МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

(Росстандарт)

---

ПРИЛОЖЕНИЕ

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « __ » м__а 2025 г. № __^_

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

№ п / п	Наименование типа	Обозначение типа	Заводской номер	Регистрационный номер в ФИФ	Правообладатель	Отменяемая методика поверки	Действие методики поверки сохраняется	Устанавливаемая методика поверки	Добавляе мый изготови тель	Дата утверждения акта испытаний	Заявитель	Юридическое лицо, проводившее испытания
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТЦ Л-15 г. Санкт-Петербург, п. Парголово, Выборгское ш. 216 к.1		009	67416-17		МП 67416-17		МИ 3000-2022		22.10. 2024	Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизация Комплект Учет Проект» (ООО «АКУП»), г. Москва	ООО «ЭнергоПро мРесурс», Московская обл., г. Красногорск
2.	Система измерений количества и показателей качества нефти № 812		015.00.00.0 00 СБ	77506-20		МП 0759-142018		МП 1656-14 2024		22.07. 2024	Общество с ограниченной ответственностью «Технологические системы и оборудование» (ООО «ТСО»), г. Москва	ВНИИР- филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» , г. Казань

3.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КВС»		047	80718-20		МП ЭПР-308- 2020		МИ 3000-2022		10.12. 2024	Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесу рс» (ООО «ЭнергоПромРесу рс»), Московская обл., г. Красногорск	ООО «ЭнергоПро мРесурс», Московская обл., г. Красногорск
4.	Система измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое»		607	81065-21	Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-Восток» (ООО «Газпромнефть- Восток»), г. Томск	МП 362-18		МП 501-2024		30.10. 2024	Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-Восток» (ООО «Газпромнефть- Восток»), г. Томск	ФБУ «Томский ЦСМ», г. Томск
5.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения ПАО «Роствертол»		240	81442-21	Обществом с ограниченной ответственностью «РТ-Энергоэффективн ость» (ООО «РТ-Энерго»), г. Москва		МП ЭПР-325-2021			17.01. 2025	Обществом с ограниченной ответственностью «РТ-Энергоэффективн ость» (ООО «РТ-Энерго»), г. Москва	ООО «Спецэнерго проект», г. Москва
6.	Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии Каргалинской ТЭЦ для филиала «Оренбургский» ПАО «Т Плюс»		002	82630-21	Публичное акционерное общество «Т Плюс» (ПАО «Т Плюс»), Московская обл., Красногорский р-н, автодорога «Балтия», территория 26 км		МП-312235 133-2021			20.01. 2025	Общество с ограниченной ответственностью «НПК» (ООО «НПК»), Москва	ООО «Энергокомп лекс», Челябинская обл., г. Магнитогорс к
7.	Система автоматизированная информационноизмерительная		05	84107-21	Публичное акционерное общество «Квадра - Генерирующая		МП-04-06/09-2021			07.11. 2024	Филиал акционерного общества «Квадра» -	ФБУ «Липецкий ЦСМ», г. Липецк

коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» -«Липецкая генерация»

компания» (ПАО «Квадра»), филиал ПАО «Квадра» -«Липецкая генерация», г. Тула

«Липецкая генерация» (Филиал АО «Квадра» - «Липецкая генерация»), г. Москва

8.

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» -«Липецкая генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2

44

84108-21

Публичное акционерное общество «Квадра - Генерирующая компания» (ПАО «Квадра»), филиал ПАО «Квадра» -«Липецкая генерация», г. Тула

МП-04-06/10-2021

17.11. 2024

Филиал акционерного общества «Квадра» -«Липецкая генерация» (Филиал АО «Квадра» -«Липецкая генерация»), г. Москва

ФБУ «Липецкий ЦСМ», г. Липецк

9.

Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП «Герасимовское »

50377

85947-22

Акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (АО «Томскнефть » ВНК), Томская обл., г. Стрежевой

МП 452-2022

МП 494-2024

31.10. 2024

Акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (АО «Томскнефть » ВНК), Томская обл., г. Стрежевой

ФБУ «Томский ЦСМ», г. Томск

10

. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Смоленской ТЭЦ-2

001

88490-23

Публичное акционерное общество «Квадра» -«Генерирующая компания» (ПАО «Квадра»), г. Тула

МП 1-2023

09.01. 2025

Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии» (АО ГК «Системы и Технологии»), г. Владимир

ООО «Спецэнерго проект», г. Москва

---

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «28» марта 2025 г. № 636

СОИ включает в себя ИВК и автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе персонального компьютера с установленным программным обеспечением (ПО) «Визард СИКН ST».

Основные измерительные и комплексные компоненты, входящие в состав СИКН, приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Состав СИКН

Тип СИ	Номер в ФИФОЕИ*
Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM	16128-01
Преобразователи давления измерительные 3051	14061-99 14061-15
Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры	14683-00
Преобразователи измерительные Rosemount 3144P	56381-14
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68	22256-01
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065	53211-13
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835	15644-01
Влагомер нефти поточный модели LC	16308-02
Влагомер поточный модели L	56767-14
Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827	15642-01
Преобразователь плотности и вязкости FVM	62129-15
Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная	12888-99
Комплексы измерительно-вычислительные «SyberTrol»	16126-02
* - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

на измерительные компоненты с характеристиками.

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• 1) отображение текущих значений технологических и учетных параметров;

• 2) формирование и печать текущих и архивных данных: журналов, трендов, отчетов, паспорта качества нефти, акта приема-сдачи нефти;

• 3) запись и хранение архивов;

• 4) вычисление массы нетто нефти при «ручном вводе» с АРМ оператора параметров нефти, определяемых по результатам лабораторных исследований пробы нефти;

• 5) выполнение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) измерительного канала (ИК) объемного расхода нефти по ТПУ;

• 6) выполнение КМХ ИК плотности нефти по ареометру и по резервному ИК плотности;

• 7) обеспечение защиты ПО «Визард СИКН ST», данных архива и системной информации от несанкционированного доступа.

Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.

Заводской номер 50377 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, нанесен на маркировочную табличку печатным способом, обеспечивающим идентификацию, возможность прочтения и сохранность в процессе эксплуатации СИКН и в эксплуатационную документацию. Маркировочная табличка СИКН представлена на рисунке 1.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

Общий вид СИКН представлен на рисунке 2.

Рисунок 1 - Маркировочная табличка

Рисунок 2 - Общий вид СИКН

Программное обеспечение

Программное обеспечение СИКН включает в себя встроенное ПО измерительных и комплексных компонентов в составе СИКН и ПО «Визард СИКН ST», установленное на АРМ оператора.

Встроенное ПО ИВК осуществляет сбор, обработку и передачу измерительной информации на АРМ оператора. ПО «Визард СИКН ST» осуществляет отображение технологических и учетных параметров, журнала сообщений, запись и хранение архивов, выполнение поверки и КМХ преобразователей расхода по ТПУ, выполнение КМХ преобразователей плотности по ареометру и по резервному плотномеру.

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

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО СИКН приведены в таблице 2.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч	от 14 до 280
Диапазон измерений объемного расхода нефти через одну ИЛ, м3/ч	от 14 до 140
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %	±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %	±0,35

Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики измерительных каналов

Наименование ИК	Место установки ИК	Состав ИК		Диапазон измерений ИК	Пределы допускаемой погрешности ИК
		Измерительные компоненты	Комплексные компоненты
1	2	3	4	5	6
ИК объемного расхода нефти	БИЛ	Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM	ИВК	от 14 до 280 м3/ч	5 = ±0,15 %
ИК объемного расхода нефти через одну ИЛ	БИЛ	Преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM	ИВК	от 14 до 140 м3/ч	5 = ±0,15 %
ИК температуры нефти	БИЛ, БИК, БПУ	Преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры; преобразователи измерительные Rosemount 3144P; термопреобразователи сопротивления платиновые серии 68; термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065	ИВК	от 0 до +100°С	Л = ±0,2 °С
ИК давления нефти	БИЛ, БИК, БПУ	Преобразователи давления измерительные 3051	ИВК	от 0 до 6 МПа	Y = ±0,25 %
ИК плотности нефти	БИК	Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835	ИВК	от 700 до 1000 кг/м3	Л = ±0,3 кг/м3
ИК объемной доли воды в нефти	БИК	Влагомер нефти поточный модели LC; Влагомер поточный модели L	ИВК	от 0 до 2 %	Л = ±0,07 %

Наименование ИК	Место установки ИК	Состав ИК		Диапазон измерений ИК	Пределы допускаемой погрешности ИК
		Измерительные компоненты	Комплексные компоненты
1	2	3	4	5	6
ИК вязкости нефти	БИК	Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный модели 7827; Преобразователь плотности и вязкости FVM	ИВК	от 0,5 до 100 мм2/с (сСт) от 0,5 до 100 мПа^с (сП)	y = ±1 %
ИК силы постоянного тока	СОИ	-	ИВК	от 4 до 20 мА	5 = ±0,05 %
ИК напряжения постоянного тока	СОИ	-	ИВК	от 1 до 5 В	5 = ±0,05 %
ИК частотноимпульсный	СОИ	-	ИВК	от 0 до 10000 Гц	Л = ±1 имп

В таблице приняты следующие обозначения и сокращения: Л - абсолютная погрешность измерений, 5 - относительная погрешность измерений, y - приведенная погрешность измерений

Таблица 5 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Рабочая среда	нефть по ГОСТ Р 51858
Количество измерительных линий, шт.	4
Режим работы СИКН	непрерывный или периодический
Характеристики измеряемой среды: - избыточное давление нефти, МПа - температура нефти, °C - плотность нефти, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - скорость потока нефти в БИК, м/с	от 0,3 до 5,0 от +5 до +40 от 700 до 1000 0,5 100 0,05 от 0,3 до 1,0
Параметры электрического питания СИКН: - напряжение переменного тока измерительных цепей, В - напряжение переменного тока силовых цепей, В - частота переменного тока, Гц	220±22 380±38 50±1

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды средств измерений в составе БИЛ, БИК и БПУ, °С - температура окружающей среды средств измерений в составе СОИ, °С	от +5 до +40 от +18 до +40
Примечание: основные технические характеристики могут быть изменены при изменении технологического режима работы СИКН

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации СИКН печатным способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП «Герасимовское»	-	1 шт.
Инструкция по эксплуатации	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 574 ПСП «Герасимовское», (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2024.49098).

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020

Правообладатель

Акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (АО «Томскнефть» ВНК)

ИНН 7022000310

Юридический адрес: 636780, Томская обл., г. Стрежевой, ул. Буровиков, д. 23

Изготовитель

Акционерное общество «Томскнефть» Восточной нефтяной компании (АО «Томскнефть» ВНК)

ИНН 7022000310

Адрес: 636780, Томская обл., г. Стрежевой, ул. Буровиков, д. 23

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный стандартизации, метрологии и испытаний в (ФБУ «Томский ЦСМ»)

Адрес: 634012, Томская обл., г. Томск, ул. Косарева, д. 17а

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.313315.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «28» марта 2025 г. № 636

Регистрационный № 67416-17

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТЦ Л-15 г. Санкт-Петербург, п. Парголово, Выборгское ш. 216 к. 1

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТЦ Л-15 г. Санкт-Петербург, п. Парголово, Выборгское ш. 216 к. 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, её обработку и хранение.

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

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также на сервере имеется возможность расчета потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки в случае использования данных от АИИС КУЭ в качестве замещающей информации либо для расчета величины сальдо перетоков электроэнергии по внутреннему сечению коммерческого учета. От сервера информация передается на АРМ энергосбытовой организации по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

Передача информации от сервера ИВК или АРМ энергосбытовой организации коммерческому оператору (КО) и другим субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) производится в виде файлов в xml-формате по электронной почте с использованием электронной подписи согласно требованиям «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» (Приложение 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU). Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УССВ более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±1 с.

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ ООО «Лента» ТЦ Л-15 г. Санкт-Петербург, п. Парголово, Выборгское ш. 216 к. 1, наносится на этикетку, расположенную на внешней поверхности серверного шкафа, типографским способом. Дополнительно заводской номер 009 указывается в паспорте-формуляре.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 -

данные ПО

»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ac metrologv.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
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 Л И ИС КУЭ и их

Но мер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты			Сервер	Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	Счетчики	УССВ			Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	БКТП ТЦ Лента 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т1	Т-0,66 Коэф. тр. 2000/5 Кл.т. 0,58 Per. № 22656-07	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,58/1 Per. № 36355-07	УССВ-2	Сервер ООО	Активная Реактивная	1,1 1,8	2,0 3,8
2	БКТП ТЦ Лента 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т2	Т-0,66 Коэф. тр. 2000/5 Кл.т. 0,58 Per. № 22656-07	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,58/1 Per. № 36355-07	Per. № 54074-13	«Лента»	Активная Реактивная	1,1 1,8	2,0 3,8
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)								±5 с

Примечания:

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

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

• 3 Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 1ном; созф = 0,8инд.

• 4 Допускается замена ТТ 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 УССВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО), а также замена ПО на аналогичное, с версией не ниже, указанной в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	2
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uном	от 95 до 105
сила тока, % от Iном	от 100 до 120
коэффициент мощности cosф	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном	от 90 до 110
коэффициент мощности cosф	от 1 до 120
частота, Гц	от 0,5 до 1,0
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,	от -40 до +40
°С	от +5 до +35
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УССВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	74500
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
при отключении питания, лет, не менее	10
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

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

• -   журнал сервера:

параметрирования;

пропадания напряжения;

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

Защищенность применяемых компонентов:

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

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

сервера.

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

счетчиков электрической энергии; сервера.

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

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформатор тока	Т-0,66	6
Счетчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05М	2
Устройство синхронизации системного времени	УССВ-2	1
Сервер	—	1
Программное обеспечение	«АльфаЦЕНТР»	1
Паспорт-Формуляр	АСВЭ 146.00.000.009 ФО с Изменением № 1	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «Лента» ТЦ Л-15 г. Санкт-Петербург, п. Парголово, Выборгское ш. 216 к. 1 для оптового рынка электроэнергии», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде ФР.1.34.2018.30832.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизация Комплект Учёт Проект» (ООО «АКУП»)

ИНН 7725743133

Адрес: 115114, г. Москва, Даниловская наб., д. 8, стр. 29А

Телефон: (985) 343-55-07

E-mail: proekt-akup@yandex.ru

Испытательные центры

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний

(ФБУ «Ивановский ЦСМ»)

Адрес: 153000, г. Иваново, ул. Почтовая, д. 31/42

Телефон: (4932) 32-84-85

Факс: (4932) 41-60-79

E-mail: post@csm.ivanovo.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311781.

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 «28» марта 2025 г. № 636

Регистрационный № 80718-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КВС»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КВС» (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), 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) и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных МУПП «Саратовводоканал» (сервер БД), сервер ПАО «Россети Волга», программный комплекс (ПК) «Энергосфера», 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) №№ 1-23 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи поступает на входы соответствующего УСПД. Далее информация при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ПАО «Россети Волга», где осуществляется обработка, формирование и хранение поступающей информации и передача на сервер БД в виде xml-файлов установленных форматов.

Для ИК №№ 1-23 вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется в счетчиках.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер БД. На сервере БД 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.

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

Один раз в сутки сервер БД автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в виде xml-файлов установленных форматов. Файл с результатами измерений по электронной почте автоматически направляется от сервера БД на АРМ ООО «РН-Энерго». Передача информации от АРМ ООО «РН-Энерго» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Регламент предоставления результатов измерений и состояний объектов измерений» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера БД, часы сервера ПАО «Россети Волга», 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 БД с соответствующим УСВ осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера БД производится при расхождении показаний часов с УСВ более ±1 с.

Сравнение показаний часов сервера ПАО «Россети Волга» с соответствующим УСВ осуществляется не реже 1 раза в сутки в автоматическом режиме. Сравнение показаний часов каждого УСПД с часами сервера ПАО «Россети Волга» осуществляется не реже 1 раза в сутки в автоматическом режиме.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД (для ИК №№ 24-52) осуществляется в автоматическом режиме во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД (для ИК №№ 1-23) осуществляется в автоматическом режиме во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки.

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ ООО «КВС» наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера БД, типографским способом. Дополнительно заводской номер 047 указывается в формуляре.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

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

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Состав ИК Л И ИС КУЭ и их

Номер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты				Серверы / УСВ	Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	TH	Счетчики	УСПД			Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	ПС 110 кВ Гусёл-ка, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, Ф.604, КЛ-6 кВ Ф.604	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Per. № 1856-63 Фазы: А; С	НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 27524-04	УСПД-1: ЭКОМ-3000 Per. № 17049-09	Сервер ПАО «Россети- Волга» СВ-04 Per. № 74100-19 Сервер МУПП «Са-ратовводо-канал» УСВ-3 Per. № 64242-16	Активная Реактивная	1,3 2,5	3,2 5,1
2	ПС 110 кВ Гусёл-ка, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, Ф.609, КЛ-6 кВ Ф.609	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1856-63 Фазы: А; С	НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 27524-04			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,2 5,1
3	ПС 110 кВ Гусёл-ка, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, Ф.617, КЛ-6 кВ Ф.617	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Per. № 1856-63 Фазы: А; С	НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 51621-12 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 27524-04			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,2 5,1
4	ПС 110 кВ Гусёл-ка, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, Ф.619, КЛ-6 кВ Ф.619	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 1856-63 Фазы: А; С	НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 51621-12 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 27524-04			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,2 5,1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
10	ПС 110 кВ Пищевая, РУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, Ф.1014, КЛ-ЮкВ Ф.1014	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 1856-63 Фазы: А; С	НТМИ-10-66УЗ Кл.т. 0,5 10000/100 Per. № 831-69 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12	УСПД-4: ЭКОМ-3000 Per. № 17049-09	Сервер ПАО «Россети-Волга» СВ-04 Per. № 74100-19 Сервер МУ1Ш «Са-ратовводо-канал» УСВ-3 Per. № 64242-16	Активная Реак тивная	1,3 2,5	3,2 5,1
11	ПС 110 кВ Пищевая, РУ-10 кВ, ЗСШ 10 кВ, ФЛ029, КЛ-ЮкВ Ф.1029	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 1856-63 Фазы: А; С	НТМИ-10-66УЗ Кл.т. 0,5 10000/100 Per. № 831-69 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,2 5,1
12	ПС ПО кВ Промышленная, РУ-6 кВ, ЗСШ 6 кВ, Ф.606, КЛ-6 кВ Ф.606	ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Per. № 1261-59 Фазы: А; С	НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 831-53 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04	УСПД-5: ЭКОМ-3000 Per. № 17049-09		Активная Реак тивная	1,1 2,3	3,0 4,6
13	ПС по кВ Промышленная, РУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, Ф.639, КЛ-6 кВ Ф.639	ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 1000/5 Per. №25433-11 Фазы: А; В; С	НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 831-53 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 27524-04			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,2 5,1
14	ПС ПО кВ Мирный, РУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, ФЛ0П,КЛ-10кВ ФЛОП	ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5S 300/5 Per. №47959-11 Фазы: А; В; С	ЗНОЛП.4-10 Кл.т. 0,5 10000/л/3/100/л/3 Per. №46738-11 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12	УСПД-6: ЭКОМ-3000 Per. № 17049-09		Активная Реак тивная	1,3 2,5	3,3 5,6
15	ПС по кВ Мирный, РУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, ФЛОП, КЛ-ЮкВ ФЛОП	ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5S 300/5 Per. №47959-11 Фазы: А; С	ЗНОЛП.4-10 Кл.т. 0,5 10000/л/3/100/л/3 Per. №46738-11 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
22	ПС ПО кВ Сеча, РУ-6 кВ, 1СШ6 кВ, Ф.607	ТОЛ юхлз Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 7069-82 Фазы: А; С	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Per. № 11094-87 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 27524-04	УСПД-7: ЭКОМ-3000 Per. № 17049-09	Сервер ПАО «Россети-Волга» СВ-04 Per. № 74100-19 Сервер МУ1Ш «Са-ратовводо-канал» УСВ-3 Per. № 64242-16	Активная Реак тивная	1,1 2,2	3,2 5,1
23	ПС ПО кВ Сеча, РУ-6 кВ, 4СШ 6 кВ, Ф.616, КЛ-6 кВ Ф.616	ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1000/5 Per. № 7069-79 Фазы: А; С	НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 27524-04			Активная Реак тивная	1,3 2,5	3,2 5,1
24	РП Газовик 10 кВ, РУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, ЯЧ.6, ВЛ-10 кВ №1	ТЛК-10 Кл.т. 0,2S 100/5 Per. № 9143-06 Фазы: А; С	НПО Л-10 Кл.т. 0,5 10000/л/3/100/л/3 Per. №31752-09 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17	—	Сервер МУ1Ш «Са-ратовводо-канал» УСВ-3 Per. № 64242-16	Активная Реак тивная	0,9 1,6	1,6 2,6
25	РП Газовик 10 кВ, РУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. 13, ВЛ-10 кВ №2	ТЛК-10 Кл.т. 0,2S 100/5 Per. № 9143-06 Фазы; А; С	НПО Л-10 Кл.т. 0,5 10000/л/3/100/л/3 Per. №31752-09 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	0,9 1,6	1,6 2,6
26	РП Кожзавод 6 кВ, РУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.1,КЛ-6 кВ Ф.601	ТПЛ-Ю-М Кл.т. 0,5 200/5 Per. №22192-07 Фазы: А; С	ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/л/3/100/л/3 Per. № 3344-08 Фазы: А; В; С	Меркурий 234 ARTM-00 DPBR.R Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 75755-19			Активная Реак тивная	1,3 2,5	3,2 5,5

Примечания:

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

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

• 3 Погрешность в рабочих условиях для ПК №№ 7-9, 13-17, 24, 25, 27, 40, 48, 51 указана для силы тока 2 % от Пом; для остальных ПК указана для силы тока 5 % от Пом; созф = 0,8инд.

• 4 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АПИС 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 АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	52
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Uном	от 95 до 105
сила тока, % от Iном для ИК №№ 7-9, 13-17, 24, 25, 27, 40, 48, 51	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином	от 90 до 110
сила тока, % от 1ном для ИК №№ 7-9, 13-17, 24, 25, 27, 40, 48, 51	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков
и УСПД, °С	от +5 до +35
температура окружающей среды в месте расположения серверов,
°С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
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 36697-17): среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
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 Меркурий 234: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	320000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УСВ типа УСВ-3: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УСВ типа СВ-04: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	110000
среднее время восстановления работоспособности, ч	0,5

1	2
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	75000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для серверов:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации:
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	10
для счетчиков типа Меркурий 234:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	170
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 серверов 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.

• - журналы УСПД:

параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

• - журнал серверов:

параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.

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); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

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

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество шт./экз.
1	2	3
Трансформаторы тока измерительные	ТВЛМ-10	12
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией	ТПЛ-10	5
Трансформаторы тока	ТПЛ-СВЭЛ-10	1
Трансформаторы тока	ТОЛ-10-I	9
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	2
Трансформаторы тока	ТЛО-10	3
Трансформаторы тока опорные	ТОЛ-10-I	6
Трансформаторы тока опорные	ТОЛ-10	4
Трансформаторы тока	ТОЛ 10ХЛ3	8
Трансформаторы тока	ТОЛ 10	4
Трансформаторы тока	ТЛК-10	4
Трансформаторы тока	ТПЛ-10-М	4
Трансформаторы тока проходные	ТПЛ-10-М	6
Трансформаторы тока	ТС	6
Трансформаторы тока	ТПОЛ 10	4
Трансформаторы тока шинные	ТШП-0,66	24
Трансформаторы тока	ТШП М-0,66 У3	6
Трансформаторы тока	Т-0,66 У3	6
Трансформаторы тока	ТЛК-СТ-10	3
Трансформаторы тока	ТОП-0,66	3

1	2	3
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ	ТТИ-30	6
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы	НАЛИ-СЭЩ-10	1
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	1
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66У3	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП	9
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6	2
Трансформаторы напряжения заземляемые	ЗНОЛП.4-10	6
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	2
Трансформаторы напряжения	НИОЛ-10	6
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06	6
Трансформаторы напряжения измерительные	ЗНОЛ.06-10	6
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛП-6	6
Трансформаторы напряжения	НИОЛ-СТ-10	3
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03	16
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	24
Счетчики электрической энергии статические	Меркурий 234	9
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные	СЭТ-4ТМ.02	3
Устройства сбора и передачи данных	ЭКОМ-3000	7
Устройства синхронизации единого времени	СВ-04	1
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер ПАО «Россети-Волга»	—	1
Сервер МУПП «Саратовводоканал»	—	1
Методика поверки	—	1
Формуляр	ЭНПР.411711.047.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «КВС», 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

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

ИНН 5024145974

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

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 «28» марта 2025 г. № 636

Регистрационный № 82630-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная

учета электроэнергии Каргалинской ТЭЦ для филиала «Оренбургский» ПАО «Т Плюс»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Каргалинской ТЭЦ для филиала «Оренбургский» ПАО «Т Плюс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ состоит из двух уровней:

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

Счетчики подключаются непосредственно к ИВК через расширитель интерфейса RS-422/485 Nport 5630-16 MOXA. Устройство NPort представляет собой сервер последовательных интерфейсов, который предназначен для подключения счетчиков с интерфейсами RS-485 к сети Ethernet.

• 2- ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), блок коррекции времени ЭНКС-2 (БКВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня.

ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

• - сбор информации от счетчиков электроэнергии (результат измерений, журнал событий);

• - обработку данных и их архивирование;

• - передачу данных коммерческого учёта в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language -XML) смежным субъектам оптового рынка (ОРЭ), Системному оператору и Коммерческому оператору.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

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

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения 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;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

• - сбор журналов событий счетчиков.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные 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 соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной Средняя за период реактивная мощность активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи

информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с коэффициентов трансформации ТТ и ТН, сбор и хранение результатов измерений.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени уровнях системы (ИИК и ИВК). СОЕВ включает в себя часы сервера АИИС КУЭ, ЭНКС-2 и счетчиков. Блок коррекции времени ЭНКС-2 синхронизирует собственную шкалу времени с национальной шкалой времени UTC(SU) по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS, получаемым от встроенного приемника сигналов ГНСС ГЛОНАСС/GPS.

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени ЭНКС-2 происходит 1 раз в 60 минут. Коррекция шкалы времени сервера АИИС КУЭ выполняется при расхождении с показаниями ЭНКС-2 более чем на ±2 с.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками. Коррекция шкалы времени счетчика производится при расхождении времени счетчика и сервера более чем на ±2 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

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

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 002 указывается в паспорте-формуляре. 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 АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.

ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.

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

Идентификационные данные ПК «Энергосфера» указаны в таблице 1.

Таблица 1 -

обеспечения

данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПК «Энергосфера»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 9.0
Цифровой идентификатор ПО (Linux)	libpso metr.so 01e3eae897f3ce5aa58ff2ea6b948061
Цифровой идентификатор ПО (Windows)	pso metr.dll 6c13139810a85b44f78e7e5c9a3edb93
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Основные метрологические характеристики ИК приведены в таблице 3. Основные технические характеристики приведены в таблице 4.

Таблица 2 - Состав

каналов АИИС КУЭ

Номер и наименование ИК		Состав измерительного канала
		Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик	УССВ
1	2	3	4	5	6
1	Трансформатор Т-1 110кВ	ТВ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 19720-05	НКФ110-57 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1188-58	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12	00 г- I-,' о сц и Г)
2	Трансформатор Т-2 110кВ	ТВ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 19720-05	НКФ110-57 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1188-58	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
3	Трансформатор Т-3 110кВ	ТВ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 19720-05	НКФ110-57 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1188-58	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
4	Трансформатор Т-4 110кВ	ТВ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 19720-05	НКФ110-57 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1188-58	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-12
5	Трансформатор Т-5 110кВ	ТВ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 19720-05	НКФ110-57 110000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1188-58	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
6	Трансформатор Т-6 110кВ	ТВ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 19720-05	НКФ110-57 110000/^3/100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1188-58	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
7	яч.25 ВЛ - 110 кВ КТЭЦ -ГП-7	ТВ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 19720-05	НКФ110-57 110000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 1188-58	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
8	яч.7 ВЛ -110 кВ КТЭЦ - Каргалинская-1	ТВ 600/5 Кл. т. 0,5 Рег.№ 19720-05	НКФ110-57 110000/V3/100/V3 Кл. т. 0,5 Рег.№ 1188-58	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-12

Примечания:

• 1 Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утверждённых 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 утвержденных типов.

• 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.

  Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±5), %	Г раницы погрешности в рабочих условиях (±5), %
  1-16, 27-37, 41-	Активная	1,1	5,5
  46	Реактивная	2,3	2,9
  	Активная	1,2	5,7
  17-26, 38, 39	Реактивная	2,5	3,6
  40	Активная	1,2	5,7
  	Активная	1,1	5,5
  47, 48	Реактивная	2,5	4,1
  49-53, 59, 62, 65,	Активная	0,8	5,3
  73	Реактивная	1,9	2,7
  54, 58, 60, 70, 71, 74-77	Активная	1,0	5,6
  	Активная	1,1	5,5
  55	Реактивная	2,3	2,8
  	Активная	1,0	5,6
  61, 63, 64, 66-68	Реактивная	2,1	3,5
  Пределы допускаемой погрешности		±5
  СОЕВ, с
  Примечания
  1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
  мощности (получасовой).
  2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы
  интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 4 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	73
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 98 до 102
- сила тока, % от 1ном	от 5 до 120
- частота, Гц	от 49,8 до 50,2
- коэффициент мощности cos9	0,87
температура окружающей среды, °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ 30206-94	от +21 до +25
ГОСТ Р 52323-2005	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ 26035-83	от +18 до +22
ГОСТ Р 52425-2005	от +21 до +25

1	2
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom	от 90 до 110
- сила тока, % от Ihom	от 5 до 120
- коэффициент мощности cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды, °С:
- для ТТ и ТН	от -40 до +40
- для электросчетчиков, °С	от -40 до +60
- для УСВ и сервера, °С	от -10 до +50
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	50000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	50000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации Счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	45
- при отключении питания, лет, не менее	2
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии
средства 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;

Регистрация событий:

- журнал событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания/восстановления питания счетчика;

- коррекции времени счетчика,

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирования:

- счетчиков электрической энергии;

- клеммников измерительных трансформаторов;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- защита информации на программном уровне:

- пароль доступа на счетчики электрической энергии;

- пароль доступа на сервер;

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформатор тока встроенный	ТВ	48
Трансформатор тока	ТШВ15Б	15
Трансформатор тока шинный	ТШЛ 20	12
Трансформатор тока измерительный	ТВЛМ-10	46
Трансформатор тока опорный	ТОП-0,66	60
Трансформатор тока	ТЛМ-10	2
Трансформатор тока шинный	ТШП-0,66	6
Трансформаторы тока опорные	ТОП 0,66	6
Трансформатор напряжения	НКФ110-57	12
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	4
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	1
Трансформатор напряжения	НОМ-6	30
Трансформатор напряжения	НАМИ-10-95УХЛ2	2
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-15-63	14
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-15-63М	1
Трансформатор напряжения заземляемый	ЗНОЛ	3
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	33
Счетчик электроэнергии многофункциональный	ЕА05RL-B-4	3
Счетчик электроэнергии многофункциональный	ЕА05RL-B-3	9
Счетчик электроэнергии многофункциональный	ЕА05L-B-4	10
Счетчик электрической энергии многофункциональный	ЕА02RL-P2B-3W	1
Счетчик электрической энергии многофункциональный	ЕА02RAL-B-3W	1
Счетчик электроэнергии многофункциональный	ЕА02RL-P2BN-4	5
Счетчик электроэнергии многофункциональный	ЕА02RAL-B-4	4
Счетчик электроэнергии многофункциональный	ЕА02RL-Р2BN-3	1
Счетчик электроэнергии многофункциональный	ЕА05RAL-B-4	6

1	2	3
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	1
Устройство синхронизации времени	ЭНКС-2	1
Формуляр	РУАГ.411734.009 ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием учета

Плюс», записи

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Т Плюс» (ПАО «Т Плюс») ИНН 6315376946

Юридический адрес: 143421, Московская обл., Красногорский «Балтия», тер. 26 км бизнес-центр «Рига-Ленд», стр. 3, оф. 506 Телефон: +7 (495) 980-59-00

Факс: +7 (495) 980-59-08

E-mail: info@tplusgroup.ru

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Т Плюс» (ПАО «Т Плюс») ИНН 6315376946

Адрес: 460024, г. Оренбург, Аксакова ул., д. 3

Юридический адрес: 143421, Московская обл., Красногорский «Балтия», тер. 26 км бизнес-центр «Рига-Ленд», стр. 3, оф. 506 Телефон: +7 (495) 980-59-00

Факс: +7 (495) 980-59-08

E-mail: info@tplusgroup.ru

Испытательный центр

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

ИНН 7444052356

Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2

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

E-mail: encomplex@yandex.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «28» марта 2025 г. № 636

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

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

Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать в автоматизированном режиме измерительную информацию в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности от других АИИС КУЭ утвержденного типа.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы координированного времени Российской Федерации UTC(SU) на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС синхронизирующим собственную шкалу времени с координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по системы ГЛОНАСС.

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0». Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	«Пирамида 2.0»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 10.6
Наименование программного модуля ПО	BinarvPackControls.dll
Цифровой идентификатор ПО	EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476
Наименование программного модуля ПО	CheckDataIntegritv.dll
Цифровой идентификатор ПО	E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7
Наименование программного модуля ПО	ComIECFunctions.dll
Цифровой идентификатор ПО	BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27
Наименование программного модуля ПО	ComModbusFunctions.dll
Цифровой идентификатор ПО	AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917
Наименование программного модуля ПО	ComStdFunctions.dll
Цифровой идентификатор ПО	EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373
Наименование программного модуля ПО	DateTimeProcessing.dll
Цифровой идентификатор ПО	D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D
Наименование программного модуля ПО	SaleValuesDataUpdate.dll
Цифровой идентификатор ПО	B6740D3419A3BC1A42763 860BB6FC8AB
Наименование программного модуля ПО	SimpleVeril'vDataStatuses.dll
Цифровой идентификатор ПО	61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39
Наименование программного модуля ПО	SummaryCheckCRC. dll
Цифровой идентификатор ПО	EFCC55E91291DA6F80597932364430D5
Наименование программного модуля ПО	ValuesDataProcessing. dll
Цифровой идентификатор ПО	013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-6.

Таблица 2 - Состав ИК ЛИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	тт	TH	Счетчик	УССВ/Сервер	Вид электрической энергии и мощности
1	2	3	4	5	6	7
1	Смоленская ТЭЦ-2, ТГ-1 (6 кВ)	ТШЛ20 8000/5 Кл. т. 0,5 Per. № 1837-63	ЗНОМ-15-63 6000;л/3/100;х/3 Кл. т. 0,5 Per. № 1593-70	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04	Сервер: DEPO УССВ: УСВ-3 Per. № 84823-22	активная реактивная
2	Смоленская ТЭЦ-2, ТГ-2 (10 кВ)	ТШЛ20 8000/5 Кл. т. 0,5 Per. № 1837-63	ЗНОМ-15-63 10000:л/з/100:л/з Кл. т. 0,5 Per. № 1593-70 Per. № 1593-05	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04		активная реактивная
3	Смоленская ТЭЦ-2, ТГ-3 (10,5 кВ)	ТВ-СВЭЛ 10000/5 Кл. т. 0,2S Per. № 67627-17	ЗНОЛ(П)-СВЭЛ 10500:л/з/100:л/з Кл. т. 0,2 Per. №	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04		активная реактивная
4	Смоленская ТЭЦ-2, ОРУ ПО кВ, ВЛ ПО кВ Смоленская ТЭЦ-2 -Литейная с отп. I цепь (ВЛ-103)	ТВ 1000/5 Кл. т. 0,5 Per. № 19720-00	НКФ 110-57 НКФ ПО П0000:л/3/100:л/3 Кл. т. 0,5 Per. № 86658-22 Per. № 86659-22	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04		активная реактивная
			НКФ ПО П0000:л/3/100:л/3 Кл. т. 0,5 Per. № 86659-22

1	2	3	4	5	6	7
14	Смоленская ТЭЦ-2, ОРУ-ПОкВ, ШОВ-1	ТГФМ-110П* ТГФ110-П* 1000/5 Кл. т. 0,28 Кл. т. 0,58 Per. № 36672-08 Per. № 34096-07	НКФ 110-57 НКФ ПО 110000:х/з/100:л/з Кл. т. 0,5 Per. № 86658-22 Per. № 86659-22	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04	Сервер: ПЕРО УССВ: УСВ-3 Per. № 84823-22	активная реактивная
			НКФ ПО П0000:л/3/100:л/3 Кл. т. 0,5 Per. № 86659-22
15	Смоленская ТЭЦ-2, ОРУ-ПОкВ, ШОВ -2	ТГФ110-П* 1000/5 Кл. т. 0,58 Per. № 34096-07	НКФ ПО П0000:л/3/100:л/3 Кл. т. 0,5 Per. № 86659-22	СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 27524-04		активная реактивная
			НКФ 110-57 П0000:л/3/100:л/3 Кл. т. 0,5 Per. № 86658-22
Примечания: 1. Допускается замена ТТ, TH, счетчиков, на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АПИС КУЭ не претендует на улучшение, указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УССВ на аналогичные средства измерений утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера АПИС 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 средств измерений. 5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 -

ИК (активная

и мощность)

Номер ИК и классы точности компонентов (средств измерений), входящих в состав уровня ИИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %			Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %
		cos ф = 1	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 1	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1, 2, 4 - 13 (ТТ 0,5; ТН 0,5; счетчик 0,2S)	1н1<11<1,21н1	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
	0,21н1<11<1н1	1,1	1,6	2,9	1,2	1,8	3,0
	0,051н1<11<0,21н1	1,8	2,8	5,4	1,9	2,9	5,4
3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; счетчик 0,2S)	1н1<11<1,21н1	0,5	0,6	0,9	0,8	1,0	1,2
	0,21н1<11<1н1	0,5	0,6	0,9	0,8	1,0	1,2
	0,051н1<11<0,21н1	0,6	0,8	1,2	0,8	1,0	1,4
	0,011н1<11<0,051н1	1,0	1,3	2,0	1,2	1,5	2,2
14, 15 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 0,2S)	1н1<11<1,21н1	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
	0,21н1<11<1н1	0,9	1,2	2,2	1,0	1,4	2,3
	0,051н1<11<0,21н1	1,1	1,6	2,9	1,2	1,8	3,0
	0,011н1<11<0,051н1	1,8	2,9	5,4	2,0	3,0	5,5

Примечания:

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

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

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

Таблица 4 -

и мощность)

ИК

Номер ИК и классы точности компонентов (средств измерений), входящих в состав уровня ИИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %		Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), %
		cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1	2	3	4	5	6
1, 2, 4 - 13	1н1<11<1,21н1	1,8	1,2	2,0	1,4
(ТТ 0,5; ТН 0,5;	0,21н1<11<1н1	2,4	1,5	2,6	1,7
счетчик 0,5)	0,051н1<11<0,21н1	4,4	2,6	4,6	2,8

1	2	3	4	5	6
3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; счетчик 0,5)	1н1<11<1,21н1	0,9	0,7	1,2	1,1
	0,21н1<11<1н1	0,9	0,7	1,3	1,1
	0,051н1<11<0,21н1	1,3	1,0	1,8	1,5
	0,021н1<11<0,051н1	2,3	1,5	3,2	2,1
14, 15 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 0,5)	1н1<11<1,21н1	1,8	1,2	2,0	1,4
	0,21н1<11<1н1	1,8	1,2	2,0	1,4
	0,051н1<11<0,21н1	2,5	1,6	2,8	1,9
	0,021н1<11<0,051н1	4,6	2,7	5,1	3,1

Примечания:

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

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

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

Таблица 5 -

СОЕВ

Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с	±5

Таблица 6 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	15
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до101
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,5 до 50,5
- коэффициент мощности cos9	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,°С	от +5 до +35
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5

1	2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более	3
Сервер АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	180000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	113
- при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер АИИС КУЭ:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

Регистрация событий:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

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

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках и сервере.

Защищенность применяемых компонентов:

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

- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера (серверного шкафа);

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

- счетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени:

- счетчика (функция автоматизирована);

- сервера (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный

информационно-измерительную коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) Смоленской ТЭЦ-2 типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформатор тока	ТШЛ 20	6
Трансформатор тока	ТВ-СВЭЛ	3
Трансформатор тока	ТВ	30
Трансформатор тока	ТГФМ-110 II*	1
Трансформатор тока	ТГФ110-11*	5
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-15-63	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ(П)-СВЭЛ	3
Трансформатор напряжения	НКФ 110-57	5
Трансформатор напряжения	НКФ 110	7
Счетчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03	15
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер АИИС КУЭ	DEPO	1
Программное обеспечение	«Пирамида 2.0»	1
Формуляр	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Смоленской ТЭЦ-2, аттестованной 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 Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Квадра» - «Генерирующая компания»

(ПАО «Квадра»)

ИНН 6829012680

Юридический адрес: 300012, Тульская обл., г. Тула, ул. Тимирязева, д. 99в Телефон: (4872) 25-43-59

Изготовитель

Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии» (АО ГК «Системы и Технологии»)

ИНН 3327304235

Юридический адрес: 600014, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А, помещ. 27

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

Телефон: (4922) 33-67-66, (4922) 33-79-60, (4922) 33-93-68 E-mail: st@sicon.ru

Испытательные центры

Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии» (АО ГК «Системы и Технологии»)

Юридический адрес: 600014, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А, помещение 27

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

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312308.

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

Юридический адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, эт. 4, помещ. I, ком. № 6, 7

Адрес места осуществления деятельности: 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.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «28» марта 2025 г. № 636

Регистрационный № 81442-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения ПАО «Роствертол»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения ПАО «Роствертол» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для 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.

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

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) многофункциональные 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 устройство сбора и передачи данных (УСПД), каналообразующую аппаратуру;

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

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее данные по ИК передаются на сервер ООО «РТ-Энерго», где происходит оформление отчетных документов. Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в сервере ООО «РТ-Энерго».

Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) с электронно-цифровой подписью ООО «РТ-Энерго» в виде макетов XML формата, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером ООО «РТ-Энерго» по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.

Сервер ООО «РТ-Энерго» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с зарегистрированными в Федеральном информационном фонде АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML формата, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с допускаемой погрешностью не более, указанной в таблице 2. СОЕВ включает в себя УСВ, часы сервера ООО «РТ-Энерго», часы УСПД и счётчиков. УСВ осуществляет прием и обработку сигналов глобальной навигационной спутниковой системой собственных часов Федерации UTC(SU). превышении уставки

«РТ-Энерго» с УСВ осуществляется не реже 1 раза в сутки. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).

Часы УСПД синхронизируются от часов сервера ООО «РТ-Энерго». Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).

Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ООО «РТ-Энерго» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Маркировка заводского номера и даты выпуска АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на корпусе сервера ИВК, типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре.

Заводской номер АИИС КУЭ 240. Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 -

данные ПК

г

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав ИК Л И ИС КУЭ и их

Но мер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты					Сервер	Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	TH	Счетчик	УСПД	УСВ			Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	ПС 110кВР7, ОРУ-35 кВ, 1 СШ35 кВ, яч.751,КЛ-35 кВ №751	ТВ Кл.т. 0,2S 600/5 Per. №64181-16	НОМ-35-66 Кл.т. 0,5 35000/100 Per. № 187-70	A1805RALXQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 31857-06	эком- 3000 Per. № 17049-14	УСВ-3 Per. № 64242-16	О О (50 ТЗ о о сц и W "S о	Активная Реактивная	1,0 1,8	2,2 4,9
2	ПС 110кВР7, ОРУ-35 кВ, 2 СШ35 кВ, ЯЧ.752, КЛ-35 кВ №752	ТВ Кл.т. 0,2S 600/5 Per. №64181-16	НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Per. № 19813-09	A1802RLXQ- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06				Активная Реактивная	0,9 1,5	1,6 2,9
3	ПС 110кВР7, РУ-6 кВ, 1 СП! 6 кВ, ЯЧ.7, КЛ- 6 кВ №705	ТИОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 1261-59	НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 16687-02	A1802RLXQ- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06				Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 4,6
4	ПС 110кВР7, РУ-6 кВ, 2 СП! 6 кВ, ЯЧ.14, КЛ-6 кВ №706	ТИОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 1261-59	НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 16687-02	A1802RLXQ- P4GB-DW-4 Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 31857-06				Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 4,6

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

Примечания

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

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

• 3 Погрешность в рабочих условиях указана для созф = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ПК № 1 - 39 от +10 °C до +30 °C.

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

• 5 Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.

• 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	39
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 95 до 105
- ток, % от Iном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,9
- температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- ток, % от Iном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности cos9	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС	от -45 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, оС	от +10 до +30
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для электросчетчика ЭКОМ-3000	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее	113
- при отключении питания, лет, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее - сохранение информации при отключении питания, лет, не	45
менее Сервер:	10
- 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; пропадания напряжения; коррекции времени; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

- журнал сервера:

параметрирования;

пропадания напряжения; коррекции времени.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчиков электрической энергии; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

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

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра 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
Трансформатор тока	ТВ	6
Трансформатор тока	ТПОЛ-10	12

таблицы 4

1	2	3
Трансформатор тока	ТПОЛ 10	14
Трансформатор тока	ТОЛ-НТЗ-10	3
Трансформатор тока	ТПЛ	4
Трансформатор тока	ТПЛ-10	2
Трансформатор тока	ТТЭ	3
Трансформатор тока	Т-0,66 У3	24
Трансформатор тока	ТПЛМ-10	2
Трансформатор тока	ТТК-А	3
Трансформатор тока	ТОЛ-10-I	6
Трансформатор тока	ТЛК10	2
Трансформатор тока	ТОП-0,66	3
Трансформатор тока	ТОЛ-НТЗ	6
Трансформатор тока	ТШ	6
Трансформатор тока	ТВГ-УЭТМ®	6
Трансформатор напряжения	НОМ-35-66	3
Трансформатор напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	1
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10	2
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	2
Трансформатор напряжения	НТМК-6-48	2
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-НТЗ-6	9
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06	3
Трансформатор напряжения	ЗНГА-110	6
Счётчик электрической энергии многофункциональный	A1805RALXQ-P4GB-DW-4	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	A1802RLXQ-P4GB-DW-4	5
Счётчик электрической энергии многофункциональный	A1805RLXQ-P4GB-DW-4	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МК.00	12
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МК.04	13
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.02М.03	2
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МК.20	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.01	2
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	2
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Устройство сбора и передачи данных	ЭКОМ-3000	1
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	1
Сервер ООО «РТ-Энерго»	Dell EMC PowerEdge R640	1
Паспорт-формуляр	ЭНСТ.411711.240.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) ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения ПАО «Роствертол», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», 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 59793-2021 «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 с ограниченной ответственностью «РТ-Энергоэффективность» (ООО «РТ-Энерго»)

ИНН 7729663922

Адрес: 115054, г. Москва, Стремянный пер., д. 11

Юридический адрес: 119415, г. Москва, ул. Удальцова, д. 1А

Телефон: (499) 426-00-96

Web-сайт: www.rtenergy.ru

E-mail: info@rtenergy.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «РТ-Энергоэффективность» (ООО «РТ-Энерго»)

ИНН 7729663922

Адрес: 115054, г. Москва, Стремянный пер., д. 11

Юридический адрес: 119415, г. Москва, ул. Удальцова, д. 1А

Телефон: (499) 426-00-96

Web-сайт: www.rtenergy.ru

E-mail: info@rtenergy.ru

Испытательные центры

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.

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

Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, эт. 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: 8 (495) 410-28-81

E-mail: info@sepenergo.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «28» марта 2025 г. № 636

Регистрационный № 81065-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества ПСП «Лугинецкое»

нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы счетчиков-расходомеров массовых, преобразователей температуры, давления, плотности, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают в комплекс измерительно-вычислительный, который их преобразует и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму как разность массы брутто нефти и массы балласта, определяемой по результатам лабораторных исследований пробы нефти, как общая массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Часть измерительных компонентов СИКН формируют измерительные каналы (ИК), метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока поверочной установки (БПУ), системы обработки информации (СОИ). Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКН и ее компоненты.

В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на однотипные с аналогичными метрологическими характеристиками.

Таблица 1 - Состав СИКН

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер ФИФ ОЕИ
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF, модификации CMF300 (далее - СРМ)	45115-10
Преобразователи измерительные 644	14683-09
Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65	22257-11
Преобразователи давления измерительные 3051	14061-10
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835	52638-13

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер ФИФ ОЕИ
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835	15644-06
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	14557-05
Счетчик нефти турбинный МИГ, исполнение 32Ш	26776-08
Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4	303-91
Манометры показывающие точнных измерений МПТИ	53902-13
Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB (далее -ТПУ)	44252-10
Комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») с «горячим» резервированием (далее - ИВК)	43239-09

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

• 1) автоматическое измерение массы брутто нефти, плотности нефти, объемной доли воды в нефти, избыточного давления и температуры нефти;

• 2) автоматический и ручной отбор проб;

• 3) вычисление массы нетто нефти при вводе с клавиатуры АРМ оператора значений содержания воды, хлористых солей и механических примесей, определенных в лаборатории;

• 4) выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ):

• - рабочего и резервного СРМ по ТПУ;

• - рабочего преобразователя плотности по резервному ПП;

• - рабочего и резервного ПП по результатам измерений плотности в лаборатории;

• - рабочего влагомера по резервному влагомеру;

• - рабочего и резервного влагомеров по результатам измерений объемной доли воды в лаборатории;

• 5) регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов.

  от

  несанкционированного осуществляется в соответствии с описаниями типов СИ и МИ 3002-2006.

  Заводской номер 607 в виде цифрового обозначения, цифр, нанесен на маркировочную табличку печатным идентификацию, возможность прочтения и сохранность в процессе эксплуатации СИКН и в эксплуатационную документацию. Маркировочная табличка СИКН представлена на рисунке 1.

  Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.

  Общий вид СИКН представлен на рисунке 2.

  доступа в состав СИКН

Пломбирование компонентов СИКН

из трех арабских обеспечивающим

Рисунок 1 - Маркировочная табличка

Рисунок 2 - Общий вид СИКН

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и АРМ оператора. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 2.

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

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
	ИВК	АРМ оператора
Идентификационное наименование ПО	Formula.o	«Rate АРМ оператора УУН»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	6.05	2.3.1.1
Цифровой идентификатор ПО	DFA87DAC	B6D270DB

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода нефти через одну измерительную линию (ИЛ), т/ч	от 20 до 136
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч	от 20 до 240
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %	±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %	±0,35

Таблица 4 - Состав и основные

каналов (ИК)

Наименование ИК	Количество ИК	Состав ИК		Диапазон измерений ИК	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК
		Первичный измерительный преобразователь	Вторичная часть
ИК массового расхода нефти через одну ИЛ	2	Счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF- 300	Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л»	от 20 до 136 т/ч	±0,25 %

Таблица 5 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858-2002
Количество измерительных линий, шт.	2
Диапазон избыточного давления нефти, МПа	от 0,04 до 4,00
Диапазон температуры нефти, °С	от +2 до +30
Плотность нефти при температуре 20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3	от 700 до 900
Кинематическая вязкость нефти при рабочей температуре, сСт	от 1,0 до 15,0
Массовая доля воды, %, не более	0,50
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100
Содержание свободного газа	Не допускается
Режим работы СИКН	Непрерывный
Параметры электрического питания СИКН: - напряжение переменного тока измерительных цепей, В	220±22
- напряжение переменного тока силовых цепей, В	380±38
- частота переменного тока, Гц	50±1
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды для средств измерений в составе БИЛ, БИК и БПУ, °С	от +5 до +25
- температура окружающей среды для средств измерений в составе СОИ, °С	от +15 до +30
- относительная влажность, %	от 30 до 90
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 106

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации печатным способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое», зав. № 607	-	1 шт.
Инструкция по эксплуатации	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти № 1504 ПСП «Лугинецкое» (свидетельство об аттестации методики измерений № RA.RU.313939/29-701-2024, аттестующая организация ФБУ «Томский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.313939).

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Приказ Росстандарта от 1 ноября 2019 г. № 2603 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений плотности»;

Приказ Росстандарта от 23 декабря 2020 г. № 2198 «Об утверждении Государственного первичного эталона единицы температуры в диапазоне от 0 до 3200 °С»;

Приказ Росстандарта 20 октября 2022 г. № 2653 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений избыточного давления до 4000 МПа»;

ГОСТ 8.614-2013 «Межгосударственный стандарт. Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов»;

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.1.1).

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-Восток» (ООО «Газпромнефть-Восток»)

ИНН: 7017126251

Юридический адрес: 634045, г. Томск, ул. Нахимова, д.13а, стр. 1

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Домодедовский опытный машиностроительный завод» (ООО «ДОМЗ»)

ИНН 7710535349

Адрес: 142005, Московская обл., г. Домодедово, ул. Кирова, д. 27

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»)

Адрес: 634012, Томская обл., г. Томск, ул. Косарева, д. 17а

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.313315.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «28» марта 2025 г. № 636

Регистрационный № 84107-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Липецкая генерация»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными объектами филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация», сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии многофункциональные (далее - 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) типа RTU-327 (рег. № 41907-09), устройство синхронизации времени типа УССВ-2 (рег. № 54074-13) и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения из состава «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии Альфа-ЦЕНТР» (рег № 44595-10) включает в себя сервер баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

• - сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;

• - измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ);

- хранение информации о результатах измерений в специализированной базе данных по заданным критериям;

- передача информации о результатах измерений АО «АТС» и внешним пользователям;

- доступ к информации и передача ее в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ);

- диагностика и функционирование средств измерений, технических и программных средств АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются ТТ и ТН в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы счетчика. 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, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS-485 на сервер, а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматизированных рабочих местах. Далее цифровой сигнал при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и передача измерительной информации.

СБД автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергии. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи. Архивы информации о результатах измерений приращений потребленной электроэнергии хранятся не менее 5 лет.

Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает результаты потребления электроэнергии по ИК за интервал времени 30 мин. Передача информации происходит в формате XML.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с национальной шкалой времени UTC (SU) с помощью приема сигналов от навигационной системы ГЛОНАСС/GPS УССВ-2, имеющего погрешность синхронизации с национальной шкалой времени UTC (SU) ±1 мкс. Синхронизация внутренних часов УСПД и сервера БД происходит автоматически при расхождении со шкалой времени УССВ-2 более чем на ±2 с не реже 1 раза в час. Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД на величину более чем ±2 с выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.

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

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. Заводской номер 05 указывается в паспорте на АИИС КУЭ типографским способом. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в паспорте на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

ПО является метрологически значимым.

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 каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационным признаком ПО служит номер версии ПО и цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма), которые отображаются на мониторе при запуске программы.

Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	«АльфаЦЕНТР»
Номер версии (идентификационный номер ПО)	12.1
Цифровой идентификатор ПО	3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Примечания:

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

• 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

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

• 4 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится

совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные

Номера ИК	Вид электрической энергии	Границы основной погрешности, (±5), %	Границы относительной погрешности в рабочих условиях, (±5), %	Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с
1	2	3	4	5
29, 31, 33	Активная	1,1	2,4
	Реактивная	2,0	4,7	±5
30, 32	Активная	0,9	2,7
	Реактивная	2,1	3,9

Примечания:

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

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

Таблица 4 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	5
Начальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности, cos ф	0,9
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 5 до 120
- коэффициент мощности:
cos ф	от 0,5 до 1,0
sin ф	от 0,5 до 0,87
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
- температура окружающей среды для счётчика Альфа А1800, °С	от -40 до +65
- температура окружающей среды для сервера ИВК, °С	от +10 до +30
Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счётчик Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД RTU-327LV:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	250000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер ИВК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	80000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1

1	2
Глубина хранения информации: Счётчик Альфа А1800: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее	180
- хранение данных при отключении питания, лет, не менее УСПД RTU-327LV:	30
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее	45
- хранение данных при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояния средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервное питание УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

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

Регистрация событий:

- в журнале событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения. Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера БД;

- защита информации на программном уровне:

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

- установка пароля на счетчике;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервере БД.

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографическим способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Трансформатор тока	ТШВ 15Б	6
	ТШЛ 20	9
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-20-63	3
	ЗНОМ-15-63	9
	ЗНОЛ.06	3
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	А1802RL-P4GB-DW-4	5
УСПД	RTU-327 LV	1
УССВ	УССВ-2	1
Сервер ИВК	Proliant DL380G4	1
ПО	АльфаЦЕНТР	1
Документация
Паспорт	2021РД-13.04 ЭСУ.ПС	1 шт.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в методике измерений, зарегистрированной в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.34.2021.40874, аттестованной ФБУ «Липецкий ЦСМ» (Уникальный номер записи об аккредитации в Реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312081).

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

Публичное акционерное общество «Квадра - Генерирующая компания» (ПАО «Квадра»), филиал ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация»

ИНН 6829012680

Адрес: 398600, Липецкая обл., г. Липецк, ул. Московская, д. 8а Юридический адрес: 300012, Тульская обл., г. Тула, ул. Тимирязева, д. 99в

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Квадра - Генерирующая компания»

(ПАО «Квадра»), филиал ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация»

ИНН 6829012680

Адрес: 398600, Липецкая обл., г. Липецк, ул. Московская, д. 8а Юридический адрес: 300012, Тульская обл., г. Тула, ул. Тимирязева, д. 99в

стандартизации, метрологии (ФБУ «Липецкий ЦСМ»)

Адрес: 398017, г. Липецк, ул. И.Г. Гришина, д. 9а

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311563.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «28» марта 2025 г. № 636

Регистрационный № 84108-21

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Липецкая генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени на объекте Липецкая ТЭЦ-2 филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация», сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии многофункциональные (далее - 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) типа RTU-327 (рег. № 41907-09), устройство синхронизации времени типа УССВ-2 (рег. № 54074-13) и каналообразующую аппаратуру.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения из состава «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии Альфа-ЦЕНТР» (рег № 44595-10) включает в себя сервера баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

• - сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;

• - измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ);

- хранение информации о результатах измерений в специализированной базе данных по заданным критериям;

- передача информации о результатах измерений АО «АТС» и внешним пользователям;

- доступ к информации и передача ее в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ);

- диагностика и функционирование средств измерений, технических и программных средств АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются ТТ и ТН в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы счетчика. 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, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS-485 на сервер, а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматизированных рабочих местах. Далее цифровой сигнал при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и передача измерительной информации.

СБД автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергии. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи. Архивы информации о результатах измерений приращений потребленной электроэнергии хранятся не менее 5 лет.

Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает результаты потребления электроэнергии по ИК за интервал времени 30 мин. Передача информации происходит в формате XML.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с национальной шкалой времени UTC (SU) с помощью приема сигналов от навигационной системы ГЛОНАСС/GPS УССВ-2, имеющего погрешность синхронизации с национальной шкалой времени UTC (SU) ±1 мкс. Синхронизация внутренних часов УСПД и сервера БД происходит автоматически при расхождении со шкалой времени УССВ-2 более чем на ±2 с не реже 1 раза в час. Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД на величину более чем ±2 с выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.

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

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. Заводской номер 44 указывается в паспорте на АИИС КУЭ типографским способом. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в паспорте на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

ПО является метрологически значимым.

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 каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационным признаком ПО служит номер версии ПО и цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма), которые отображаются на мониторе при запуске программы.

Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

ПО

данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	«АльфаЦЕНТР»
Номер версии (идентификационный номер ПО)	12.1
Цифровой идентификатор ПО	3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование объекта	Состав измерительного канала
		ТТ	ТН	Счетчик	|=т m & U о « о о & >. >> о
1	2	3	4	5	6
1	Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №11, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -Металлургическая Левая (ВЛ 110 кВ ТЭЦ- 2 Левая) 483070001107201	ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05	НКФ 110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №92793-24	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06	о ф 00 о 1 о и "7 й Л Е—' Рч сТ m о о
2	Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №10, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -Металлургическая Правая (ВЛ 110 кВ ТЭЦ- 2 Правая) 483070001107102	ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05	НКФ 110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №92793-24	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06
3	Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №5, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -Металлургическая I цепь 483070001107203	ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05	НКФ 110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №92793-24	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06
4	Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №25, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Сокол Правая (ВЛ 110 кВ Чугун Правая) 483070001107103	ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05	НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №92838-24	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06
5	Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №26, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Сокол Левая (ВЛ-110 кВ Чугун Левая) 483070001107204	ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05	НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №92838-24	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06
6	Липецкая ТЭЦ-2, РУСН-6кВ ВК, яч. №13, КЛ-6кВ СМО-1 481150002314101	ТЛМ-10 200/5, КТ 0,5 рег. №2473-69	ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5; рег. №3344-04	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06
7	Липецкая ТЭЦ-2, РУСН-6кВ ВК, яч. №2, КЛ-6кВ СМО-2 481150002314201	ТЛМ-10 200/5, КТ 0,5 рег. №2473-69	ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5; рег. №3344-04	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06

Примечания:

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

• 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

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

• 4 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится

совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные

Номера ИК	Вид электрической энергии	Границы основной погрешности, (±5), %	Границы относительной погрешности в рабочих условиях, (±5), %	Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с
1	2	3	4	5
1-5, 8-10,	Активная	0,5	1,1
13-16	Реактивная	1,4	2,6
6, 7, 11, 12	Активная	0,6	1,7
	Реактивная	2,0	4,1	±5
17, 19, 21	Активная	1,1	2,4
	Реактивная	2,0	4,7
18, 20	Активная	0,9	2,7
	Реактивная	2,1	3,9

Примечания:

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

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

Таблица 4 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	21
Начальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- ток, % от Iном	от 100 до 120
- коэффициент мощности, cos ф	0,9
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 5 до 120
- коэффициент мощности:
cos ф	от 0,5 до 1,0
sin ф	от 0,5 до 0,87
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
- температура окружающей среды для счётчика Альфа А1800, °С	от -40 до +65
- температура окружающей среды для сервера ИВК, °С	от +10 до +30
Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счётчик Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД RTU-327LV:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	250000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер ИВК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	80000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: Счётчик Альфа А1800: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут.,
не менее	180
- хранение данных при отключении питания, лет, не менее	30
УСПД RTU-327LV: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропо-
требления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее	45
- хранение данных при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояния
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

• - резервное питание УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

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

Регистрация событий:

• - в журнале событий счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:

• - электросчетчика;

• - промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера БД;

• - защита информации на программном уровне:

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

• - установка пароля на счетчике;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на сервере БД.

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Трансформатор тока	ТБМО-110 УХЛ1	24
	ТЛМ-10	10
	ТФЗМ 150Б-1У1	6
	ТВ-110	6
	ТШВ 15Б	9
	ТШЛ 20	6
Трансформатор напряжения	НКФ 110-57	6
	НКФ-110-57	6
	ЗНОЛ.06	9
	ЗНОМ-15-63	9
	ЗНОМ-20-63	3
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	А1802RAL-P4GB-DW-4	16
	А1802RL-P4GB-DW-4	5
УСПД	RTU-327 LV	1
УССВ	УССВ-2	1
Сервер ИВК	Proliant DL380G4	1
ПО	АльфаЦЕНТР	1
Документация
Паспорт	2021РД-13.03 ЭСУ.ПС	1 шт.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в методиках измерений, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номерами ФР.1.34.2021.40874 и ФР.1.34.2021.40875, аттестованными ФБУ «Липецкий ЦСМ» (Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312081).

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

Публичное акционерное общество «Квадра - Генерирующая компания» (ПАО «Квадра»), филиал ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация»

ИНН 6829012680

Адрес: 398600, Липецкая обл., г. Липецк, ул. Московская, д. 8а

Юридический адрес: 300012, Тульская обл., г. Тула, ул. Тимирязева, д. 99в

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Квадра - Генерирующая компания» (ПАО «Квадра»), филиал ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация»

ИНН 6829012680

Адрес: 398600, Липецкая обл., г. Липецк, ул. Московская, д. 8а

Юридический адрес: 300012, Тульская обл., г. Тула, ул. Тимирязева, д. 99в

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Липецкой области» (ФБУ «Липецкий ЦСМ»)

Адрес: 398017, г. Липецк, ул. И.Г. Гришина, д. 9а

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311563.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «28» марта 2025 г. № 636

Регистрационный № 77506-20

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 812

Назначение средства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 812 (далее - СИКН) предназначена для динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти, транспортируемой по трубопроводам, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты. Часть измерительных компонентов СИКН формируют измерительные каналы (ИК) массы и массового расхода нефти.

СИКН состоит из:

• - блока фильтров (БФ);

• - блока измерительных линий (БИЛ);

• - блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК);

• - системы сбора, обработки информации и управления;

• - системы дренажа.

В состав СИКН входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на измерительные компоненты утвержденного типа, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 -

компоненты

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (далее -СРМ)	45115-16
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065	53211-13

одолжение таблицы 1

Наименование измерительного компонента	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Преобразователи измерительные Rosemount 644	56381-14
Термопреобразователи прецизионные ПТ 0304-ВТ	77963-20
Преобразователи давления измерительные 2088	60993-15
Преобразователи давления измерительные 2051	56419-14
Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2	63044-16
Преобразователи плотности и расхода CDM	63515-16
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	14557-15
Преобразователи плотности и вязкости FVM	62129-15
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее - ИВК)	64224-16
Счетчик нефти турбинный МИГ	26776-08

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

СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматические измерения массы брутто нефти прямым методом динамических измерений за установленные интервалы времени в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;

- автоматизированные вычисления массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в аккредитованной испытательной химико-аналитической лаборатории или массовой доли воды, вычисленной по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером;

- автоматические измерения плотности нефти;

- автоматические измерения вязкости нефти;

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

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

- поверка и КМХ СРМ с применением передвижной поверочной установки;

- автоматический и ручной отбор проб нефти согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

- автоматический контроль технологических параметров нефти в СИКН, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Общий вид СИКН приведен на рисунке 1.

Заводской номер СИКН нанесен на маркировочную табличку, закрепленную внутри блок-бокса СИКН, методом металлографики согласно рисунку 2.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, на фланцевых соединениях и электронном преобразователе модели 2700 CРМ предусмотрены места для установки пломб. Пломбировка осуществляется нанесением знака поверки давлением на пломбы, установленные на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия в шпильках, расположенных на диаметрально противоположных фланцах, и контровочной проволоке, ограничивающей доступ в электронный преобразователь модели 2700, согласно рисунку 2.

Места установки пломб и нанесения знака поверки

Рисунок 2 - Места нанесения заводского номера, знака поверки и места установки пломб

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций СИКН. ПО СИКН реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированных рабочих мест (АРМ) оператора. ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы в СИКН и испытано при испытаниях СИКН в целях утверждения типа. Идентификационные данные ПО ИВК приведены в таблице 2.

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Таблица 2 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
	ИВК	АРМ оператора
Идентификационное наименование ПО	Linux Binary.app	OilQual
Номер версии (идентификационный номер) ПО	06.21/21	1.2
Цифровой идентификатор ПО	6051	A1B93442

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблицах 3, 4 и 5.

Таблица 4 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода, т/ч	от 20 до 60
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %	±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %	±0,35

Таблица 5 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных линий, шт.	2 (1 рабочая, 1 контрольнорезервная)
Избыточное давление, МПа, не более: - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое	1,2 0,2 1,6

Наименование характеристики	Значение
Режим работы СИКН	периодический
Суммарные потери давления в СИКН при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в рабочем режиме - в режиме поверки и КМХ	0,2 0,4
Режим управления: - запорной арматурой - регуляторами расхода и давления	ручной ручной
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц	380±38, трехфазное; 220±22, однофазное 50
Потребляемая мощность, кВт, не более	25
Условия эксплуатации: - температура воздуха в блок-боксе БФ, БИЛ, БИК, °С: - в отапливаемый период - в летний период, не более	от +5 до +30 +35
Средний срок службы, лет, не менее	8
Параметры измеряемой среды
Измеряемая среда	нефть по ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия»
Температура, °С	от +5 до +35
Плотность, кг/м3, не более	920
Вязкость кинематическая при рабочих условиях, мм2/с (сСт), не более	90
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)
Массовая доля воды, %, не более	1,0
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	900
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
Массовая доля серы, %, не более	4,5
Массовая доля парафина, %, не более	6,0
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более	100
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более	100
Массовая доля органических хлоридов, млн-1 (ppm), не более	10
Содержание свободного газа	не допускается

Знак утверждения типа

наносится в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность средства измерений приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и показателей качества нефти № 812, заводской № 015.00.00.000 СБ	-	1 шт.
Инструкция по эксплуатации	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 812» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2024.48719).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 812

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.1.1);

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».

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Технологические системы и оборудование» (ООО «ТСО»)

ИНН 7705501866

Адрес: 125057, г. Москва, ул. Новопесчаная, д. 8, к. 1 Телефон (факс): (495) 363-48-19

E-mail: info@tso-msk.ru

Web-сайт: www.tso-msk.ru

Испытательный центр

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

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

Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19 Телефон: (843) 272-70-62, факс: (843) 272-00-32

E-mail: office@vniir.org

Web-сайт: www.vniir.org

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

---