9

1,4

1,1

1,1

2, 3

(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

2,4

1,7

1,6

1,6

0,8

3,0

2,1

1,8

1,8

0,5

5,1

3,4

2,6

2,6

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

02'%,

05 %,

020 %,

5100 %,

I2% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<1 20 %

I20 %<1изм<1100%

I100 %<1изм<1120%

1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,8

2,2

1,9

1,6

1,6

0,5

1,9

1,5

1,4

1,4

2, 3 (Счетчик 1,0;

ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,8

5,1

4,2

3,7

3,7

0,5

4,0

3,7

3,3

3,3

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с Пр имечания

  • 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p для coso 1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности Si(2)%p и 52%q для coso<1,0 нормируются от I2%.

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

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия: параметры сети:

  • - напряжение, % от ином

  • - ток, % от 1ном

  • - коэффициент мощности

  • - частота, Гц

температура окружающей среды, °C:

  • - для счетчиков электрической энергии

от 99 до 101 от 1 до 100 0,87 от 49,85 до 50,15

от +21 до +25

Рабочие условия: параметры сети:

  • - напряжение, % от ином

  • - ток, % от 1ном

  • - коэффициент мощности, не менее

  • - частота, Гц

от 90 до 110

от 1(5) до 120 0,5

от 49,6 до 50,4

диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:

  • - для ТТ и ТН

  • - для счетчиков

  • - для УСПД

  • - для сервера, УССВ

от -45 до +40 от +5 до +35 от +10 до +25 от +18 до +24

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики электроэнергии ТЕ3000:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

УСПД ЭКОМ-3000:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

100000

устройство синхронизации времени УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч

45000

- время восстановления, ч

2

Глубина хранения информации

счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,

потребленной за месяц, сут, не менее

45

при отключенном питании, лет, не менее

3

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,

лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД.

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

- счетчиков электрической энергии;

- УСПД.

Возможность коррекции времени в:

  • - счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

  • - УСПД (функция автоматизирована);

  • - сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

  • - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

  • - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

  • - сбора информации 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

3 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-35-IV-11 УХЛ1

2 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-10-11С УХЛ2

3 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-220 УХЛ1

3 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65 У1

2 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

1 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ

ТЕ3000.01

2 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ

ТЕ3000.08

1 шт.

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1 шт.

Формуляр

6825-1-1.1-СУЭ.ФО

1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

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

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

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

ИНН 7708503727

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

Телефон: +7 (499) 262-99-01

E-mail: info@rzd.ru

Web-сайт: www.rzd.ru

Изготовитель

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

ИНН 7708503727

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

Телефон: +7 (499) 262-99-01

E-mail: info@rzd.ru

Web-сайт: www.rzd.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

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

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 10

Регистрационный № 94304-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная

коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Тарбагатай» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Забайкальского края

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Тарбагатай» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Забайкальского края (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

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

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа ЭКОМ-3000, выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от уровня ИВК.

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

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

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 6826-1-1.1-СУЭ. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В сервере АИИС КУЭ ОАО «РЖД» используется ПО «ГОРИЗОНТ»

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

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

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

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

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

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

Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «ГОРИЗОНТ»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ГОРИЗОНТ

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.13

Цифровой идентификатор ПО (библиотека

Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll)

54b0a65fcdd6b713b20fff43655da81b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD 5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование ИК

Уровень ИИК

Уровень ИВКЭ

Уровень

ИВК

Вид СИ

Тип, модификация СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

Рег. №

УСПД (тип, рег. №)

УССВ (тип, рег. №)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

БСК-220 кВ

Счетчик

ТЕ3000.08

0,2S/0,5

1

77036-19

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

УСВ-3 рег. № 64242-16

ТТ

A

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТТ

B

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТТ

C

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТН

A

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/V3)/(100/V3)

20344-05

ТН

B

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/^3)/(100/^3)

20344-05

ТН

C

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/^3)/(100/^3)

20344-05

2

Ввод Т3-220 кВ

Счетчик

ТЕ3000.08

0,2S/0,5

1

77036-19

ТТ

A

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТТ

B

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТТ

C

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТН

A

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/V3)/(100/V3)

20344-05

ТН

B

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/^3)/(100/^3)

20344-05

ТН

C

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/^3)/(100/^3)

20344-05

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

Ввод Т3-35 кВ

Счетчик

ТЕ3000.01

0,5S/1

1

77036-19

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

УСВ-3 рег. № 64242-16

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1

0,5S

800/5

62259-15

ТТ

B

ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1

0,5S

800/5

62259-15

ТТ

C

ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1

0,5S

800/5

62259-15

ТН

A

ЗНОМ-35-65 У1

0,5

(35000/V3)/(100/V3)

912-70

ТН

B

ЗНОМ-35-65 У1

0,5

(35000/V3)/(100/V3)

912-70

ТН

C

ЗНОМ-35-65 У1

0,5

(35000/V3)/(100/V3)

912-70

4

Ввод Т3-27,5 кВ

Счетчик

ТЕ3000.01

0,5S/1

1

77036-19

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1

0,5S

1500/5

62259-15

ТТ

B

ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1

0,5S

1500/5

62259-15

ТТ

C

-

-

-

-

ТН

A

ЗНОМ-35-65 У1

0,5

27500/100

912-70

ТН

B

ЗНОМ-35-65 У1

0,5

27500/100

912-70

ТН

C

-

-

-

-

Пр имечания

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

2 Виды измеряемой электроэнергии для ИК № 1 - 4 активная, реактивная.

Таблица 3 -

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1

2

3

4

5

6

1, 2

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

1,0

0,6

0,5

0,5

0,8

1,1

0,8

0,6

0,6

0,5

1,8

1,3

0,9

0,9

3, 4

(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

2,1

1,2

1,0

1,0

0,8

2,7

1,7

1,3

1,3

0,5

4,9

3,1

2,3

2,3

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

52%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I2% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,8

1,8

1,4

1,0

1,0

0,5

1,5

0,9

0,8

0,8

3, 4 (Счетчик 1,0;

ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,8

4,1

2,9

2,1

2,1

0,5

2,7

2,1

1,5

1,5

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1, 2

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

1,2

0,8

0,7

0,7

0,8

1,3

1,0

0,9

0,9

0,5

1,9

1,4

1,1

1,1

3, 4

(Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

1,0

2,4

1,7

1,6

1,6

0,8

3,0

2,1

1,8

1,8

0,5

5,1

3,4

2,6

2,6

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

52%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I2% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<1 20 %

I20 %<1иЗм<1100%

I100 %<1изм<1120%

1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,8

2,2

1,9

1,6

1,6

0,5

1,9

1,5

1,4

1,4

3, 4 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,8

5,1

4,2

3,7

3,7

0,5

4,0

3,7

3,3

3,3

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с Пр имечания

  • 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p для coso 1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности Si(2)%p и 52%q для coso<1,0 нормируются от I2%.

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

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия: параметры сети:

  • - напряжение, % от ином

  • - ток, % от 1ном

  • - коэффициент мощности

  • - частота, Гц

температура окружающей среды, °C:

  • - для счетчиков электрической энергии

от 99 до 101 от 1 до 100 0,87 от 49,85 до 50,15

от +21 до +25

Рабочие условия: параметры сети:

  • - напряжение, % от ином

  • - ток, % от 1ном

  • - коэффициент мощности, не менее

  • - частота, Гц

от 90 до 110

от 1(5) до 120 0,5

от 49,6 до 50,4

диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:

  • - для ТТ и ТН

  • - для счетчиков

  • - для УСПД

  • - для сервера, УССВ

от -45 до +40 от +5 до +35 от +10 до +25 от +18 до +24

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики электроэнергии ТЕ3000:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

УСПД ЭКОМ-3000:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

100000

устройство синхронизации времени УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч

45000

- время восстановления, ч

2

Глубина хранения информации

счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,

потребленной за месяц, сут, не менее

45

при отключенном питании, лет, не менее

3

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,

лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД.

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

- счетчиков электрической энергии;

- УСПД.

Возможность коррекции времени в:

  • - счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

  • - УСПД (функция автоматизирована);

  • - сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

  • - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

  • - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

  • - сбора информации 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

6 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1

5 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-220 УХЛ1

3 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65 У1

5 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ

ТЕ3000.01

2 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ

ТЕ3000.08

2 шт.

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1 шт.

Формуляр

6826-1-1.1-СУЭ.ФО

1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

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

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

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

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

Телефон: +7 (499) 262-99-01

E-mail: info@rzd.ru

Web-сайт: www.rzd.ru

Изготовитель

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

ИНН 7708503727

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

Телефон: +7 (499) 262-99-01

E-mail: info@rzd.ru

Web-сайт: www.rzd.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

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

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 10

Регистрационный № 94305-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

коммерческого

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Сулус» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Сулус» Забайкальской ЖД - филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

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

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (ИВКЭ), реализован на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа ЭКОМ-3000, выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

УСПД ОАО «РЖД» синхронизируются от уровня ИВК.

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

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

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 7069-СУЭ. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Место, способ и форма нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В сервере АИИС КУЭ ОАО «РЖД» используется ПО «ГОРИЗОНТ»

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

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

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

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

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

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

Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «ГОРИЗОНТ»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ГОРИЗОНТ

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.13

Цифровой идентификатор ПО (библиотека

Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll)

54b0a65fcdd6b713b20fff43655da81b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD 5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№ ИК

Наименование ИК

Уровень ИИК

Уровень ИВКЭ

Уровень

ИВК

Вид СИ

Тип, модификация СИ

Класс точности

Коэффициент трансформации

Рег. №

УСПД (тип, рег. №)

УССВ (тип, рег. №)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Ввод Т3-220 кВ

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М.16

0,2S/0,5

1

36697-17

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

УСВ-3 рег. № 64242-16

ТТ

A

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТТ

B

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТТ

C

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

0,2S

200/1

52619-13

ТН

A

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/V3)/(100/V3)

20344-05

ТН

B

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/V3)/(100/V3)

20344-05

ТН

C

НАМИ-220 УХЛ1

0,2

(220000/V3)/(100/V3)

20344-05

2

Ввод Т3-27,5 кВ

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

0,2S/0,5

1

36697-17

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1

0,2S

1500/5

62259-15

ТТ

B

-

-

-

-

ТТ

C

ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1

0,2S

1500/5

62259-15

ТН

A

НОЛ-НТЗ-27-IV УХЛ1

0,5

27500/100

77680-20

ТН

B

-

-

-

-

ТН

C

НОЛ-НТЗ-27-IV УХЛ1

0,5

27500/100

77680-20

1

2

3

4

5

6

7

3

Ввод Т3-1-10 кВ

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

0,2S/0,5

1

36697-17

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-10-12С УХЛ2

0,2S

300/5

69606-17

ТТ

B

ТОЛ-НТЗ-10-12С УХЛ2

0,2S

300/5

69606-17

ТТ

C

ТОЛ-НТЗ-10-12С УХЛ2

0,2S

300/5

69606-17

ТН

A

НТМИ-10-66 У3

0,5

10000/100

831-69

ТН

B

ТН

C

4

Ввод Т3-2-10 кВ

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

0,2S/0,5

1

36697-17

ТТ

A

ТОЛ-НТЗ-10-12С УХЛ2

0,2S

300/5

69606-17

ТТ

B

ТОЛ-НТЗ-10-12С УХЛ2

0,2S

300/5

69606-17

ТТ

C

ТОЛ-НТЗ-10-12С УХЛ2

0,2S

300/5

69606-17

ТН

A

НТМИ-10-66 У3

0,5

10000/100

831-69

ТН

B

ТН

C

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14

УСВ-3 рег. № 64242-16

УСВ-3 рег. № 64242-16

Пр имечания

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

2 Виды измеряемой электроэнергии для ИК № 1 - 4 активная, реактивная.

Таблица 3 -

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% < I изм< I 5 %

I5 %<I и;м' I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1

2

3

4

5

6

1

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

1,0

0,6

0,5

0,5

0,8

1,1

0,8

0,6

0,6

0,5

1,8

1,3

0,9

0,9

2, 3, 4 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

1,1

0,8

0,7

0,7

0,8

1,3

1,0

0,9

0,9

0,5

2,1

1,7

1,4

1,4

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

52%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I2% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,8

1,8

1,4

1,0

1,0

0,5

1,5

0,9

0,8

0,8

2, 3, 4 (Счетчик 0,5;

ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,8

2,0

1,6

1,3

1,3

0,5

1,6

1,1

1,0

1,0

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<I 20 %

I20 %<Iизм<I100%

I100 %<Iизм<I120%

1

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

1,0

1,2

0,8

0,7

0,7

0,8

1,3

1,0

0,9

0,9

0,5

1,9

1,4

1,1

1,1

2, 3, 4 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

1,0

1,3

1,0

0,9

0,9

0,8

1,5

1,2

1,1

1,1

0,5

2,2

1,8

1,6

1,6

Номер ИК

cosф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измверении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

02'%,

05 %,

020 %,

5100 %,

I2% < I изм< I 5 %

I5 %<I изм<1 20 %

I20 %<1изм<1100%

I100 %<1изм<1120%

1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,8

2,2

1,9

1,6

1,6

0,5

1,9

1,5

1,4

1,4

2, 3, 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5)

0,8

2,4

2,1

1,9

1,9

0,5

2,0

1,7

1,6

1,6

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с Пр имечания

  • 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p для coso 1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности Si(2)%p и 52%q для coso<1,0 нормируются от I2%.

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

Таблица 4 - Основные технические

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия: параметры сети:

  • - напряжение, % от ином

  • - ток, % от 1ном

  • - коэффициент мощности

  • - частота, Гц

температура окружающей среды, °C:

  • - для счетчиков электрической энергии

от 99 до 101

от 1 до 100 0,87 от 49,85 до 50,15

от +21 до +25

Рабочие условия: параметры сети:

  • - напряжение, % от ином

  • - ток, % от 1ном

  • - коэффициент мощности, не менее

  • - частота, Гц

от 90 до 110

от 1(5) до 120 0,5

от 49,6 до 50,4

диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:

  • - для ТТ и ТН

  • - для счетчиков

  • - для УСПД

  • - для сервера, УССВ

от -45 до +40 от +5 до +35 от +10 до +25 от +18 до +24

Продолжение таблицы 4

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики электроэнергии ТЕ3000:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

УСПД ЭКОМ-3000:

- средняя наработка до отказа, ч, не менее

100000

устройство синхронизации времени УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч

45000

- время восстановления, ч

2

Глубина хранения информации

счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,

потребленной за месяц, сут, не менее

45

при отключенном питании, лет, не менее

3

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,

лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

  • - журнал счетчика:

  • - параметрирования;

  • - пропадания напряжения;

  • - коррекции времени в счетчике;

  • - журнал УСПД:

  • - параметрирования;

  • - пропадания напряжения;

  • - коррекции времени в счетчиках и УСПД;

  • - пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

  • - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

  • - счетчиков электрической энергии;

  • - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

  • - испытательной коробки;

  • - УСПД.

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

  • - счетчиков электрической энергии;

- УСПД.

Возможность коррекции времени в:

  • - счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

  • - УСПД (функция автоматизирована);

  • - сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

  • - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

  • - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

  • - сбора информации 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2

3 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-35-IV-21 УХЛ1

2 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-10-12С УХЛ2

6 шт.

Трансформатор напряжения

НАМИ-220 УХЛ1

3 шт.

Трансформатор напряжения

НОЛ-НТЗ-27-IV УХЛ1

2 шт.

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66 У3

2 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.16

1 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

3 шт.

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1 шт.

Формуляр

7069-СУЭ.ФО

1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

коммерческого

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции «Сулус» Забайкальской ЖД -филиала ОАО «РЖД» в границах Амурской области». Методика измерений аттестована ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311703.

учета

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

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

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

Телефон: +7 (499) 262-99-01

E-mail: info@rzd.ru

Web-сайт: www.rzd.ru

Изготовитель

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

ИНН 7708503727

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

Телефон: +7 (499) 262-99-01

E-mail: info@rzd.ru

Web-сайт: www.rzd.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

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

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» января 2025 г. № 20

Лист № 1

Всего листов 4

Регистрационный № 94306-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Антенны измерительные логопериодические П6-252

Назначение средства измерений

Антенны измерительные логопериодические П6-252 (далее - антенны) предназначены для измерений напряженности электрического поля (далее - НЭП) и плотности потока энергии (далее - ППЭ) в комплекте с измерительными приёмными устройствами (измерительным приемником, селективным микровольтметром, анализатором спектра, ваттметром поглощаемой мощности), а в комплекте с генераторами сигналов (или иными устройствами, генерирующими электромагнитные колебания) - для возбуждения электромагнитного поля с заданной НЭП или ППЭ.

Описание средства измерений

Принцип действия антенны, подключаемой к измерительному приёмному устройству, основан на преобразовании высокочастотного тока, наведённого электромагнитным полем (ЭМП) на вибраторах, в напряжение переменного тока, передающееся в несимметричную линию с волновым сопротивлением 50 Ом.

Конструктивно антенна выполнена в виде продольной решетки вибраторов, питаемых двухпроводной симметричной линией с проводниками круглого сечения. Траверсы двухпроводной линии одновременно являются несущей конструкцией.

Решетка вибраторов, длина которых изменяется по закону геометрической прогрессии со знаменателем т = 0,9, формирует частотно-независимую диаграмму направленности с максимумом на оси антенны в направлении уменьшения длин вибраторов.

Возбуждение двухпроводной линии осуществляется коаксиальным кабелем, проложенным вдоль одного из проводников двухпроводной линии. Антенны имеют коаксиальный СВЧ - вход с волновым сопротивлением 50 Ом типа N (розетка).

Конструкция антенны в диапазоне частот обеспечивает малый коэффициент стоячей волны по напряжению (КСВН) и монотонную частотную зависимость коэффициента усиления. Антенна имеет линейную поляризацию.

Для измерения характеристик электромагнитных полей антенна подключается к входу анализатора спектра, измерительного приёмника, измерителя мощности или иного приёмного измерительного устройства. Для генерации ЭМП антенна подключается к ВЧ-генератору (усилителю мощности).

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится типографским способом на шильдик, размещённый на корпусе антенны.

Общий вид средства измерений, обозначение места нанесения знака утверждения типа и нанесения заводского номера представлены на рисунках 1 и 2.

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 1 - Общий вид антенны П6-252

Место нанесения заводского номера и знака утверждения типа

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru

Рисунок 2 -Антенна П6-252

Вид со стороны коаксиального разъёма типа N (розетка) с местами нанесения заводского номера и знака утверждения типа

Пломбирование антенн П6-252 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон рабочих частот, ГГц

от 0,2 до 3,0 включ.

Диапазон изменения коэффициента калибровки, дБ (1 м 1)

от 5 до 40

Пределы допускаемой абсолютной погрешности коэффициента калибровки, дБ

±2,0

КСВН входа антенны в диапазоне рабочих частот, не более

2,5

Таблица 2 - Технические

Наименование характеристики

Значение

Масса антенны, кг, не более

3,0

Габаритные размеры (длина х ширина х высота) мм, не более

860x790x88

Условия эксплуатации

  • - температура окружающей среды, °С

  • - относительная влажность при температуре +25 °С, %, не более

от -50 до +40

80

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на шильдик, размещённый на корпусе антенны в месте, указанном на рисунке 2, и на титульные листы руководства по эксплуатации и формуляра типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Антенна измерительная логопериодическая П6-252

КНПР.464651.067

1 шт.

Формуляр

КНПР. 464651.067ФО

1 экз.

Руководство по эксплуатации *

КНПР. 464651.067РЭ

1 экз.

Кронштейн для крепления антенны АК-02*

КНПР. 301421.004

1 шт.

Короб транспортировочный

-

1 шт.

* - Поставляются по согласованию с Заказчиком

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в пункте 5.3 «Использование антенны» руководства по эксплуатации КНПР.464651.067РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ Р 8.805-2012 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений напряжённости электрического поля в диапазоне частот от 0,0003 до 2500 МГц;

ГОСТ Р 8.574-2000 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности потока энергии электромагнитного поля в диапазоне частот от 0,3 до 178,4 ГГц;

КНПР.464349.006-ТУ Антенна  измерительная  логопериодическая  П6-252.

Технические условия.

Правообладатель

Акционерное Общество «СКАРД-Электроникс» (АО «СКАРД-Электроникс»)

ИНН 4629049921

Юридический адрес: 305021, г. Курск, ул. Карла Маркса, д. 70Б

Телефон (факс): 8(4712)39-06-32

E-mail: info@skard.ru

Web-сайт: www.skard.ru

Изготовитель

Акционерное Общество «СКАРД-Электроникс» (АО «СКАРД-Электроникс»)

ИНН 4629049921

Адрес: 305021, г. Курск, ул. Карла Маркса, д. 70Б

Телефон (факс): 8(4712)39-06-32

E-mail: info@skard.ru

Web-сайт: www.skard.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Факс: +7 (499)124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: http://www.rostest.ru

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

Приказ Росстандарта №20 от 10.01.2025, https://oei-analitika.ru


Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель