---

4.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт » (АО «УЭХК»)		001	80276-20		МП ЭПР-297- 2020		МП ЭПР-297-2020 с Изменением № 1		21.10. 2024	Акционерное общество «Атомэнергоп ромсбыт» (АО «Атомэнергоп ромсбыт»), г. Москва	ООО «ЭнергоПр омРесурс», Московска я обл., г. Красногорс к
5.	Система измерений количества и показателей качества конденсата газового нестабильного на объекте пятого участка Ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатног о месторождения ООО «Ачим Девелопмент»		1150	84111-21	Общество с ограниченной ответственность ю «Ачим Девелопмент» (ООО «Ачим Девелопмент»), ЯмалоНенецкий автономный округ, г Новый Уренгой		МП 1231-14 2021			01.11. 2024	Общество с ограниченной ответственнос тью научнопроизводствен ное предприятие «ГКС» (ООО НПП «ГКС»), г. Казань	ВНИИР-филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеев а», г. Казань

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «24» января 2025 г. № 148

Регистрационный № 61400-15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики холодной воды комбинированные ВСХНК, ВСХНКд

Назначение средства измерений

Счетчики холодной воды комбинированные ВСХНК, ВСХНКд предназначены для измерений объема холодной воды в системах холодного водоснабжения в напорных трубопроводах при давлении воды до 1,6 МПа (16 кгс/см²).

Описание средства измерений

Счетчики холодной воды комбинированные ВСХНК, ВСХНКд состоят из сборного корпуса с двумя проточными частями разных диаметров, в которых установлены турбинный и крыльчатый счетчики воды, и переключающего устройства (клапана). Каждый счетчик воды (турбинный и крыльчатый) имеет счетный механизм с индикаторным устройством.

Принцип действия счетчиков холодной воды комбинированных ВСХНК, ВСХНКд основан на измерении количества оборотов соответственно турбинки и крыльчатки счетчиков воды. Количество оборотов турбинки (крыльчатки) пропорционально объему воды, прошедшему через счетчик воды. Масштабирующие редукторы счетчиков воды преобразуют количество оборотов турбинки (крыльчатки) в объем воды и отображают его на индикаторных устройствах счетчиков воды.

При работе счетчиков холодной воды комбинированные ВСХНК, ВСХНКд поток воды поступает в счетчик, где одна часть воды проходит через турбинный счетчик воды, другая часть воды проходит через крыльчатый счетчик воды. При уменьшении расхода воды ниже порогового значения клапан закрывается, и поток воды направляется только через крыльчатый счетчик воды.

Объем воды, прошедший через счетчики холодной воды комбинированные ВСХНК, ВСХНКд, получают путем суммирования объемов воды, измеренных крыльчатым и турбинным счетчиками воды.

Счетчики холодной воды комбинированные ВСХНКд дополнительно имеют контакты, при помощи которых формируются выходные импульсные которых пропорционально объему воды, прошедшему через каждый счетчиков холодной воды комбинированных ВСХНК, ВСХНКд представлен на рисунке 1.

Схема пломбировки счетчиков холодной воды комбинированных ВСХНК, ВСХНКд приведена на рисунке 2. Для защиты от несанкционированного доступа к механизму счетчиков холодной воды комбинированных ВСХНК, ВСХНКд устанавливаются пломбы (пломбы 1-6 на рисунке 2), а на ВСХНКд дополнительно устанавливаются пломбы (пломбы 7-8 на рисунке 2б) на импульсный выход. Знак поверки наносится на указанные пломбы.

Заводской номер счетчиков холодной воды комбинированных ВСХНК, ВСХНКд состоит из заводского номера крыльчатого счетчика воды (нанесен на лицевую панель и состоит из арабских цифр, место нанесения обозначено цифрой 1 на рисунке 3) и заводского номера турбинного счетчика воды (нанесен на маркировочную табличку и состоит из арабских цифр, место нанесения обозначено цифрой 2 на рисунке 3), которые

указываются в паспорте через «/».

Знак утверждения наносится на маркировочную табличку, место нанесения обозначено цифрой 3 на рисунке 3.

Заводские номера и знак утверждения типа наносятся любым способом, обеспечивающим четкое изображение и стойкость к внешним факторам, а также их сохранность в течение всего срока эксплуатации.

Метрологические и технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики счетчиков холодной воды комбинированных ВСХНК, ВСХНКд приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

и основные технические

Наименование характеристики	Значение
Диаметр условного прохода, DN	50/20	65/20	80/20	100/20	150/40
Наименьший расход, Qmin, м3/ч	0,05	0,05	0,05	0,05	0,20
Переходный расход, Qt, м3/ч	0,20	0,20	0,20	0,20	0,80
Номинальный расход, Qn, м3/ч	50	60	120	230	400
Наибольший расход, Qmax, м3/ч	90	120	200	300	600
Пределы допускаемой относительной
погрешности измерений объема, %,
в диапазонах расходов Qi
- Qmin < Qi < Qt			±5
- Qt < Qi < Qmax			±2
Порог чувствительности, м3/ч	0,015	0,015	0,015	0,015	0,100
Расход срабатывания
переключающего устройства, м3/ч:
- при увеличении расхода		1,6		2,5	6,2
- при уменьшении расхода		1,1		1,9	4,8

таблицы 1

Наименование характеристики	Значение
Диаметр условного прохода, DN	50/20	65/20	80/20	100/20	150/40
Цена выходного импульса, л/имп
- турбинного счетчика		100			1000
- крыльчатого счетчика		1			100
Измеряемая среда		вода по СанПиН 2.1.4.1074
- температура, °С		от +5 до +50
- максимальное рабочее давление, МПа			1,6
Наименьшая цена деления, м3 - турбинного счетчика		0,0005		0,005	0,005
- крыльчатого счетчика		0,00005		0,00005	0,0005
Наибольшее значение 3 индикаторного устройства, м3
- турбинного счетчика		999999			999999^10
- крыльчатого счетчика		99999			999999
Габаритные размеры, мм, не более
- монтажная длина	270	300	300	360	500 ± 15
- высота счетчиков ВСХНК	180	190	212	222	350
- высота счетчиков ВСХНКд	190	200	222	232	360
- ширина	280	300	310	340	445
Масса, кг, не более
-ВСХНК	17,6	21,1	25,1	30,1	74,6
-ВСХНКд	18,7	22,2	26,2	31,2	76,9

Знак утверждения типа

наносят на маркировочную табличку фотохимическим методом и на титульные листы руководства по эксплуатации и паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 2 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество	Примечание
1 Счетчик холодной воды комбинированный	ВСХНК/ВСХНКд	1	-
2 Руководство по эксплуатации	РЭ 4213-204-18151455-2024	-	в электронном виде на сайте изготовителя
3 Паспорт	ПС 4213-204-18151455-2014	1	-
4 Упаковка	-	1	-
5 Комплект монтажных частей	-	-	по заказу

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в п. 1.5 документа РЭ 4213-204-18151455-2024.

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»;

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

ГОСТ 14167-83 «Счетчики холодной воды турбинные. Технические требования.»;

ТУ 4213-204-18151455-2014 «Счетчики холодной воды комбинированные ВСХНК, ВСХНКд».

Изготовители

Акционерное общество «Тепловодомер» (АО «Тепловодомер») ИНН 5029005378

Адрес: 141002, Московская обл., г. Мытищи, ул. Колпакова, д. 2

Тел./факс: (495) 150-38-16

E-mail: secret@teplovodomer.ru

Web-сайт: https://www.teplovodomer.ru

Общество с ограниченной ответственностью «Водомер» (ООО «Водомер») ИНН 5029217654

Адрес: 141002, Московская обл., г. Мытищи, ул. Колпакова, д. 2, к. 14, оф. 63

Тел./факс: (495) 407-06-94

E-mail: info@vodomer.su

Web-сайт: http://vodomer.su

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва») Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-кт, д. 31

Тел.: (495) 544-00-00

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

в части вносимых изменений

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

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

Телефон/факс: +7 (495) 491-78-12

Е-mail: sittek@mail.ru

Web-сайт: http://www.kip-mce.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «24» января 2025 г. № 148

Регистрационный № 66653-17

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и электрической мощности, вырабатываемой и потребляемой Красноярской ГЭС за установленные интервалы времени, в целях коммерческого учета электрической энергии, а также для отображения, хранения, обработки и передачи полученной измерительной информации с привязкой к единому календарному времени.

Описание средства измерения

Принцип действия АИИС КУЭ состоит в использовании счетчиков электрической энергии с трансформаторным включением в цепи тока и напряжения контролируемого присоединения. Счетчик автоматически производит преобразование в цифровую форму, умножение сигналов тока и напряжения с последующим интегрированием, формирует и хранит профиль данных (результатов) измерений на заданных последовательных интервалах времени (как правило, 30 минут), передает измерительную информацию с помощью интерфейса на следующий уровень системы. Результат измерений электрической энергии получают накопительным итогом, результат измерений средней электрической мощности получают как отношение электрической энергии за установленный интервал времени к продолжительности этого интервала.

АИИС КУЭ выполнена в виде двухуровневой системы с распределенной функцией измерения и централизованным управлением процессами сбора, обработки и представления измерительной информации.

Первый уровень - информационно-измерительные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя счетчики электрической энергии, измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), их вторичные цепи, через которые унифицированные аналоговые сигналы тока и напряжения поступают на входы счетчиков, а также преобразователи интерфейсов для приема-передачи данных.

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), основой которого является сервер базы данных (СБД) с необходимым программным обеспечением (ПО) и системой обеспечения единого времени (СОЕВ) при помощи преобразователей интерфейсов и электрических каналов связи. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по оптоволоконной связи. ПО формирует запрос для получения информации со счетчиков, осуществляет сбор измерительной информации, ее обработку, хранение в СБД, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации

которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии и ИВК. Синхронизация часов ИВК осуществляется с СТВ-01 каждые 10 минут. Время СТВ-01 синхронизированы со спутниковым временем по сигналам входящего в состав устройства ГЛОНАСС-приемника. По времени ИВК осуществляется коррекция времени счетчиков. Сличение времени счётчиков с временем ИВК осуществляется один раз в 30 минут, корректировка часов счётчиков производится при достижении расхождения с часами ИВК более чем на ± 2 с.

Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с/сут. АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение активной и реактивной электроэнергии, включая ее приращения на установленных интервалах времени;

• - измерение календарного времени, синхронизация часов компонентов системы и формирование последовательности интервалов времени для измерения приращений электроэнергии;

• - периодический и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• - периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор данных о состоянии счетчиков электроэнергии во всех измерительных каналах;

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

• - формирование отчетных документов и расчет учетных показателей;

• - передача результатов измерений смежным субъектам, включая субъекты ОРЭМ;

• - обеспечение защиты оборудования, ПО и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

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

• - регистрацию событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и пр.);

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.

Конструктивно система включает в себя ряд обособленных узлов, расположенных в помещениях ГЭС. Трансформаторы тока и напряжения ОРУ-220 и ОРУ-500 - открытой установки, остальные трансформаторы размещены в машинном зале станции и в специальных помещениях КРУ. Счетчики расположены в специальных шкафах со степенью защиты не ниже IP51, СБД - в отдельном помещении с ограниченным доступом.

Механическая устойчивость технических средств системы к внешним воздействиям обеспечена конструктивным исполнением ее элементов (шкафы, кабельные короба, металлорукава и пр.). Предусмотрено экранирование и заземление узлов системы с целью радиоэлектронной защиты.

Для всех технических и программных средств системы предусмотрена защита от несанкционированного доступа:

• - клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;

• - на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчиков;

• - наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

• - организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

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

• - наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:

• - попытки несанкционированного доступа;

• - связь со счетчиком, приводящая к изменению данных;

• - факты параметрирования счетчиков;

• - факты пропадания напряжения;

• - факты коррекции шкалы времени;

• - отклонение тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов, включая отсутствие напряжения при наличии тока;

• - перерывы питания.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 003. 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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется информационно-вычислительный комплекс для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР».

ПО обеспечивает систему управления базой данных, управление коммуникацией управление синхронизацией времени, а также ввод исходных описаний и

Т аблица 1 -

данные ПО

Наименование ПО	Идентификационное наименование ПО (программного модуля)	Номер версии (идентифик ационный номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	Алгоритм вычисления цифрового идентифика тора ПО
Программа-планировщик опроса и передачи данных	Amrserver.exe	не ниже 19.05.01	b38c9f6db4a3ff7364 114d32268102c3	MD5
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД	Amrc.exe		28f429f69bcf2211e9 32b3ed93d031a8

ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ Красноярской ГЭС. Реализованы следующие меры защиты ПО с помощью специальных программных средств:

• - антивирусная защита на базе «Kaspersky» (производство сертифицировано ФСТЭК);

• - разграничение доступа штатными средствами операционной системы и СУБД;

Примечание - В течение срока эксплуатации системы допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не ниже перечисленных в таблице 1. Замену оформляют актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке и записью в формуляре системы. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Границы допускаемой погрешности измерений активной электроэнергии для фактических условий измерений с использованием АИИС КУЭ

№ ИК	Коэффициент мощности сos ф	±51(2)%вР, [%] WPI2% < Wpизм <WPI5%	±55%Р, [%] Wpi5% < Wpизм < WPI20%	±520%Р, [%] Wpi20% < Wpизм < Wpi100%	±5100%р, [%] Wpi100% < Wpизм < WPI120%
1 - 12 TT-0,2S; ТН-0,5; C4.-0,2S	1	±1,12	±0,85	±1,50	±1,50
	0,8	±1,38	±1,0	±0,69	±0,69
	0,5	±2,31	±1,65	±0,91	±0,91
13 - 24 ТТ-0,5; C4.-0,2S	1	-	±1,71	±0,85	±0,59
	0,8	-	±2,73	±1,40	±0,96
	0,5	-	±5,27	±2,68	±1,83
25 - 34, 46 - 49 ТТ-0,5; ТН-0,5; C4.-0,2S	1	-	±1,82	±1,05	±0,85
	0,8	-	±2,84	±1,60	±1,24
	0,5	-	±5,42	±2,96	±2,23
42 - 45 ТТ-0,2S; ТН-0,2; C4.-0,2S	1	±1,0	±0,68	±0,47	±0,47
	0,8	±1,22	±0,75	±0,63	±0,63
	0,5	±2,04	±1,25	±1,04	±1,04
35 - 41 ТТ-0,2; ТН-0,2; C4.-0,2S	1	-	±1,00	±0,57	±1,04
	0,8	-	±1,22	±0,75	±0,63
	0,5	-	±2,04	±1,25	±0,47

Таблица 4 - Границы допускаемой погрешности измерений реактивной электроэнергии для фактических условий измерений с использованием АИИС КУЭ

№ ИК	Коэффициент мощности sin ф	±51(2)%Р, [%] Wpi2% < Wpизм <WPI5%	±55%Р, [%] Wpi5% < Wpизм < WPI20%	±520%Р, [%] Wpi20% < Wpизм < Wpi100%	±5100%р, [%] WPI100% < Wpизм < WPI120%
1 - 12 ТТ- 0,2S; ТН - 0,5; Сч. - 0,5	0,6	±1,34	±1,02	±0,95	±0,95
	0,87	±1,88	±1,33	±1,20	±1,20
13 - 24 ТТ - 0,5; Сч. - 0,5	0,6	-	±2,40	±1,29	±0,95
	0,87	-	±4,18	±2,11	±1,43

№ ИК	Коэффициент мощности sin ф	±51(2)%вР, [%] WPI2% < Wpu3M <WPI5%	±55%Р, [%] Wpi5% < Wpu3M < WPI20%	±520%Р, [%] Wpi20% < Wpu3M < Wpii00%	±5100%Р, [%] Wpi100% < WPU3M < WPI120%
25 - 34, 46 - 49 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Сч. - 0,5	0,6	-	±2,51	±1,48	±1,19
	0,87	-	±4,31	±2,36	±1,77
42- 45 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Сч. - 0,5	0,6	±1,20	±0,83	±0,74	±0,74
	0,87	±1,65	±0,98	±0,80	±0,80
35 - 41 ТТ - 0,2; ТН - 0,2; Сч. - 0,5	0,6	-	±1,20	±0,83	±0,74
	0,87	-	±1,65	±0,98	±0,80

Таблица 5 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	49
Допускаемые значения:
- напряжение, В	от 0,9^ин до 1,1^ин
- сила тока, А
для ИК 1-12, 42-45	от 0,02^1н до 1,2^1н
для ИК 13-41, 46-49	от 0,05^1н до 1,2^1н
- частота, Гц	от 49,0 до 51,0
- коэффициент мощности	0,5 инд. - 1 - 0,8 емк.
Рабочие значения:
- напряжение, В
для ИК 1-12	15 000/V3 / 100/V3
для ИК 25-26, 46-47	6 000 / 100
для ИК 27-34	15 000/V3 / 100/V3
для ИК 35-36	110 000/V3 / 100/V3
для ИК 37-41	220 000/V3 / 100/V3
для ИК 42-45	500 000/V3 / 100/V3
для ИК 48-49	6 300/V3 / 100/V3
- сила тока, А
для ИК 1-12	14 000 / 2,5
для ИК 13-24	1 500 / 5
для ИК 25-26, 46-47	2000 / 5
для ИК 27-34	400 / 5
для ИК 35-36	600 / 5
для ИК 37-41	2 000 / 1
для ИК 42-45	3 000 / 1
для ИК 48-49	400 / 5
- частота, Гц	50
- коэффициент мощности	0,5 инд. - 1

Наименование характеристики	Значение
Температура окружающей среды, °С: - в местах установки ТТ и ТН - в местах установки счетчиков - в местах установки сервера, СТВ-01	от -40 до +50 от +15 до +50 от +10 до +30
Показатели надежности: - среднее время восстановления, ч (кроме трансформаторов открытой установки и шинных трансформаторов тока) - коэффициент готовности, не менее	8 0,99
Глубина хранения информации: - профиль нагрузки и журнал событий в счетчике А1800, сут., не менее - результаты измерений и информация о состоянии средств измерений в СБД	45 в течение срока эксплуатации системы

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Полная комплектность АИИС КУЭ приведена в проектной документации. Заводские номера компонентов системы приведены в паспорте-формуляре. Сведения об измерительных и системообразующих компонентах приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность средств измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока	ТШ 0,5	72 шт.
Трансформатор тока	ТНШЛ-0,66	36 шт.
Трансформатор тока	ТПШЛ-10	6 шт.
Трансформатор тока	GSR450/290	24 шт.
Трансформатор тока	SAS 550	12 шт.
Трансформатор тока	SB 0,8	18 шт.
Трансформатор тока	JR 0,5	6 шт.
Трансформатор тока	ТПК-10	6 шт.
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	6 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-15-63	36 шт.
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	2 шт.
Трансформатор напряжения	UTD 123	6 шт.
Трансформатор напряжения	TEMP 245	9 шт.
Трансформатор напряжения	TEMP 550	24 шт.
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10	2 шт.
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06	3 шт.
Счетчик электронный	A1802RALQ-P4GB-DW-4	49 шт.
Сервер	VMware Virtual Platform	1 шт.
Комплекс измерительно-вычислительный	СТВ-01	1 шт.
Специализированное ПО	АльфаЦЕНТР	1 шт.
Паспорт-формуляр	003.ФО	1 шт.
Инструкция по эксплуатации	003.ИЭ	1 шт.
Методика поверки	-	1 шт.

Сведения о методиках (методах) измерений

«Методика измерений активной и реактивной электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Красноярской ГЭС». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 18.311212.065-2024 от 11.01.2024 г., рег. № ФР.1.34.2024.47987 в ФИФ ОЕИ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Красноярской ГЭС»;

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.

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Красноярская ГЭС» (ПАО «Красноярская ГЭС»)

ИНН 2446000322

Адрес: 663090, Красноярский край, г. Дивногорск

Телефон: +7 (391-44) 63-3-59

Факс: +7 (391-44) 3-71-34

Е-mail: kges@kges.ru

Web-сайт: http://www.kges.ru

Испытательный центр

Уральский научно-исследовательский институт метрологии - филиал Федерального государственного исследовательский (УНИИМ - филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

Адрес: 620075, Свердловская обл., г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 4

Телефон (факс): +7 (343) 350-26-18 / +7 (343) 350-20-39

Е-mail: uniim@uniim.ru

Web-сайт: http://www.uniim.ru

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

в части внесения изменений

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Красноярском крае, Республике Хакасия и Республике Тыва (ФБУ «Красноярский ЦСМ»)

Адрес: 660064, г. Красноярск, ул. Академика Вавилова, д. 1А

Телефон: (391) 205-00-00

Факс: (391) 236-12-94

Е-mail: csm@krascsm.ru

Web-сайт: www.krascsm.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311536.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «24» января 2025 г. № 148

Регистрационный № 66779-17

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электрической энергии (мощности) (АИИС АО «Татэнерго» - Набережночелнинская ТЭЦ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная электрической энергии (мощности) (АИИС КУЭ) филиала Набережночелнинская ТЭЦ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации АО «Татэнерго» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.

Описание средства измерений

Принцип действия АИИС КУЭ основан на преобразовании первичных токов измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные токи и фазные напряжения, поступающие на измерительные входы счетчика электроэнергии по проводным линиям. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, накапливается нарастающим итогом, а также вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены к шкале координированного времени UTC (SU).

Обработанная информация со счетчиков по каналам связи промышленной сети RS-485 поступает на входы преобразователей интерфейсов и по локально-вычислительной сети (ЛВС) поступает на 2-й уровень.

На верхнем (втором) уровне выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование поступающей информации, хранение измерительной информации и оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений в виде xml файла формата 80020 (в соответствии с приложением № 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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) от ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется по электронной почте ответственному работнику АО «Татэнерго», имеющему электронно-цифровую подпись (ЭЦП), а также другим заинтересованным лицам. Далее макет загружается в ПО «АРМ КУ Участника ОРЭ» разработки АО «АТС», подписывается и отправляется посредством сети Internet в ПАК АО «АТС».

АИИС КУЭ состоит из двух уровней с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включает в себя ИИК и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии (далее - счетчики), установленные на объектах, указанных в таблице 2

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК

входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении) «ИКМ-Пирамида» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №)  45270-10); технические средства приёма-передачи данных

(каналообразующая аппаратура); устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2 (УСВ) (рег. № 41681-10); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• -    измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;

• -    измерение активной электроэнергии нарастающим итогом;

• -    периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC (SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• -    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC (SU) показаний счетчиков электрической энергии;

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

  информации

  оптового и

• -    передача результатов измерений в организации-участники розничного рынков электроэнергии;

  и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• -    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения

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

• -    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

• -    передача журналов событий счетчиков.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывет уровень ИИК и ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется координированное время UTC (SU).

Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, ИВК). Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ. Коррекция времени в УСВ происходит от ГЛОНАСС/GPS-приемника, принимающего сигналы точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS). Корректировка часов ИВК выполняется с периодичностью один раз в час от УСВ, при расхождении с УСВ на величину более ±1 с. Корректировка часов счетчиков выполняется автоматически от сервера ИВК в случае расхождения времени часов счетчиков и сервера ИВК на величину более ±1 с при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий сервера.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 02. 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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется програмное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами. Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	CalcClients.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	e55712d0b1b219065d63da949114dae4
Идентификационное наименование ПО	CalcLeakage.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
Идентификационное наименование ПО	CalcLosses.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	d79874d10fc2b156a0fdc27e Ica480ac
Идентификационное наименование ПО	Metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Идентификационное наименование ПО	ParseBin.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Идентификационное наименование ПО	ParseIEC.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
Идентификационное наименование ПО	ParseModbus.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
Идентификационное наименование ПО	ParsePiramida.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
Идентификационное наименование ПО	SynchroNSI.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
Идентификационное наименование ПО	VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО	1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода	MD5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав и

ИК АИИС КУЭ

№ Точки измере ния	Наименование обьекта	Состав измерительного канала				Вид измеряемой энергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	ТН	Счетчик	УСВ		Основная погрешность (±5), %	Погрешность в рабочих условиях (±5), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
		ТШЛ 20-1 Ктт = 8000/5 КТ 0,2 Рег. № 4016-74	ЗНОМ-15-63
1	ТГ-1		Ктн = 6000/^3/100/^3	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5		активная	0,8	1,0
			КТ 0,5 Рег. № 1593-70	Рег. № 36697-12		реактивная	1,1	1,5
		ТШЛ 20-1 Ктт = 8000/5 КТ 0,2 Рег. № 4016-74	ЗНОМ-15-63
2	ТГ-2		Ктн = 6000/^3/100/^3	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5		активная	0,8	1,0
			КТ 0,5 Рег. № 1593-70	Рег. № 36697-08	УСВ-2 Рег. № 41681-10	реактивная	1,1	1,5
3	ТГ-3	ТШЛ20Б-1 Ктт = 10000/5 КТ 0,2 Рег. № 4016-74	ЗНОМ-15-63 Ктн = 10000/^3/100/^3	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5		активная	0,8	1,0
			КТ 0,5 Рег. № 1593-70	Рег. № 36697-08		реактивная	1,1	1,5
4	ТГ-4	ТШЛ20Б-1 Ктт = 10000/5 КТ 0,2 Рег. № 4016-74	ЗНОМ-15-63 Ктн = 10000/^3/100/^3	СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5		активная	0,8	1,0
			КТ 0,5 Рег. № 1593-70	Рег. № 36697-08		реактивная	1,1	1,5

1	2	3	4	5	6	7	8	9
15	НЧТЭЦ, Т-11, ВЛ-110 кВ Заводская -ТГ11	ТОГ-110 Ктт = 2000/1 КТ 0,2S Рег. № 70466-18	ЗНОГ-110 Ктн = 110000/V3/100/V 3 КТ 0,2 Рег. № 61431-15	СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17	УСВ-2 Рег. № 41681-10	активная реактивная	0,6 0,9	0,8 1,5
16	НЧТЭЦ, ОРУ-110 кВ, С-4 110 кВ, яч.26, ВЛ-110 кВ Водозабор	ТВГ-УЭТМ®- 110 Ктт = 1000/1 КТ 0,2S Рег. № 52619-13	ЗНОГ-110 Ктн = 110000/V3/100/V 3 КТ 0,2 Рег. № 61431-15	СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17		активная реактивная	0,6 0,8	0,8 1,2
			НКФ-110-57 Ктн = 110000/V3/100/V 3 КТ 0,5 Рег. № 14205-05			активная реактивная	0,8 1,3	1,0 1,6
17	НЧТЭЦ, ОРУ-110 кВ, С-3 110 кВ, яч.32, ВЛ-110 кВ РИЗ-1	ТВГ-УЭТМ®- 110 Ктт = 1000/1 КТ 0,2S Рег. № 52619-13	ЗНОГ-110 Ктн = 110000/V3/100/V 3 КТ 0,2 Рег. № 61431-15	СЭТ- 4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08		активная реактивная	0,6 0,8	0,8 1,2
			НКФ-110-57 Ктн = 110000/V3/100/V 3 КТ 0,5 Рег. № 14205-05			активная реактивная	0,8 1,1	1,0 1,5

1	2	3	4
18	нчтэц, ОРУ-ПОкВ, С-4 ПО кВ, ЯЧ.34, ВЛ-110 кВ РИЗ-2	ТВУ-ПО-П Ктг= 1000/1 КТ 0,5 Per. №3182-72	зног-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15
			НКФ-110-57 Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,5 Per. № 14205-05
19	НЧТЭЦ, ОРУ-ПОкВ, С-3 по кВ, ЯЧ.29, ВЛ-ПО кВ КамАЗ-1	ТВГ-УЭТМ®-ПО Ктг= 1000/1 кт 0,28 Per. № 52619-13	ЗНОГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15
			НКФ-110-57 Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,5 Per. № 14205-05

5	6	7	8	9
		активная	0,6	0,8
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,28/0,5		реактивная	1,0	1,3
		активная	0,8	1,0
Per. № 36697-08
	УСВ-2 Per. №	реактивная	1,1	1,5
		активная	0,6	0,8
	41681-10
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,28/0,5		реактивная	0,8	1,2
		активная	0,8	1,0
Per. № 36697-08
		реактивная	1,3	1,6

1	2	3	4
20	нчтэц, ОРУ-110 кВ, С-4 ПО кВ, ЯЧ.28, ВЛ-110 кВ КамАЗ-2	ТВГ-УЭТМ®- 110 Ктт= 1000/1 кт 0,28 Per. № 52619-13	зног-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15
			НКФ-ПО-57 Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,5 Per. № 14205-05
21	НЧТЭЦ, ОРУ-110 кВ, С-4 ПО кВ, ЯЧ.31, ВЛ-ПО кВ КамАЗ-4	ТВУ-ПО-П Ктт= 1000/1 КТ 0,5 Per. №3182-72	ЗНОГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15
			НКФ-ПО-57 Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,5 Per. № 14205-05

5	6	7	8	9
		активная	0,6	0,8
СЭТ-4ТМ.03М. 16 КТ 0,28/0,5		реактивная	0,8	1,2
		активная	0,8	1,0
Per. № 36697-08
	УСВ-2 Per. №	реактивная	1,3	1,6
		активная	0,6	0,8
	41681-10
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,28/0,5		реактивная	1,0	1,3
		активная	0,8	1,0
Per. № 36697-08
		реактивная	1,1	1,5

1	2	3	4
22	нчтэц, ОРУ-110 кВ, С-1 по кВ, ЯЧ.17, ВЛ-110 кВ Литейный-1	ТВГ-УЭТМ®-ПО Ктт= 1000/1 кт 0,2S Per. № 52619-13	знг-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №41794-09
			зног-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15
23	НЧТЭЦ, ОРУ-110 кВ, С-2 ПО кВ, ячЛб, ВЛ-ПО кВ Литейный-2	ТВГ-УЭТМ®-ПО Ктт= 1000/1 кт 0,2S Per. № 52619-13	ЗНГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №41794-09
			ЗНОГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15

5	6	7	8	9
СЭТ-4ТМ.03М. 16		активная	0,6	0,8
КТ 0,28/0,5 Per. № 36697-17	УСВ-2 Per. №	реактивная	0,9	1,5
	41681-10
СЭТ-4ТМ.03М.16		активная	0,6	0,8
КТ 0,28/0,5 Per. № 36697-17		реактивная	0,9	1,5

1	2	3	4
24	нчтэц, ОРУ-110 кВ, С-1 по кВ, ЯЧ.19, ВЛ-110 кВ Литейный-3	ТВГ-УЭТМ®-ПО Ктт= 1000/1 кт 0,28 Per. № 52619-13	знг-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №41794-09
			зног-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15
25	НЧТЭЦ, ОРУ-ПОкВ, С-2 ПО кВ, ЯЧ.10, ВЛ-ПО кВ зтэо	ТВГ-УЭТМ®-П0 Ктт= 1000/1 кт 0,28 Per. № 52619-13	ЗНГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №41794-09
			ЗНОГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15

5	6	7	8	9
СЭТ-4ТМ.03М. 16		активная	0,6	0,8
КТ 0,28/0,5 Per. № 36697-17	УСВ-2 Per. №	реактивная	0,9	1,5
	41681-10
СЭТ-4ТМ.03М.16		активная	0,6	0,8
КТ 0,28/0,5 Per. № 36697-17		реактивная	0,9	1,5

1	2	3	4
26	нчтэц, ОРУ-110 кВ, С-3 по кВ, яч.24, ВЛ-110 кВ Заводская-1	ТВГ-УЭТМ®- 110 Ктт = 2000/1 КТ 0,28 Per. № 52619-13	зног-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15
			НКФ-110-57 Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,5 Per. № 14205-05
27	НЧТЭЦ, ОРУ-110 кВ, С-2 ПО кВ, ЯЧ.22, ВЛ-ПО кВ Заводская-2	ТВГ-УЭТМ®- 110 Ктт = 2000/1 КТ 0,28 Per. № 52619-13	знг-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №41794-09
			ЗНОГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15

5	6	7	8	9
		активная	0,6	0,8
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,28/0,5		реактивная	0,8	1,2
		активная	0,8	1,0
Per. № 27524-04
	УСВ-2 Per. №	реактивная	1,3	1,6
	41681-10
СЭТ-4ТМ.03		активная	0,6	0,8
КТ 0,28/0,5 Per. № 27524-04		реактивная	1,0	1,3

1	2	3	4
28	нчтэц, ОРУ-ПОкВ, С-1 по кВ, ЯЧ.7, ВЛ-110 кВ Сидоровка-1	ТВГ-УЭТМ®-ПО Ктт= 1000/1 кт 0,2S Per. № 52619-13	знг-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №41794-09
			зног-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15
29	НЧТЭЦ, ОРУ-ПОкВ, С-2 ПО кВ, ЯЧ.8, ВЛ-ПО кВ Сидоровка-2	ТВГ-УЭТМ®-ПО Ктг= 1000/1 кт 0,2S Per. № 52619-13	ЗНГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №41794-09
			ЗНОГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15

5	6	7	8	9
СЭТ-4ТМ.03М. 16		активная	0,4	0,7
КТ 0,28/0,5 Per. № 36697-08	УСВ-2 Per. №	реактивная	0,7	1,1
	41681-10
СЭТ-4ТМ.03М.16		активная	0,6	0,8
КТ 0,28/0,5 Per. № 36697-08		реактивная	0,9	1,5

1	2	3	4
30	нчтэц, ОРУ-ПОкВ, С-1 по кВ, ЯЧ.1, ВЛ-110 кВ Центр	ТВГ-УЭТМ®- 110 Ктт = 2000/1 КТ 0,2S Per. № 52619-13	знг-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №41794-09
			зног-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15
31	НЧТЭЦ, ОРУ-ПОкВ, С-2 ПО кВ, ЯЧ.2, ВЛ-ПО кВ Шильна	ТВГ-УЭТМ®- 110 Ктт = 2000/1 КТ 0,2S Per. № 52619-13	ЗНГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №41794-09
			ЗНОГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15

5	6	7	8	9
СЭТ-4ТМ.03М.16		активная	0,4	0,7
КТ 0,28/0,5 Per. № 36697-08	УСВ-2 Per. №	реактивная	0,7	1,1
	41681-10
СЭТ-4ТМ.03М.16		активная	0,6	0,8
КТ 0,28/0,5 Per. № 36697-08		реактивная	0,9	1,5

1	2	3	4
32	нчтэц, ОРУ-ПОкВ, С-1 по кВ, ЯЧ.5, ВЛ-110 кВ Челны-1	ТВГ-УЭТМ®-ПО Ктт= 1000/1 кт 0,2S Per. № 52619-13	знг-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №41794-09
			зног-по Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15
33	НЧТЭЦ, ОРУ-ПОкВ, С-2 ПО кВ, яч.4, ВЛ-ПО кВ Челны-2	ТВГ-УЭТМ®- 110 Ктт= 1000/1 кт 0,2S Per. № 52619-13	ЗНГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №41794-09
			ЗНОГ-ПО Ктн = ПОООО/л/З/100/л/З КТ 0,2 Per. №61431-15

5	6	7	8	9
СЭТ-4ТМ.03М.16		активная	0,6	0,8
КТ 0,28/0,5 Per. № 36697-17	УСВ-2 Per. №	реактивная	0,9	1,5
	41681-10
СЭТ-4ТМ.03М.16		активная	0,6	0,8
КТ 0,28/0,5 Per. № 36697-08		реактивная	0,9	1,5

Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).

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

Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 25 °С.

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

• 5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.

• 6 В случае необходимости замены СИ предприятие-владелец АИИС КУЭ оформляет в произвольной форме технический акт (далее - ТА) о внесенных изменениях, который должен быть подписан руководителем или уполномоченным им лицом и руководителем или представителем метрологической службы предприятия-владельца и согласован с аккредитованной на право проведения испытаний в целях утверждения типа организацией, обладающей соответствующей областью аккредитации, организует проведение первичной поверки АИИС КУЭ, в части ИК, подвергшихся изменению, вносит изменения в эксплуатационные документы на АИИС КУЭ. ТА хранится совместно со свидетельством о поверке ИК, как неотъемлемая часть АИИС КУЭ.

Таблица 3 - Технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	35
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от ином	от 98 до 102
ток, % от 1ном	от 100 до 120
коэффициент мощности	1
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	(20±5)
Условия эксплуатации: параметры сети:
напряжение, % от ином	от 90 до 110
ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
коэффициент мощности:
COSф	от 0,5 до 1,0
sinф	от 0,5 до 0,87
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды:
для ТТ и ТН, °С	от -40 до +50
для счетчиков, °С	от -40 до +60
для сервера, °С	от +10 до +40
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики:
среднее время наработки на отказ, ч.	165000
среднее время восстановления работоспособности, сут, не более	3
сервер:
среднее время наработки на отказ, ч.	100000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут.,
не менее	45
при отключении питания, лет	10
сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее	3,5

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСВ, сервере, АРМ;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий: фактов параметрирования счетчика; фактов пропадания напряжения; фактов коррекции времени.

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

Возможность сбора информации:

о результатах измерений (функция автоматизированна).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТШЛ 20-1	6
Трансформаторы тока	ТШЛ20Б-1	24
Трансформаторы тока	ТШЛ-20-1	3
Трансформаторы тока	ТОГФ-220	3
Трансформаторы тока элегазовые	ТРГ-220 II*	3
Трансформаторы тока	ТВУ-110-П	6
Трансформаторы тока встроенные	ТВГ-УЭТМ®-110	54
Трансформаторы тока	ТОГ-110	6
Трансформаторы напряжения	ЗНОМ-15-63	30
Трансформаторы напряжения заземляемые	ЗНОЛ.06.4-10 У3	3
Трансформаторы напряжения	ЗНГ-УЭТМ®-220	3
Трансформаторы напряжения	НАМИ-220 УХЛ1	3
Трансформаторы напряжения элегазовые	ЗНГ-110	3
Трансформаторы напряжения	НКФ-110-57	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОГ-110	12
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03	5
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	9
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М.16	21
Устройство синхронизации времени	УСВ-2	1
Паспорт-Формуляр	АИИСГК23.01.00 ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) филиала АО «Татэнерго» - Набережночелнинская ТЭЦ», аттестованном ООО «КЭР-Автоматика», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314422.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

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

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Татарстан Автоматизация и Связь Энерго» (ООО «ТатАИСЭнерго»)

ИНН 1655152750

Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. М. Салимжанова, д. 1 Телефон: +7 (843) 291-81-59

Факс: +7 (843) 291-81-54

E-mail: office@tataisenergo.ru

Web-сайт: www.tataisenergo.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 115419, г. Москва, ул Орджоникидзе, д. 11 стр. 3, эт. 4, помещ. I, ком. 6, 7

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

в части вносимых изменений

Общество с ограниченной ответственностью     «Энергокомплекс»

(ООО «Энергокомплекс»)

ИНН 7444052356

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

Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9, оф. 23 Телефон: +7 (351) 958-02-68

E-mail: encomplex@yandex.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «24» января 2025 г. № 148

Регистрационный № 80276-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «УЭХК»)

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АО «УЭХК» c программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер АО «Атомэнергопромсбыт» с ПО «АльфаЦЕНТР», устройства синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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

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

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

Для измерительных каналов (ИК) №№ 52-60 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АО «Атомэнергопромсбыт», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Для ИК №№ 1-6, 9, 10, 13-17, 31-33, 38-51 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на соответствующее УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление и хранение полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АО «УЭХК». Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер АО «УЭХК».

На сервере АО «УЭХК» осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Измерительная информация от сервера АО «УЭХК» с периодичностью не реже одного раза в сутки в автоматизированном режиме передается на сервер АО «Атомэнергопромсбыт» по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в рамках согласованного регламента.

ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) и с другими АИИС КУЭ, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе АО «АТС» и прочими заинтересованными организациями. Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов установленных форматов, заверенных электронно-цифровой подписью.

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

Сравнение показаний часов сервера АО «Атомэнергопромсбыт» с соответствующим УСВ осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера АО «Атомэнергопромсбыт» производится при расхождении не менее ±1 с.

Сравнение показаний часов сервера АО «УЭХК» с соответствующим УСВ осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера АО «УЭХК» производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов каждого УСПД с часами сервера АО «УЭХК» осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов каждого УСПД производится при расхождении на ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД (для ИК №№ 1-6, 9, 10, 13-17, 31-33, 38-51), осуществляющего опрос, или часами сервера (для остальных ИК), осуществляющего опрос, выполняется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени счетчиков настраивается с учетом обеспечения допускаемой коррекции погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±3 с (параметр программируемый).

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «УЭХК») наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера АО «Атомэнергопромсбыт», типографским способом. Дополнительно заводской номер 001 указывается в формуляре.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ac metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c5 4
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но мер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты					Сервер	Вид электро-энергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	ТН	Счетчик	УСПД	УСВ			Границы допускаемой основной от-носитель-ной погрешности (±5), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	ПС 110 кВ Цементная, РУ-6 кВ, 1С-6 кВ, ф.38	ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 1261-02 Фазы: А; С	ПАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: ^ВС	EA02RAL-P3B-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97	RTU- 325 Рег. № 19495 03	УСВ-3 Рег. № 8482322 УСВ-3 Рег. № 64242 16	Сервер АО «УЭХК» Сервер АО «Атом-энерго-промс-быт»	Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 5,0
2	ПС 110 кВ Цементная, РУ-6 кВ, 2С-6 кВ, ф.43	ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 1261-02 Фазы: А; С	ПАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: ^ВС	EA02RAL-P3B-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97				Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 5,0
3	ПС 110 кВ Цементная, РУ-6 кВ, 2С-6 кВ, ф.37	ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 1261-02 Фазы: А; С	ПАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: ^ВС	EA02RAL-P3B-3 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97				Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 5,0

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
		ТОЛ 10	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС					Ак-
15	ПС-10 10 кВ, РУ-10 кВ, 1С-10 кВ,	Кл.т. 0,5S 200/5		EA02RAL-P3B-3 Кл.т. 0,2S/0,5				тивная	1,1	3,0
	ф.17	Рег. № 7069-02 Фазы: А; С		Рег. № 16666-97				Реактивная	2,3	5,0
		ТОЛ 10	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС		RTU- 325 Рег. № 1949503			Ак-
16	ПС-10 10 кВ, РУ-10 кВ, 2С-10 кВ,	Кл.т. 0,5S 200/5		EA02RAL-P3B-3 Кл.т. 0,2S/0,5				тивная	1,1	3,0
	ф.26	Рег. № 7069-02 Фазы: А; С		Рег. № 16666-97		УСВ-3 Рег. № 8482322	Сервер	Реактивная	2,3	5,0
		ТПЛ-10-М	НАМИТ-10				АО	Ак-
17	ПС-9 10 кВ, РУ- 10 кВ, 1С-10 кВ,	Кл.т. 0,5S 50/5	Кл.т. 0,5 10000/100	EA02RAL-P3B-3 Кл.т. 0,2S/0,5			«УЭХК»	тивная	1,1	3,0
	ф.4	Рег. № 22192-03	Рег. № 16687-07	Рег. № 16666-97			Сервер	Реак-	2,3	5,0
		Фазы: А; С	Фазы: АВС			УСВ-3 Рег. № 64242 16	АО	тивная
		ТПОЛ 10	НТМИ-10				«Атом-	Ак-
18	ПС 220 кВ Песчаная, РУ-10 кВ,	Кл.т. 0,5S 400/5	Кл.т. 0,5 10000/100	EA02RAL-P3B-3 Кл.т. 0,2S/0,5			энерго-промс-	тивная	1,1	3,0
	3С-10, яч.35, ф.35	Рег. № 1261-02	Рег. № 831-53	Рег. № 16666-97			быт»	Реак-	2,3	5,0
		Фазы: А; С	Фазы: АВС					тивная
		ТПОЛ 10	НТМИ-10					Ак-
	ПС 220 кВ Песча-	Кл.т. 0,5S	Кл.т. 0,5	EA02RAL-P3B-3				тивная	1,1	3,0
19	ная, РУ-10 кВ,	400/5	10000/100	Кл.т. 0,2S/0,5	—
	3С-10, яч.36, ф.36	Рег. № 1261-02	Рег. № 831-53	Рег. № 16666-97				Реак-	2,3	5,0
		Фазы: А; С	Фазы: АВС					тивная
	ПС 220 кВ Песчаная, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Песча-ная-Бунарская 1	ТФЗМ-110Б	НАМИ-110					Ак-
20		Кл.т. 0,5 1000/5	Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5				тивная	1,1	3,0
		Рег. № 24811-03 Фазы: А; В; С	Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С	Рег. № 36697-12				Реак тивная	2,3	4,7

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
		ТПОЛ-10	ЗНОЛ.06-10					Ак-
	РП-11 10 кВ, РУ- 10 кВ, яч. 12	Кл.т. 0,5S	Кл.т. 0,5	СЭТ-4ТМ.03М.01				тивная	1,3	3,3
54		150/5	10000/^3/100/^3	Кл.т. 0,5S/1,0
		Рег. № 47958-11	Рег. № 46738-11	Рег. № 36697-17				Реак-	2,5	5,6
		Фазы: А; С	Фазы: А; В; С					тивная
		ТПОЛ-10	ЗНОЛ.06-10					Ак-
	РП-11 10 кВ, РУ- 10кВ, яч.15	Кл.т. 0,5S	Кл.т. 0,5	СЭТ-4ТМ.03М.01				тивная	1,3	3,3
55		150/5	10000/^3/100/^3	Кл.т. 0,5S/1,0
		Рег. № 47958-11	Рег. № 46738-11	Рег. № 36697-17				Реак-	2,5	5,6
		Фазы: А; С	Фазы: А; В; С					тивная
		ТШП М-0,66 У3						Ак-
	ВРУ-0,4 кВ Тепловой пункт № 1	Кл.т. 0,5S		СЭТ-4ТМ.03М.09				тивная	1,0	3,3
56		400/5 Рег. № 59924-15	—	Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08		УСВ-3	Сервер АО	Реак-	2,1	5,5
		Фазы: А; В; С				Рег. №	«Атом-	тивная
		Т-0,66				64242-	энерго-	Ак-
	ТП-2 Хлебозавода	Кл.т. 0,5S		СЭТ-4ТМ.03М.09		16	промс-	тивная	1,0	3,3
57	6/0,4 кВ, ввод Т-1	600/5	—	Кл.т. 0,5S/1,0			быт»
	0,4 кВ	Рег. № 52667-13		Рег. № 36697-08				Реак-	2,1	5,5
		Фазы: А; В; С						тивная
		ТШ-0,66						Ак-
	ТП-2 Хлебозавода	Кл.т. 0,5S		СЭТ-4ТМ.03М.09				тивная	1,0	3,3
58	6/0,4 кВ, ввод Т-2	600/5	—	Кл.т. 0,5S/1,0
	0,4 кВ	Рег. № 22657-12		Рег. № 36697-08				Реак-	2,1	5,5
		Фазы: А; В; С						тивная
		Т-0,66 Кл.т. 0,5S 800/5		СЕ 303 S31 543 JGVZ GS01 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 33446-08				Ак-
59	ТП-1 Хлебозавода 6/0,4 кВ, ввод Т-1		—					тивная	1,0	3,3
	0,4 кВ	Рег. № 52667-13						Реак-	1,9	4,6
		Фазы: А; В; С						тивная

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
60	ТП-1 Хлебозавода 6/0,4 кВ, ввод Т-2 0,4 кВ	Т-0,66 Кл.т. 0,5S 800/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С	—	СЕ 303 S31 543 JGVZ GS01 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 33446-08	—	УСВ-3 Рег. № 64242 16	Сервер АО «Атом-энерго-промс-быт»	Активная Реактивная	1,0 1,9	3,3 4,6
61	ПС 220 кВ Песчаная, РУ-10 кВ, 4С-10 кВ, ф. 57	ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 1261-02 Фазы: А; С	НТМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС	EA02RAL-P3B-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-97	—	УСВ-3 Рег. № 8482322 УСВ-3 Рег. № 64242 16	Сервер АО «УЭХК» Сервер АО «Атом-энерго-промс-быт»	Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 5,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС К времени UTC(SU)					УЭ в рабочих условиях относительно шкалы					±5 с

Примечания:

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

Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени

Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 20, 21, 38-49, 52, 53 указана для силы тока 5 % от 1ном, для остальных ИК -для силы тока 2 % от 1ном; coso = 0,8инд.

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

Таблица 3 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	61
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от ином	от 95 до 105
сила тока, % от 1ном
для ИК №№ 20, 21, 38-49, 52, 53	от 5 до 120
для остальных ИК	от 1 до 120
коэффициент мощности cosф	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
напряжение, % от ином	от 90 до 110
сила тока, % от 1ном
для ИК №№ 20, 21, 38-49, 52, 53	от 5 до 120
для остальных ИК	от 1 до 120
коэффициент мощности cosф	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С	от +5 до +30
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,
°С	от +5 до +30
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С	от +10 до +35
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	50000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17), СЕ 303:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	40000
среднее время восстановления работоспособности, ч	24
для УСВ типа УСВ-3 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 64242-16):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2

1	2
для УСВ типа УСВ-3 (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 84823-22):	180000
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	2
среднее время восстановления работоспособности, ч
для серверов:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	20000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации:
для счетчиков типа ЕвроАЛЬФА:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	74
при отключении питания, лет, не менее	5
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	40
для счетчиков типа СЕ 303:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	128
при отключении питания, лет, не менее	10
для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее	45
при отключении питания, лет, не менее	5
для серверов:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

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

• -   журнал УСПД: параметрирования; коррекции времени;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

• -   журнал сервера: параметрирования; коррекции времени;

пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

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

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

серверов.

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

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

серверов.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

серверах (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформаторы тока	ТПОЛ 10	40
Трансформаторы тока	ТОЛ 10	4
Трансформаторы тока	ТПЛ-10-М	2
Трансформаторы тока	ТФЗМ-110Б	6
Трансформаторы тока	ВСТ	18
Трансформаторы тока встроенные	ВСТ	9
Трансформаторы тока проходные	ТПОЛ-10	12
Трансформаторы тока измерительные, встроенные в элегазовые выключатели	CT MFG: MERAMEC	30
Трансформаторы тока измерительные, встроенные в элегазовые выключатели	MR	6
Трансформаторы тока опорные	ТОЛ-10-I	4
Трансформаторы тока	ТОЛ-10-I	4
Трансформаторы тока	ТШ-0,66	3
Трансформаторы тока	ТШП М-0,66 У3	3

1	2	3
Трансформаторы тока	Т-0,66	9
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10-2 УХЛ2	7
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10	7
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные	НАМИ-110	24
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	2
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные	НАМИ-220	6
Трансформаторы напряжения	НКФ-220-58	6
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06-6	6
Трансформаторы напряжения заземляемые	ЗНОЛ.06-10	6
Счетчики электроэнергии многофункциональные	ЕвроАЛЬФА	35
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	24
Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные	СЕ 303	2
Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии	RTU-325	2
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	2
Сервер АО «УЭХК»	—	1
Сервер АО «Атомэнергопромсбыт»	—	1
Методика поверки	—	1
Формуляр	АЭПС.АИИС- УЭХК.001.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «УЭХК»)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Изготовитель

Акционерное общество «Атомэнергопромсбыт» (АО «Атомэнергопромсбыт»)

ИНН 7725828549

Адрес: 117105, г. Москва, Новоданиловская наб., д. 4а

Телефон: (495) 543-33-06

E-mail: info.apsbt@apsbt.ru

Web-сайт: apsbt.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: (495) 380-37-61

E-mail: energopromresurs2016@gmail.com

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «24» января 2025 г. № 148

таблицы 1

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Датчики давления Метран-150	32854-13
Датчики температуры Rosemount 644	63889-16
Влагомеры поточные модели L	56767-14
Преобразователи плотности и расхода CDM	63515-16
Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400	57762-14
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее -ивк)	64224-16
Преобразователь измерительный постоянного тока ПТН-Е2Н	42693-15
Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200	66213-16
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ	26803-11
Манометры показывающие МПА-Кс	50119-17
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4	303-91

СИКГК обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматические измерения массового расхода и массы КГН прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода;

- автоматические измерения плотности, объемной доли воды в КГН, объемного расхода КГН в блоке контроля качества;

- измерения давления и температуры КГН автоматические и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры КГН соответственно;

- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего СРМ с применением контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного;

- проведение КМХ и поверки СРМ с применением установки поверочной;

- автоматический и ручной отбор проб КГН согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» и ММ 51-00159093-004-02 «Руководящий документ. Нестабильные жидкие углеводороды. Методы отбора проб»;

- автоматический контроль параметров КГН, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- защиту информации от несанкционированного доступа установкой логина и паролей разного уровня доступа.

Установка пломб на СИКГК не предусмотрена. Нанесение знака поверки на СИКГК не предусмотрено.

Заводской номер на СИКГК наносится в цифровом формате методом лазерной гравировки на маркировочную табличку, закрепленную на стенде кабельной продукции в блоке измерительных линий СИКГК. Обозначения мест нанесения знака утверждения типа и заводского номера на СИКГК представлены на рисунке 1.

Система измерений количества ____

и показателей качества конденсата [1П1 газового нестабильного на объекте ЩЦ пятого участка Ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного VDV месторождения ООО "Ачим Девелопмент'

Изготовитель Обозначение Зав. № Масса, кг Климат, исп. Дата выпуска

Рисунок 1 - Обозначения мест нанесения знака утверждения типа и заводского номера СИКГК

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКГК.

ПО СИКГК реализовано в ИВК и автоматизированных рабочих местах (АРМ) оператора, сведения о которых приведены в таблице 2. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКГК в целях утверждения типа.

Метрологические характеристики СИКГК указаны с учетом влияния ПО.

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

Таблица 2 -

данные ПО СИКГК

Идентификационные данные (признаки)	Значение
	ПО ИВК (основное и резервное)	ПО АРМ оператора
Идентификационное наименование ПО	LinuxBinary.app	ГКС расход НТ
Номер версии (идентификационный номер ПО)	06.25/25	4.0
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	1990	70796488

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики СИКГК, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКГК

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода КГН, т/ч	от 32,0 до 480,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы КГН, %	±0,25

Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКГК
Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных линий, шт.	3 (2 рабочие, 1 контрольно-резервная)
Измеряемая среда	нестабильный газовый конденсат, подготовленный до показателей СТО Газпром 5.11-2008 «Конденсат газовый нестабильный. Общие технические условия»
Избыточное давление измеряемой среды, МПа	от 3,1 до 7,5
Показатели качества измеряемой среды: - температура, °С - плотность при рабочих условиях, кг/м3	от +19,6 до +59,0 от 600 до 800
Режим работы СИКГК	постоянный, автоматизированный
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц	380±38, трехфазное; 220±22, однофазное 50±1
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа	от +12 до +30 до 95, без конденсации влаги от 84,0 до 106,0

Знак утверждения типа

наносится в цифровом формате методом лазерной гравировки на маркировочную табличку, закрепленную на стенде кабельной продукции в блоке измерительных линий СИКГК, а также на титульном листе руководства по эксплуатации СИКГК печатным способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность СИКГК приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность СИКГК

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и показателей качества   конденсата   газового   нестабильного на объекте пятого участка Ачимовских отложений Уренгойского              нефтегазоконденсатного месторождения   ООО   «Ачим   Девелопмент», заводской № 1150	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества конденсата газового нестабильного на объекте пятого участка Ачимовских       отложений       Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Ачим Девелопмент»	1450.19.04.00.000 РЭ	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса конденсата газового нестабильного. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества конденсата газового нестабильного на объекте пятого участка Ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Ачим Девелопмент». ГКС-015-2024», регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2024.49449.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Ачим Девелопмент» (ООО «Ачим Девелопмент»)

ИНН 8904075533

Адрес: 629303, Ямало-Ненецкий автономный округ, г Новый Уренгой, ул. Имени

Захаренкова В.С., д. 11

Телефон: +7 (3494) 91-20-50

Факс: +7 (3494) 91-20-50

E-mail: kancelyaria@achimdevelopment.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью научно-производственное предприятие «ГКС» (ООО НПП «ГКС»)

ИНН 1655107067

Адрес: 420111, г. Казань, ул. Тази Гиззата, д. 3

Телефон: 8 (843) 221-70-00

Факс: 8 (843) 221-70-00

E-mail: mail@nppgks.com

Испытательный центр

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева» (ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)

ИНН 7809022120

Фактический адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-ая Азинская,

д. 7 «а»

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

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

E-mail: office@vniir.org

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310592.

---