---

---

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95108-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Приемный пункт системы единого времени стартового комплекса космического

ракетного комплекса «Ангара - А5» ТСЮИ.403511.028

Назначение средства измерений

Приемный пункт системы единого времени стартового комплекса космического ракетного комплекса «Ангара - А5» ТСЮИ.403511.028 (далее - ПП СЕВ-СК 1А) предназначен для формирования, хранения шкалы времени (далее - ШВ) и её синхронизации с национальной ШВ UTC (SU), для формирования и выдачи на аппаратуру потребителей из состава стартового комплекса космического ракетного комплекса ракеты носителя тяжелого класса «Ангара-А5» синхрочастот и кодов времени, фиксации времени совершения событий при поступлении сигнала «Контакт подъем» («КП») и передачи информации о зафиксированном времени потребителям по локальной сети Ethernet; для синхронизации шкал времени потребителей по сети Ethernet с использованием протокола NTP.

Описание средства измерений

Конструктивно ПП СЕВ-СК 1А, заводской номер 74768401 состоит из:

• - шкафа ТСЮИ.469132.125;

• - шкафа ТСЮИ.469132.124;

• - антенн HX-CSX601A Harxon;

• - блока антенного СДВ ТСЮИ.464659.186;

• - блока антенного ИФРНС ТСЮИ.464659.185.

Принцип действия ПП СЕВ-СК 1А основан на приеме сигналов СРНС ГЛОНАСС/GPS, формировании по ним собственной ШВ на основе частоты опорного генератора, привязки формируемой ШВ по сигналам ДВ радионавигационных станций и СДВ радиостанций связи для обеспечения аппаратуры потребителей синхрочастотами и кодами времени, а также информации о точном значении времени и календарной дате.

В ПП СЕВ-СК 1А реализован принцип двухкомплектного «горячего» резервирования. ПП СЕВ-СК 1А состоит из двух независимых полукомплектов (основного и резервного), общих блоков и оборудования.

Каждый независимый полукомплект (основной и резервный) ПП СЕВ-СК 1А включает:

• - Сервер времени специализированный ТСЮИ.467883.096 - 1 шт.;

• - Блок формирования сигналов ТСЮИ.468179.067 - 1 шт.;

• - Генератор стабильной частоты ГСЧ ТСЮИ.468753.093 - 1 шт.;

• - Блок обработки временной информации ТСЮИ.467883.105 - 1 шт.;

• - Источники бесперебойного питания Smart-UPS SMT1500RMI2U-CH APC - 2 шт.;

• - Антенна HX-CSX601A Harxon - 1 шт.;

• - Разветвитель кода времени по интерфейсу RS-485 ТСЮИ.468347.061 - 1 шт.;

• - Коммутатор сетевой S5735-L32ST4X-A1 Huawei - 1 шт.

Состав общих блоков и оборудования для двух независимых (основного и резервного):

• - Блок приема сигналов СДВ ТСЮИ.464349.030 - 1 шт.;

• - Блок приема сигналов ИФРНС ТСЮИ.464349.031 - 1 шт.;

• - Блок фиксации времени события ТСЮИ.467883.107 - 1 шт.;

  шт.;

• - Устройства автоматического включения резерва APP4423 APC - 2

• - Счётчик учёта времени наработки ТСЮИ.467859.015 - 1 шт.;

• - Цифровые индикаторы температуры SK 5302.041 Rittal - 2 шт.;

• - Автоматизированное рабочее место ТСЮИ.468369.095 - 1 шт.;

• - Блоки фильтрации питания ТСЮИ.468829.016 - 2 шт.;

Серверы времени специализированные ТСЮИ.467883.096 (далее - СВС) формируют, хранят собственную ШВ и синхронизирует её с национальной ШВ UTC (SU) по сигналам открытого доступа спутниковых радионавигационных систем (далее - СРНС) ГЛОНАСС и GPS, обеспечивают сличение и синхронизацию собственной ШВ с внешней ШВ по протоколу PTP (IEEE 1588-2008), обеспечивают контроль состояния составных частей ПП СЕВ-СК 1А, обеспечивают составные части ПП СЕВ-СК 1А высокостабильными опорными сигналами частотой 10 МГц, 100 МГц, 1 Гц, передают код оцифровки своей ШВ, синхронизируют ШВ потребителей по протоколу NTP, выдают синхросигналы потребителям.

Блоки формирования сигналов ТСЮИ.468179.067 (далее - БФС) обеспечивают формирование и выдачу потребителям импульсных синхросигналов положительной полярности (сетка синхрочастот в соответствии с ГОСТ В 24152-83), сигнала «Старт» (одиночный импульс положительной полярности), синусоидальных синхросигналов частотой 5 МГц и последовательного кода времени по интерфейсу RS-485.

Блок фиксации времени события ТСЮИ.467883.107 (далее - БФВС) обеспечивает прием сигналов «КП» («Контакт подъема») с трех направлений, фиксацию и выдачу потребителям информации о времени свершения события по интерфейсу Ethernet.

Блоки обработки временной информации ТСЮИ.467883.105 (далее - БОВИ) обеспечивают прием и обработку команд от автоматизированной системы управления подготовкой пуска ракеты космического назначения (далее - АСУПП РКН), формирование и выдачу в АСУПП РКН временной информации.

Генераторы стабильной частоты ТСЮИ.468753.093 обеспечивают формирование и выдачу высокостабильного опорного синусоидального сигнала частотой 10 МГц.

Автоматизированное рабочее место ТСЮИ.468369.095 (далее - АРМ) предназначено для: контроля и визуализации основных параметров составных частей ПП СЕВ-СК 1А и выдачи сообщений о выявленных неисправностях, переключения режимов работы составных частей, формирования и отправки диагностических сообщений о контролируемых параметрах составных частей, автоматического архивирования информации о фиксации сигналов «КП» и «СТОП», общей информации о работе ПП СЕВ-СК 1А и о возникших в ходе работ ошибках.

Устройство автоматического включения резерва APP4423 APC обеспечивает выбор одной из сетей переменного тока напряжением 220 В частотой 50 Гц и коммутацию её на источники бесперебойного питания. В случае отключения напряжения выбранной сети переключатель обеспечивает оперативную автоматическую коммутацию к другой сети.

Источники бесперебойного питания Smart-UPS SMT1500RMI2U-CH APC предназначены для аварийного электропитания ПП СЕВ-СК 1А при пропадании напряжения сетей переменного тока 220 В 50 Гц в течение времени не менее 30 мин.

Блоки фильтрации питания ТСЮИ.468829.016 обеспечивают фильтрацию входного напряжения сети 220 В 50 Гц, поступающего на ПП СЕВ-СК 1А.

Цифровые индикаторы температуры SK 5302.041 Rittal предназначены для контроля температурного режима внутри шкафов ТСЮИ.469132.124 и ТСЮИ.469132.125.

Разветвители кода времени по интерфейсу RS-485 ТСЮИ.468347.061 обеспечивают прием по интерфейсу RS-485 кода оцифровки ШВ от СВС и его размножение для передачи потребителям по интерфейсам RS-485.

Счётчик учёта времени наработки ТСЮИ.467859.015 обеспечивает учет времени наработки ПП СЕВ-СК 1А.

Блок приема сигналов СДВ ТСЮИ.464349.030 (далее - БПС СДВ) обеспечивает прием и обработку сигналов СДВ радиостанций связи ВМФ.

Блок приема сигналов ИФРНС ТСЮИ.464349.031 обеспечивает прием и обработку сигналов радиосигналов импульсно-фазовыми радионавигационными станциями (далее -

Антенны HX-CSX601A Harxon обеспечивают (ИСЗ) СРНС ГЛОНАСС и GPS.

Блок антенный ИФРНС обеспечивает прием радиосигналов ДВ-диапазона, излучаемых ИФРНС.

Блок антенный СДВ обеспечивает прием радиосигналов СДВ-диапазона, излучаемых радиостанциями связи ВМФ.

Комплект монтажных частей ТСЮИ.468931.272 используется при монтаже ПП СЕВ-СК 1А на объекте эксплуатации и предназначен для электрических соединений составных частей ПП СЕВ-СК 1А и размещения антенных устройств на кровле здания.

Комплект запасных частей ТСЮИ.461923.104 предназначен для проведения технического обслуживания и оперативного ремонта ПП СЕВ-СК 1А.

Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.

Шкафы закрываются на ключ, ограничение доступа к местам настройки (регулировки) измерительных блоков от несанкционированного доступа (пломбировка) производится путем нанесения стикера-наклейки. Заводской номер наносится эмалью на планки, закрепляемые на задних панелях шкафов ТСЮИ.469132.124 и ТСЮИ.469132.125. Способ нанесения заводского номера обеспечивает его сохранность, возможность прочтения и идентификацию экземпляра в процессе эксплуатации. Знак поверки наносится на переднюю или боковую панель шкафа ТСЮИ.469132.125. Места пломбировки, нанесения знака поверки и расположения заводского номера и представлены на рисунке 2.

Приемный пункт системы единого времени стартового комплекса космического ракетного комплекса «Ангара - А5» ТСЮИ.403511.028 выполнен в единственном экземпляре, зав. № 74768401.

а) Внешний вид Шкафа ТСЮИ.469132.124 и Шкафа ТСЮИ.469132.125

б) Внешний вид антенны HX-CSX601A Harxon

в) Внешний вид блока антенного ИФРНС ТСЮИ.464659.185

г) Внешний вид блока антенного СДВ ТСЮИ.464659.186

Рисунок 1 - Внешний вид ПП СЕВ-СК 1А

Программное обеспечение

Программное обеспечение состоит из встроенного и внешнего программного обеспечения (далее - ПО). Метрологически значимой частью является встроенное ПО.

Встроенное ПО представлено встроенным ПО ПЛИС и встроенным ПО микропроцессоров. на заводе-изготовителе с использованием специальных программно-технических средств.

Внешнее ПО «Приемный пункт системы единого времени стартового комплекса космического ракетного комплекса «Ангара-А5» Специальное программное обеспечение» ТСЮИ.03362-01 предназначено для сбора, обработки и отображения параметров работы ПП СЕВ-СК 1А, а также для передачи информации о техническом состоянии составных частей ПП СЕВ-СК 1А потребителю.

Конструкция ПП СЕВ-СК 1А исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.

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

Таблица 1 -

обеспечения

данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
1	2
Идентификационное наименование ПО	Приемный пункт системы единого времени стартового комплекса космического ракетного комплекса «Ангара-А5» Специальное программное обеспечение
Номер версии (идентификационный номер) ПО	Не ниже v.1.4-0
Наименование ПО	universalarmprogram

Метрологические и технические характеристики средства измерений

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
1	2
Пределы допускаемой относительной погрешности по частоте опорного генератора на интервале времени измерения 1 сут*	±1,0^10-12
Границы допускаемой погрешности (по уровню вероятности 0,95) синхронизации формируемой ШВ относительно национальной ШВ UTC(SU) в режиме автоматической подстройки по сигналам открытого доступа СРНС ГЛОНАСС/GPS, нс	±300
Пределы допускаемой абсолютной погрешности хранения формируемой ШВ в автономном режиме за 5 суток, мкс	±10
Предел среднего квадратического отклонения (СКО) результатов привязки формируемой ШВ по сигналам ДВ радионавигационных станций по поверхностному сигналу, мкс	1,5
Предел среднего квадратического отклонения (СКО) результатов привязки формируемой ШВ по сигналам ДВ радионавигационных станций по пространственному сигналу, мкс	17
Предел среднего квадратического отклонения (СКО) результатов привязки формируемой ШВ по сигналам СДВ радиостанций связи, мкс	3
Границы допускаемой инструментальной погрешности (по уровню вероятности 0,95) синхронизации ШВ потребителей относительно национальной ШВ UTC(SU) по протоколу NTP на портах Ethernet изделия, мс	±1
Границы допускаемой инструментальной погрешности (по уровню вероятности 0,95) синхронизации формируемой ШВ по выделенным ВОЛС в режиме автоматической подстройки по протоколу PTP (IEEE 1588-2008) на расстоянии до 10 км, нс	±30
* Примечание: после 24 ч непрерывной работы в режиме синхронизации по сигналам ГНСС

Таблица 3 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
1	2
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С	от +5 до +40
- относительная влажность воздуха при +25 °С, %, не более	98
Параметры сети питания:
- напряжение питания переменного тока, В	от 198 до 242
- частота сети питания переменного тока, Г ц	от 49 до 51
Габаритные размеры, мм, не более:
- шкафов ТСЮИ.469132.124 и ТСЮИ.469132.125:
- длина	1080
- ширина	800
- высота	2055
- блока антенного ИФРНС ТСЮИ.464659.185 и блока антенного СДВ
ТСЮИ.464659.186:
- длина	1059
- ширина	75
- высота	58
- антенны HX-CSX601A Harxon:
- диаметр	173,4
- высота	62,6
Масса, кг, не более:
- шкафа ТСЮИ.469132.124	487
- шкафа ТСЮИ.469132.125	495
- блока антенного ИФРНС ТСЮИ.464659.185	1,58
- блока антенного СДВ ТСЮИ.464659.186	1,50
- антенны HX-CSX601A Harxon	0,50

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы руководства по эксплуатации и формуляра типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
1	2	3
Приемный пункт системы единого времени стартового комплекса космического ракетного комплекса «Ангара-5» в составе:	ТСЮИ.403511.028	1 шт.
Шкаф в составе:	ТСЮИ.469132.124	1 шт.
- шкаф	ТСЮИ.301445.069	1 шт.
- сервер времени специализированный	ТСЮИ.467883.096	2 шт.
- счетчик учета времени наработки	ТСЮИ.467859.015	1 шт.
- генератор стабильной частоты «ГСЧ»	ТСЮИ.468753.093	2 шт.
- блок фильтрации питания	ТСЮИ.468829.016	1 шт.

4

1	2	3
- источник бесперебойного питания Smart-UPS SMT1500RMI2U-CH APC		2 шт.
- коммутатор сетевой S5735-L32ST4X-A1 Huawei		2 шт.
- устройство автоматического включения резерва AP4423 APC		1 шт.
- цифровой индикатор температуры SK арт.5302.041 (каталог №36) ф. Rittal		1 шт.
- блок розеток SHT19-8IEC-2.5IEC Hyperline		2 шт.
- блок силовых розеток R-16-6C19-V-440 Rem		1 шт.
- трансивер оптический SFP- GE-LX-SM1310 Huawei		24 шт.
- автоматизированное рабочее место в составе:	ТСЮИ.468369.095	1 шт.
- сервер вычислительный FusionServer Pro 2288H V5 Huawei		1 шт.
- приемный пункт системы единого времени стартового комплекса космического ракетного комплекса «Ангара-А5». Специальное программное обеспечение	ТСЮИ.03362-01	1 шт.
- операционная система специального назначения “Astra Linux Special Edition”, сертифицированная на соответствие требованиям безопасности информации Министерства обороны Российской Федерации, версии не ниже, чем 1.6	РУСБ.10015-01	1 шт.
- консоль АМК701-19UBRUT ф. Ariesys		1 шт.
Шкаф в составе:	ТСЮИ.469132.125	1 шт.
- шкаф	ТСЮИ.301445.070	1 шт.
- блок приема сигналов СДВ	ТСЮИ.464349.030	1 шт.
- блок приема сигналов ИФРНС	ТСЮИ.464349.031	1 шт.
- блок обработки временной информации	ТСЮИ.467883.105	2 шт.
- блок формирования сигналов	ТСЮИ.468179.067	2 шт.
- блок фиксации времени события	ТСЮИ.467883.107	1 шт.
- разветвитель кода времени по интерфейсу RS-485	ТСЮИ.468347.061	2 шт.
- блок фильтрации питания	ТСЮИ.468829.016	1 шт.
- устройство автоматического включения резерва AP4423 APC		1 шт.
- источник бесперебойного питания Smart-UPS SMT1500RMI2U-СH APC		2 шт.
- блок розеток SHT19-8IEC-2.5IEC Hyperline		2 шт.
- блок силовых розеток R-16-6C19-V-440 Rem		1 шт.
- цифровой индикатор температуры SK арт.5302.041(каталог №36) ф. Rittal		1 шт.
Блок антенный ИФРНС	ТСЮИ.464659.185	1 шт.
Блок антенный СДВ	ТСЮИ.464659.186	1 шт.
Антенна HX-CSX601A Harxon		2 шт.
Комплект монтажных частей	ТСЮИ.468931.272	1 шт.

4

1	2	3
Комплект запасных частей в соответствии с ведомостью ТСЮИ.403511.028 ЗИ	ТСЮИ.461923.104	1 компл.
Комплект упаковок	ТСЮИ.305642.921	1 компл.
Специальное программное обеспечение табло времени. Исполняемая программа	ТСЮИ.03536-01	1 шт.
Специальное программное обеспечение табло времени. Исполняемая программа	ТСЮИ.03537-01	1 шт.
Комплект эксплуатационных документов в соответствии с ведомостью эксплуатационных документов ТСЮИ.403511.028 ВЭ		1 компл.
П р и м е ч а н и я: Комплект эксплуатационных документов в соответствии с ведомостью эксплуатационных документов ТСЮИ.403511.028 ВЭ: - Ведомость эксплуатационных документов ТСЮИ.403511.028 ВЭ; - Схема электрическая общая ТСЮИ.403511.028 Э6; - Руководство по эксплуатации ТСЮИ.403511.028 РЭ; - Формуляр ТСЮИ.403511.028 ФО; - Ведомость ЗИП ТСЮИ.403511.028 ЗИ.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 6 «Использование по назначению» документа ТСЮИ.403511.028 РЭ «Приемный пункт системы единого времени стартового комплекса космического ракетного комплекса «Ангара-А5» Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений Государственная поверочная схема для средств измерений времени и частоты, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г.№ 2360.

Правообладатель

Акционерное общество «Северо-Западный региональный центр Концерна «Алмаз-Антей» - Обуховский завод» (АО «Обуховский завод») ИНН 7811144648

Юридический адрес: 192012, г. Санкт-Петербург, вн. тер. г. муниципальный

Рыбацкое, пр-кт Обуховской Обороны, д. 120, стр. 19, помещ. 1-H № 708

Изготовитель

Акционерное общество «Северо-Западный региональный центр Концерна «Алмаз-Антей» - Обуховский завод» (АО «Обуховский завод») ИНН 7811144648

Юридический (почтовый) адрес: 192012, г. Санкт-Петербург, вн. тер. г. муниципальный округ Рыбацкое, пр-кт Обуховской Обороны, д. 120, стр. 19, помещ. 1-H № 708

Адрес производства: 192012, г. Санкт-Петербург, пр-кт Обуховской Обороны, д. 120, лит. ЕЦ

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95076-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в районе т.103 уз.10 Ду 1020 мм СИКГ зав. № 11571 Западно-Асомкинского месторождения нефти

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в районе т.103 уз.10 Ду 1020 мм СИКГ зав. № 11571 Западно-Асомкинского месторождения нефти (далее - СИКГ) предназначена для измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа (далее - газ), приведенных к стандартным условиям (температура плюс 20 °C, абсолютное давление 0,101325 МПа).

Описание средства измерений

Принцип действия СИКГ основан на косвенном методе динамических измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям. Объемный расход газа при рабочих условиях измеряется с помощью ультразвукового преобразователя расхода и приводится к стандартным условиям методом «pTZ-пересчет» системой сбора и обработки информации (далее - СОИ) на основе измеренных значений давления, температуры газа и вычисленного коэффициента сжимаемости газа в соответствии c ГСССД МР 113-03. Объем газа, приведенный к стандартным условиям, вычисляется интегрированием по времени объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям.

СИКГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства.

К настоящему типу средства измерений (далее - СИ) относится СИКГ с заводским № 11571.

Конструктивно СИКГ состоит из:

• - одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) (диаметр трубопровода DN 300) и одной резервно-контрольной ИЛ (диаметр трубопровода DN 300);

• - СОИ;

• - системы отбора пробы газа.

На ИЛ СИКГ установлены следующие основные СИ:

• — расходомеры-счетчики «Вега-Соник ВС-12» (регистрационный в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений регистрационный номер) 68468-17) в двухканальном исполнении;

  модели

• — датчики давления Метран-150 (регистрационный номер 32854-13) Метран-150ТА;

• — преобразователи температуры программируемые ТСПУ 031 (регистрационный номер 46611-16) модели ТСПУ 031С.

В состав СОИ СИКГ входят:

• - барьеры искробезопасности НБИ (регистрационный номер 59512-14) модификации НБИ-20П;

• - комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (регистрационный номер 76279-19) (основной и резервный).

  обеспечивают выполнение следующих

Состав и технологическая схема СИКГ основных функций:

• - автоматическое измерение объемного абсолютного давления и температуры газа;

• - автоматическое вычисление объемного

  расхода и объема газа, приведенных

к стандартным условиям;

• - вычисление физических свойств газа;

• - ввод условно-постоянных параметров;

• - отображение (индикация) и регистрация результатов измерений;

• - формирование и хранение архивов об измеренных и вычисленных параметрах;

• - передача информации об измеренных и вычисленных параметрах на верхний уровень;

• - защиту системной информации от несанкционированного доступа.

Заводской номер, состоящий из пяти цифр, наносится методом печати на маркировочную табличку, закрепленную слева от входной двери в блок ИЛ.

Конструкция СИКГ не предусматривает нанесение знака поверки.

Пломбирование СИКГ не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) обеспечивает реализацию функций СИКГ.

ПО СИКГ защищено от несанкционированного доступа. Метрологические характеристики СИКГ нормированы с учетом влияния ПО.

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

Таблица 1 -

данные ПО СИКГ

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Formula.o
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.000
Цифровой идентификатор ПО	E4430874
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	CRC 32

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений объемного расхода газа, приведенного к	от 1455,1 до
стандартным условиям, м3/ч	10554,6
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям, %	±2,5

Таблица 3 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Объемный расход газа в рабочих условиях, м3/ч	от 118,6 до 5961,8
Абсолютное давление газа, МПа	от 0,2 до 1,1
Температура газа, °С	от +1 до +55

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С: а) в месте установки ИЛ	от +8 до +38
б) в месте установки СОИ	от +15 до +25
- относительная влажность (без конденсации влаги), %, не более	95
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 106
Примечание - Относительная влажность и атмосферное давление в месте установки СИ
СИКГ должны соответствовать условиям эксплуатации, приведенным в описаниях типа и
(или) эксплуатационных документах данных СИ.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта СИКГ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность СИКГ

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в районе т.103 уз.10 Ду 1020 мм СИКГ зав. № 11571 Западно-Асомкинского месторождения нефти	-	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Руководство по эксплуатации	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Объем свободного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в районе т.103  уз.0-уз.10 Ду 1020 мм

ООО «РН-Юганскнефтегаз», регистрационный номер ФР.1.29.2022.44011.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.6);

Приказ Росстандарта от 11 мая 2022 г. № 1133 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа».

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Славнефть - Мегионнефтегаз» (ПАО «СН-МНГ») ИНН 8605003932

Адрес (место нахождения): 628680, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Мегион, ул. А.М. Кузьмина, д. 51

Телефон: (34643) 4-14-16

E-mail: odo.sn-mng@gazprom-neft.ru

Web-сайт: https://www.sn-mng.ru

Изготовитель

Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш») ИНН 7204002810

Юридический адрес: 625003, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Военная, д. 44 Телефон: (3452) 791-930

E-mail: girs@hms-neftemash.ru

Web-сайт: https://hms-neftemash.ru/

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП» (ООО ЦМ «СТП»)

Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, к. 5, оф. 7 Телефон: (843) 214-20-98

Факс: (843) 227-40-10

E-mail: office@ooostp.ru

Web-сайт: http://www.ooostp.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311229.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95077-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики воды крыльчатые CE510

Назначение средства измерений

Счетчики воды крыльчатые CE510 (далее - счетчик) предназначены для измерений объема холодной питьевой или чистой технической и горячей воды в полностью заполненных закрытых трубопроводах с максимально допускаемым рабочим давлением 1,6 МПа и с максимально допускаемой рабочей температурой до 90 °С в потоке.

Описание средства измерений

Принцип действия счетчиков состоит в отсчете числа оборотов крыльчатки, количество оборотов которой пропорционально объему воды, прошедшему через счетчик. Вращение крыльчатки счетчика, расположенной в измерительной камере, передается через магнитную муфту на измерительный узел электронного счетного устройства, изолированного от измерительной камеры. Отслеживание угла поворота крыльчатки осуществляется датчиком угла поворота. В зависимости от угла поворота крыльчатки на выходе датчика формируются сигналы, пропорциональные синусу и косинусу угла поворота внешнего магнитного поля, которые поступают в электронное счетное устройство.

Конструктивно счетчики состоят из герметичного корпуса (измерительной камеры) и электронного счетного устройства. Внутри герметичного корпуса расположен измерительный механизм, который состоит из крыльчатки, закрепленной в измерительной камере проточной части корпуса. Проточная часть отделена от электронного счетного устройства уплотнительной панелью, зафиксированной и герметизированной уплотнительным кольцом.

Электронное счетное устройство состоит из следующих частей:

• - жидкокристаллический индикатор (далее - ЖКИ);

• - микроконтроллер с измерительным модулем;

• - энергонезависимую память (далее - ЭП);

• - автономный источник питания;

• - прозрачный пластмассовый колпак;

• - основание электронного счетного устройства;

• - пластмассовое пломбировочное кольцо.

Электронное счетное устройство поддерживает следующие интерфейсы удаленного доступа:

• - UBN LPWAN;

• - Sig Fox;

• - LoRa WAN;

• - NB-IoT и другие опционально.

Количество импульсов, выдаваемых измерительным узлом электронного счетного устройства, прямо пропорционально прошедшему через счетчик объему воды. Объем прошедшей воды отображается на ЖКИ. Доступ к данным на ЖКИ осуществляется при помощи сенсорной кнопки на боковой стороне прозрачного колпака.

Архивы и журналы хранятся в ЭП и доступны для считывания через интерфейс связи удаленного доступа.

Счетчики имеют различные исполнения в зависимости от максимально допустимой температуры воды, номинального расхода и диаметра условного прохода.

Структура условного обозначения счетчика представлена в таблице 1.

Пример условного обозначения счетчика для горячей воды с номинальным расходом 1,6 м³/ч, с диаметром условного прохода 20 мм: 212UN01.

Общий вид счетчика представлен на рисунке 1.

Пломбировку от несанкционированного доступа осуществляют нанесением знака поверки давлением на свинцовую (пластмассовую) пломбу. Пломба устанавливается на внешнюю боковую сторону счетчика с помощью проволоки, продетой через специальные отверстия, соединяющие цветное пломбировочное пластиковое кольцо и отверстие в герметичном корпусе счетчика.

Заводской номер и MAC-адрес в виде цифровых кодов наносятся методом лазерной гравировки на лицевую часть, расположенную под прозрачной частью корпуса. Места нанесения заводского номера, MAC-адреса и знака утверждения типа представлены на рисунке 2. Схема пломбировки от несанкционированного доступа представлена на рисунке 3.

Рисунок 1 - Общий вид счетчика

Рисунок 2 - Места нанесения заводского номера и знака утверждения типа

Рисунок 3 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа и обозначение места нанесения знака поверки (1 - места нанесения знака поверки и установки пломбы завода-изготовителя)

Программное обеспечение

Счетчик имеет встроенное программное обеспечение (далее - ПО), которое записывается в ЭП электронного счетного устройства при изготовлении. ЭП предназначена также для хранения данных заводских настроек. Преобразование измеряемых величин и обработка данных выполняется при помощи аппаратных и программных средств электронного счетного устройства.

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

Метрологические характеристики счетчиков нормированы с учетом влияния ПО.

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

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	I-SU
Номер версии (идентификационный номер) ПО	170.46.32.21
Цифровой идентификатор ПО	7bd2a3
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	CRC16

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 -

Наименование параметра	Значение для исполнения с номинальным расходом Qn, м3/ч
	1,6	2,5
Метрологический класс по ГОСТ Р 50193.1-92	В
Максимальный расход Qmax, м3/ч	2	3,125
Переходный расход Qt, м3/ч	0,064	0,1
Минимальный расход Qmin, м3/ч	0,04	0,063
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений объема, %, в диапазоне расходов:
- от Qmin до Qt	±5
- от Qt до Qmax:
а) для горячей воды	±3
б) для холодной воды	±2

Таблица 4 - Основные технические

Наименование параметра	Значение для исполнения с номинальным расходом Qn, м3/ч
	1,6	2,5
Диаметр условного прохода, мм	15
Цена деления младшего разряда, м3	0,1
Емкость счетного устройства, м3	99999,9
Измеряемая среда	вода питьевая, вода техническая
Давление измеряемой среды, МПа, не более	1,6
Потеря давления при Qmin, МПа, не более	0,063
Диапазон температуры измеряемой среды, °С:
- для счетчиков холодной воды	от 0,1 до 30,0
- для счетчиков горячей воды	от 0,1 до 90,0
Габаритные размеры, мм, не более:
- длина	110
- ширина	80
- высота	96
Масса, кг, не более	0,5
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С	от +5 до +55
- относительная влажность до 40 °С, %, не более	93
- атмосферное давление, кПа	от 84,0 до 106,7

Таблица 5 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет	12
Средняя наработка на отказ, ч	150000

Знак утверждения типа

наносится на лицевую часть счетного устройства методом лазерной гравировки, а также на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Счетчик воды крыльчатый1)	CE510	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Руководство по эксплуатации	-	1 экз
Упаковка (индивидуальная)2)	-	1 шт.
1) По согласованию с заказчиком в комплектность дополнительно могут быть включены монтажный комплект и руководство по эксплуатации. 2) По требованию заказчика допускается отгрузка счетчиков в транспортной таре.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 4 эксплуатационного документа САНТ.407223.001 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ГОСТ Р 50193.1-92 (ИСО 4064/1-77) Измерение расхода воды в закрытых каналах. Счетчики холодной питьевой воды. Технические требования;

САНТ. 407223.001 ТУ «Счетчики воды крыльчатые CE510. Технические условия».

Правообладатель

Акционерное общество «Электротехнические заводы Энергомера» (АО «Энергомера»)

ИНН 2635133470

Юридический адрес: 355035, Ставропольский край, г. Ставрополь, ул. Ленина, д. 415, оф. 294

Изготовитель

Акционерное общество «Электротехнические заводы Энергомера»

(АО «Энергомера»)

ИНН 2635133470

Адрес: 355035, Ставропольский край, г. Ставрополь, ул. Ленина, д. 415, оф. 294

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии «СТП» (ООО ЦМ «СТП»)

Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, к. 5, оф. 7 Телефон: (843) 214-20-98, факс: (843) 227-40-10

E-mail: office@ooostp.ru

Web-сайт: http://www.ooostp.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311229.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95078-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная Daniel DN 16"

Назначение средства измерений

Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная Daniel DN 16" (далее -ТПУ) предназначена для измерений, воспроизведения, хранения и передачи единицы объема жидкости в потоке. ТПУ применяется в качестве рабочего эталона 2-го разряда в соответствии с приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии № 2356 от 26 сентября 2022 г. «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».

Описание средства измерений

Принцип действия ТПУ заключается в повторяющемся вытеснении шаровым поршнем известного объема жидкости из калиброванного участка. Шаровый поршень совершает движение под действием потока жидкости, проходящего через калиброванный участок.

При работе ТПУ и поверяемый, градуируемый или контролируемый преобразователь расхода (далее - ПР) соединяют последовательно. Через технологическую схему с ТПУ и ПР устанавливают необходимое значение расхода жидкости. Вытесненный объем жидкости протекает через поверяемый ПР, сигнал с которого подается на вход вторичной электронной аппаратуры, входящей в состав системы измерений количества и показателей качества нефти (далее - СИКН). Накопленное за время прохождения шаровым поршнем калиброванного участка количество импульсов ПР пропорционально объему жидкости, прошедшему через поверяемый ПР и который равен вместимости калиброванного участка ТПУ.

ТПУ состоит из следующих основных элементов: калиброванный участок, ограниченный одной парой сигнализаторов прохождения шарового поршня, четырехходовой переключающий кран, шаровый поршень. Для измерений температуры применяются преобразователи температуры или термометры, для которых предусмотрены места для установки на входном и выходном коллекторах ТПУ. Для измерений давления применяются преобразователи давления или манометры, для которых предусмотрены места для установки на входном и выходном коллекторах ТПУ.

ТПУ является двунаправленной и имеет стационарное исполнение.

К ТПУ данного типа относится установка трубопоршневая поверочная двунаправленная Daniel DN 16" с заводским номером MDP-483.

Заводской номер в виде буквенно-цифрового обозначения нанесен на шильд-табличку рамы ТПУ.

Общий вид ТПУ представлен на рисунке 1.

Установка пломб на ТПУ осуществляется с помощью проволоки и свинцовых (пластмассовых) пломб с нанесением знака поверки давлением на пломбы, установленные на контровочных проволоках, пропущенных через отверстие основания крепления сигнализаторов прохождения шарового поршня и в их крышке клеммной коробки, а также через отверстия в двух контровочных гайках на шпильках, расположенных диаметрально противоположно на всех присоединительных фланцах калиброванного участка.

Схема установки пломб для защиты от несанкционированного доступа и обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 2.

Знак поверки наносится на пломбы, установленные в соответствии с рисунком 2.

а) сигнализатор прохождения шарового поршня б) фланец калиброванного участка

Рисунок 2 - Схема установки пломб для защиты от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки

Метрологические и технические характеристики

Т а б л и ц а 1 -

Наименование характеристики	Значение
Наибольшее значение объемного расхода, м3/ч	650
Пределы допускаемой относительной погрешности (доверительные границы суммарной погрешности) при измерении (воспроизведении единицы) объема жидкости (вместимости) в потоке, %	±0,1

Т а б л и ц а 2 - Основные технические

Наименование характеристики		Значение
Номинальное   значение   объема   жидкости калиброванного участка, м3 1) - сигнализаторы 1-2-1	(вместимости)	3,3553
Диаметр калиброванного участка, мм		387,35
Толщина стенок калиброванного участка, мм		9,525
Измеряемая среда		нефть по ГОСТ Р 51858-2002
Максимальное рабочее давление, МПа		3,5
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц		230±23/400±40 50±0,4
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более		от -40 до +50 от 96 до 104 80
1) определяется при поверке ТПУ

Т а б л и ц а 3 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка на отказ, ч	10000
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Т а б л и ц а 4 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная	Daniel DN 16"	1 шт.
Руководство по эксплутации	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 2 «Использование по назначению» руководства по эксплуатации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средствам 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 расходов жидкости».

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. (ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина)

ИНН 1644003838

Юридический адрес: 423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, д. 75

Изготовитель

Daniel Measurement & Control Inc., США

Адрес: 9753 Pine Lake Drive, Houston, Texas, USA 77055

Испытательный центр

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95079-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Приборы многофункциональные для измерений параметров жидких металлов

ML2C-CELOX

Назначение средства измерения

Приборы многофункциональные для измерений параметров жидких металлов ML2C-CELOX (далее по тексту - приборы) в комплекте с первичными термоэлектрическими преобразователями (ТП), кислородными зондами, зондами для термического анализа предназначены для измерений и регистрации температуры расплавленных металлов и электродвижущей силы (ЭДС), генерируемой датчиками активности кислорода.

Описание средства измерений

Приборы относятся к вторичным преобразователям температуры. Принцип действия приборов состоит в следующем: подаваемые на измерительный вход прибора первичные сигналы термо-ЭДС (ТЭДС) от термоэлектрических преобразователей и ЭДС кислородных зондов преобразовываются в цифровую форму и при помощи микропроцессора пересчитываются в температуру и прочие рассчитываемые параметры и выводятся на дисплей прибора. По измеренным значениям термо-ЭДС ТП и ЭДС, генерируемой различными зондами, приборы расчетным путем определяют активность (содержание) кислорода и содержание углерода, а также расчет добавления алюминия в расплавах металлов.

Приборы относятся к стационарным устройствам и конструктивно выполнены в прочном металлическом корпусе, на лицевой панели которого расположен монохромный дисплей и 16-ти кнопочная мембранная клавиатура, с помощью которой осуществляется управление прибором.

Внутри корпуса прибора находятся платы микропроцессора, дисплея, интерфейсов связи для передачи измеренных данных и приема измеряемых данных от внешних зондов, а также модуль питания.

На задней панели расположены разъем для подключения измерительных зондов, разъемы для подключения принтера и сигнальных устройств.

Внешний вид приборов с указанием места нанесения заводского номера представлен на рисунке 1.

Заводской номер в виде цифрового кода, состоящего из арабских цифр и букв английского алфавита, наносится на заднюю панель корпуса прибора при помощи наклейки. Нанесение знака поверки на прибор не предусмотрено.

Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Внешний вид приборов многофункциональных для измерений параметров жидких

металлов ML2C-CELOX

Пломбирование приборов не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) приборов состоит из встроенного метрологически значимого ПО. Данное ПО устанавливается в энергонезависимую память приборов в процессе производства и недоступно для несанкционированной внешней модификации. ПО предназначено для расчета измеренных значений в режиме реального времени и их архивирования в памяти прибора, а также для настройки прибора.

Метрологические характеристики прибора нормированы с учетом ПО.

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

Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Multi-Lab Celox
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	2.14.00С
Цифровой идентификатор ПО	-

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений ТЭДС ТП в температурном эквиваленте в зависимости от типа НСХ по ГОСТ Р 8.585-2001/МЭК 60584-1, °C: - для типа «B» - для типа «S» - для типа «R»	от +600 до +1820 от +400 до +1760 от +400 до +1760
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры в диапазоне температур окружающей среды от +18 °С до +28 °С включ., °С	±1,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры в диапазоне температур окружающей среды от 0 °С до +18 °С не включ. и св. +28 °С до +50 °С, °С	±2,0
Диапазон измерений ЭДС, мВ	от -400 до +400
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений ЭДС, мВ	±1,0
Единица младшего разряда индикации измерений, °С (мВ)	0,1

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Напряжение питания переменного тока, В	от 100 до 240 В
Номинальная частота питающей сети, Гц	50 или 60
Габаритные размеры корпуса прибора, мм	489x177x335
Масса прибора, кг, не более	11
Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более	от 0 до +50 80
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	20 000
Срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность приборов

Наименование	Обозначение	Кол-во	Примечание
Прибор многофункциональный для измерений параметров жидких металлов	ML2C-CELOX	1 шт.
Руководство по эксплуатации	-	1 экз.	-

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 5 «Использование по назначению» Руководства по эксплуатации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ГОСТ Р 8.585-2001 ГСИ. Термопары. Номинальные статические характеристики преобразования;

МЭК 60584-1:2013 Термопары. Часть 1. Спецификация и допуски для электродвижущей силы (EMF);

Приказ Росстандарта от 28 июля 2023 г. № 1520 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;

Стандарт организации «Heraeus Electro-Nite Shanghai Co., Ltd.» Приборы многофункциональные для измерений параметров жидких металлов ML2C-CELOX. Технические условия.

Правообладатель

Фирма «Heraeus Electro-Nite Shanghai Co., Ltd.», Китай

Адрес: No.6570 ZhongChun Road, Qibao, Minghang District, Shanghai Телефон: +86 21 5479 8896

E-mail: enc@heraeus.com

Web-сайт: https://www.heraeus-electro-nite.com/

Изготовители

Фирма «Heraeus Electro-Nite Shanghai Co., Ltd.», Китай

Адрес: No.6570 ZhongChun Road, Qibao, Minghang District, Shanghai Телефон: +86 21 5479 8896

E-mail: enc@heraeus.com

Web-сайт: https://www.heraeus-electro-nite.com/

Испытательный центр

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

Телефон/факс: +7 (495) 437-55-77 / (495) 437-56-66 E-mail: office@vniims.ru

Web-сайт: www.vniims.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц # 30004-13/

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95080-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Череповецкая

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500 кВ Череповецкая (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

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

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

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер сбора и сервер баз данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА), устройство синхронизации системного времени (УССВ ИВК), автоматизированные рабочие места (АРМ), расположенные в ЦСОД ИА и в филиалах ПАО «Россети» - МЭС, ПМЭС, каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

• - синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC(SU);

• - хранение информации по заданным критериям;

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

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

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по линиям связи.

Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.

По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно- цифровой подписи.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC(SU).

ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC(SU) более чем на 2 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.

В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.

Нанесение заводского номера и знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 001. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ типографским способом. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, приведены в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Метрологически значимой частью СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) являются файлы DataServer.exe, DataServer_USPD.exe.

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) указаны в таблице 1.

Таблица 1 -

данные СПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО	26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)	DataServer.exe, DataServer_USPD.exe

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

Конструкция средства измерений исключает возможность несанкционированного влияния на СПО и измерительную информацию.

Метрологические и технические характеристики

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

Продолжение таблицы 2

2

Примечания:

• 1  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 не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

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

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

Таблица 3 -

ИК

Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы основной относительной погрешности ИК (±^), %				Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), %
		cos ф = 1,0	cos ф = 0,87		cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,87		cos ф = 0,5
1	2	3	4		5	6	7		8
1-11 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)	0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1	1,0	1,1		1,8	1,2	1,2		1,9
	0,051н1 < I1< 0,21н1	0,6	0,7		1,3	0,8	0,9		1,4
	0,21н1 < I1< 1н1	0,5	0,5		0,9	0,8	0,8		1,2
	1н1 < I1 < 1,21н1	0,5	0,5		0,9	0,8	0,8		1,2
12-20 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)	0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1	2,1	2,4		4,9	2,4	2,7		5,1
	0,051н1 < I1< 0,21н1	1,2	1,5		3,1	1,7	2,0		3,4
	0,21н1 < I1< 1н1	1,0	1,2		2,3	1,6	1,7		2,7
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,0	1,2		2,3	1,6	1,7		2,7
21-25 (ТТ 0,5S; Сч 0,5S)	0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1	2,0	2,3		4,7	2,3	2,6		4,9
	0,051н1 < I1< 0,21н1	1,0	1,4		2,8	1,6	1,8		3,2
	0,21н1 < I1< 1н1	0,8	1,0		1,9	1,4	1,6		2,3
	1н1 < I1 < 1,21н1	0,8	1,0		1,9	1,4	1,6		2,3
26 (ТТ 0,5; Сч 0,5S)	0,051н1 < I1< 0,21н1	1,7	2,4		5,4	2,1	2,7		5,5
	0,21н1 < I1< 1н1	1,0	1,3		2,7	1,6	1,8		3,0
	1н1 < I1 < 1,21н1	0,8	1,0		1,9	1,4	1,6		2,3
Метрологические ха		рактеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Границы основной относительной погрешности ИК (±^), %				Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), %
		cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)		cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)		cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)		cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)
1	2	3		4		5		6
1-11 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)	0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1	2,1		1,5		2,5		1,9
	0,051н1 < I1< 0,21н1	1,6		0,9		2,1		1,6
	0,21н1 < I1< 1н1	1,1		0,8		1,8		1,5
	1н1 < I1 < 1,21н1	1,1		0,8		1,8		1,5
12-20 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)	0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1	5,1		2,5		6,0		3,9
	0,051н1 < I1< 0,21н1	3,4		1,9		4,6		3,5
	0,21н1 < I1< 1н1	2,5		1,5		4,0		3,4
	1н1 < I1 < 1,21н1	2,5		1,5		4,0		3,4

1	2	3	4	5	6
21-25	0,01(0,02)1н1 < I1< 0,051н1	4,9	2,4	5,9	3,8
	0,051н1 < I1< 0,21н1	3,1	1,7	4,4	3,4
(ТТ 0,5S;	0,21н1 < I1< 1н1	2,1	1,3	3,8	3,3
Сч 1,0)	1н1 < I1 < 1,21н1	2,1	1,3	3,8	3,3
26	0,051н1 < I1< 0,21н1	5,6	2,9	6,4	4,1
(ТТ 0,5; Сч 1,0)	0,21н1 < I1< 1н1	2,9	1,6	4,3	3,4
	1н1 < I1 < 1,21н1	2,1	1,3	3,8	3,3
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Д), с		5
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. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +10 до +30°С.

ИК

1	2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики СТЭМ-300:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации
ИИК:
- электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	45
ИВКЭ:
- УСПД:
- суточные   данные   о   тридцатиминутных   приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сут, не менее	45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,
лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД и сервере;

- пропадание и восстановление связи с УСПД. Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• -  сервера;

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

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на сервер.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчике (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТОГФ	33
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ	27
Трансформаторы тока	ТШП	9
Трансформаторы тока	ТОП	3
Трансформаторы тока	Т-0,66 М У3	3
Трансформаторы тока	Т-0,66У3	3
Трансформаторы напряжения	НАЛИ-СЭЩ	3
Трансформаторы напряжения	НДКМ	6
Счетчики электрической энергии трехфазные статические	СТЭМ-300	26
Устройства сбора и передачи данных	TOPAZ IEC DAS	1
Серверы точного времени	СТВ-01	1
Формуляр	ГЛЦИ 656453.359 ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной электроэнергии (АИИС

ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314868.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

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

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания - Россети» (ПАО «Россети»)

ИНН 4716016979

Юридический адрес: 121353, г. Москва, вн.тер.г. муниципальный округ Можайский, ул. Беловежская, д. 4

Телефон: +7 (800) 200-18-81

E-mail: info@rosseti.ru

Web-cайт: www.rosseti.ru

Изготовитель

Акционерное общество «Всероссийский научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт релестроения с опытным производством» (АО «ВНИИР»)

ИНН 2128001516

Адрес: 428903, Чувашская Республика, г Чебоксары, пр-кт И.Я. Яковлева, д. 4

Телефон: +7 (8352) 39-00-00

E-mail: vniir@vniir.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью

(ООО «Энергокомплекс»)

ИНН 7444052356

Адрес места осуществления деятельности: 455017, г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2, помещ. 1, ком. № 510 Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9, оф. 23 Телефон: +7 (351) 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 «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95081-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Трансформаторы тока измерительные разъёмные ТРП-0,66

Назначение средства измерений

Трансформаторы тока измерительные разъемные ТРП-0,66 (далее по тексту -измерительной информации управления в электрических преобразовании переменного тока промышленной частоты в переменный ток для измерения с помощью стандартных измерительных приборов, а также обеспечении гальванического разделения измерительных приборов от цепи высокого напряжения.

Конструкция трансформаторов представляет собой кольцевой разъемный магнитопровод с вторичной обмоткой, заключенный в изолирующий корпус из самозатухающего пластика. В качестве первичной обмотки используют шину или кабель, устанавливаемые в окне магнитопровода трансформаторов.

Трансформаторы с разъемным магнитопроводом применяются для монтажа на работающих сетях. Их конструкция позволяет вести монтаж без отсоединения шин и, при особой необходимости, без отключения напряжения.

Трансформаторы используются в комплектных распределительных устройствах внутренней и внешней установки электрических подстанций и являются комплектующими изделиями.

Трансформаторы являются неремонтопригодными изделиями.

Схема обозначения трансформаторов в зависимости от модификации приведена на рисунке 1.

Внешний вид трансформаторов с указанием места нанесения заводского номера приведен на рисунках 2-6. Заводской номер наносится на корпус трансформаторов на специальной наклейке в цифровом формате с помощью типографской печати.

Нанесение знака поверки на корпус трансформаторов не предусмотрено, знак поверки наносится в паспорт и/или в свидетельство о поверке в виде оттиска.

Предусмотрена защита трансформаторов от несанкционированного доступа с помощью пломбирования. Пломбирование трансформаторов для варианта исполнения 1 и 2 осуществляется путем установки саморазрушающейся наклейки-пломбы в месте соединения верхней и нижней части прибора, пломбирование трансформаторов исполнения 3 осуществляется путем установки пломбы (с использованием витой проволоки или шпагата) на фиксаторе прибора. Способы пломбирования для разных вариантов исполнения указаны на рисунке 7.

Т Р П -0,66-П-П-П-П-П

Климатическое исполнение и категория размещения¹_____________________________

Номинальный вторичный ток², А__________

Номинальный первичный ток², А__________

Класс точности²___________________________

Конструктивный вариант исполнения ² : 1/36, 1/60, 2/30, 2/40, 2/68, 2/162, 3/16, 3/24, 3/36 3/50___________________________________________

Номинальное напряжение, кВ ^{3 4}_____________

Вид изоляции (П-в пластмассовом корпусе) Обозначение по виду (Р-разъёмный)

Обозначение трансформатора

Рисунок 2 - внешний вид трансформаторов варианта исполнения 1 с указанием места нанесения заводского номера

Рисунок 5 - внешний вид трансформаторов варианта исполнения 3 с указанием места нанесения заводского номера

Место нанесения заводского номера

ТРП-0,66-3/36

ТРП-0,66-3/50

Метрологические и технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики трансформаторов приведены в таблицах 1 и 2. Габаритные размеры -в таблице 3.

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
	Модификация
	ТРП-0,66- 1/36	ТРП-0,66- 1/60	ТРП-0,66- 2/30	ТРП-0,66- 2/30	ТРП-0,66- 2/40	ТРП-0,66- 2/68	ТРП-0,66- 2/162	ТРП-0,66- 3/16	ТРП-0,66- 3/24	ТРП-0,66- 3/36	ТРП-0,66- 3/50	ТРП-0,66- 3/50
Номинальное напряжение трансформатора Uhom, кВ	0,66
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	0,72
Номинальная частота напряжения сети /ном, г Ц	50
Номинальный первичный ток трансформатора ^1ном, А	100 200 300 400 500	600 1000 1500 2000 2500 3000	100 200 300 350 400	80 250 300 400	100 200 300 400 500 600	600 800 1000 1200 1500	1000 1200 1500 2000	200 300	200 250 300	100 200 300 400 500	400 500 600 800 1000	400 500 600 800 1000
Номинальный вторичный рабочий ток Zzhom, а	5	5	5	1	5	5	5	5	5	5	1	5
Количество вторичных обмоток	1

Наименование

вторичная нагрузка & НОМ с коэффициентом мощности cos ф2

= 0,8, В-А:

• - для диапазона /1НОМ от 80 до

300 А;

• - для диапазона /1НОМ от 350 до

600 А;

• - для диапазона

/1НОМ от 800 до 1500 А;

• - для диапазона /1НОМ от 2000

до 2500 А;

• - для диапазона /1НОМ от 3000 А

до 5000 А

Класс точности по гост 7746-2015

Наименование

характеристики

Номинальный

коэффициент

безопасности

вторичной

обмотки, Л’бном

Примечание:

Для номинального первичного тока 100 А, 200 А, 300 А.

Для номинального первичного тока 600 А, 1000 А.

3) Для номинального первичного тока 400 А.

Для номинального первичного тока 600 А, 800А.

Для номинального первичного тока 100А, 200 А, 300 А, 400 А.

Для номинального первичного тока 400 А,

Таблица 2 - Технические

Наименование характеристики	Значение
Испытательное одноминутное напряжение частотой 50 Гц, кВ	3
Степень защиты корпуса по ГОСТ 14254-2015 - для варианта исполнения 1 и 2 - для варианта исполнения 3	IP67 IP20
Климатическое исполнение и категория по ГОСТ 15150 - для варианта исполнения 1 и 2 - для варианта исполнения 3	У1 У3
Нормальные условия измерений: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, %	от +15 до +25 от 30 до 80
Условия эксплуатации: температура окружающего воздуха, °С - для варианта исполнения 1 и 2 - для варианта исполнения 3 относительная влажность воздуха при +35 °С, %	от -45 до +70 от -45 до +55 95
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	230 000
Средний срок службы, лет, не менее	25
Габаритные размеры, мм	см. таблицу 3
Масса, кг	см. таблицу 3

Таблица 3 -

Модификация прибора	Габаритные размеры, мм, не более (ширина^высота^глубина)	Габаритные размеры отверстия, мм, не более (ширинаxвысота)	Диаметр отверстия, 2 мм , не более	Масса, кг, не более
ТРП-0,66-1/36	107x126x42	-	36	0,7
ТРП-0,66-1/60	179x191x58	-	60	2,0
ТРП-0,66-2/30	102x106x53	-	30,5	1,8
ТРП-0,66-2/40	143x166x70	40x41	-	2,2
ТРП-0,66-2/68	203x203x62	61x87	-	3,0
ТРП-0,66-2/162	187x327x55	81x162	-	3,0
ТРП-0,66-3/16	51x65x44	-	16	0,3
ТРП-0,66-3/24	57x69x37	25x25	-	0,3
ТРП-0,66-3/36	68x86x42	37x38	-	0,5
ТРП-0,66-3/50	98x119x60	52x51	-	1,1

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта трансформатора методом офсетной печати.

Комплектность средства измерений

Комплектность трансформаторов приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформатор тока измерительный разъемный	ТРП-0,66	1
Руководство по эксплуатации	-	1
Паспорт (для одного из исполнений)	-	1
Упаковочная коробка	-	1

Сведения о методиках (методах измерений)

приведены в руководстве по эксплуатации в разделе 1.3 «Устройство и работа» и разделе 3.2 «Монтаж и эксплуатация».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 7746-2015 «ГСИ. Трансформаторы тока. Общие технические условия»;

ГОСТ Р МЭК 61869-2-2015 «Трансформаторы измерительные. Часть 2.

Дополнительные требования к трансформаторам тока».

Правообладатель

Компания Jiangyin Spark Electronic Technology Co., Ltd., Китай

Адрес: 6608, 6th Floor, Building A, No. 6 Xinyuan Road, Jiangyin City, Jiangsu Province, China

Изготовитель

Компания Jiangyin Spark Electronic Technology Co., Ltd., Китай

Адрес: 6608, 6th Floor, Building A, No. 6 Xinyuan Road, Jiangyin City, Jiangsu Province, China

Испытательный центр

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

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

Адрес места осуществления деятельности: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Телефон (факс): 8 (495) 544-00-00

E-mail: info.ozrn@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95082-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-183

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-183 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, 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 ИВК информация передается на АРМ энергосбытовой организации по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

Передача результатов измерений 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 на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера на величину 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» ТК-183, наносится на этикетку, расположенную на внешней поверхности серверного шкафа, типографским способом. Дополнительно заводской номер 3/183 указывается в формуляре.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

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	TH	Счетчик	УССВ			Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	ГРЩ-0,4 кВ ООО Лента, 1 с.ш.0,4 кВ ввод КЛ 0,4 кВ	ТТИ-100 Кл.т. 0,5S 2500/5 Per. №28139-12 Фазы: А; В; С	—	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18	УССВ-2 Per. № 54074-13	Сервер ООО «Лента»	Активная Реактивная	1,0 2,1	3,3 5,6
2	ГРЩ-0,4 кВ ООО Лента, 2 с.ш.0,4 кВ ввод КЛ 0,4 кВ	ТТИ-100 Кл.т. 0,5S 2500/5 Per. №28139-12 Фазы: А; В; С	—	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18			Активная Реак тивная	1,0 2,1	3,3 5,6
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)									±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 2 % от 1ном, cos9 = 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
1	2
Количество ИК	2
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном	от 95 до 105
сила тока, % от Iном	от 1 до 120
коэффициент мощности cosф	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от ином	от 90 до 110
сила тока, % от 1ном	от 1 до 120
коэффициент мощности cosф	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С	от -40 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от 0 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	165000
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

1	2
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	30
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 счетчиков:

параметрирования;

коррекции времени в счетчиках;

формирование событий по результатам автоматической самодиагностики;

отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

перерывы питания с фиксацией времени пропадания и восстановления.

• - журнал сервера:

изменение значений результатов измерений;

изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

пропадания питания;

коррекции времени в счетчиках и сервере;

пропадание и восстановление связи со счетчиками;

замены счетчика;

полученные с уровня ИИК «Журналы событий».

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 типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ	ТТИ-100	6
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МК	2
Устройство синхронизации системного времени	УССВ-2	1
Сервер	—	1
Формуляр	АКУП.411711.022.ПФ.183	1
Методика поверки	—	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Лента» ТК-183», 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.

Правообладатель

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

ИНН 7814148471

Юридический адрес: 197374, г. Санкт-Петербург, ул. Савушкина, д. 112, лит. Б

Телефон (факс): (812) 380-61-31

E-mail: info@lenta.com

Web-сайт: lenta.com

Изготовитель

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

ИНН 7814148471

Адрес: 197374, г. Санкт-Петербург, ул. Савушкина, д. 112, лит. Б Телефон (факс): (812) 380-61-31

E-mail: info@lenta.com

Web-сайт: lenta.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 «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95083-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-196

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Лента» ТК-196 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, 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 ИВК информация передается на АРМ энергосбытовой организации по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

Передача результатов измерений 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 на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера на величину 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» ТК-196, наносится на этикетку, расположенную на внешней поверхности серверного шкафа, типографским способом. Дополнительно заводской номер 3/196 указывается в формуляре.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

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

		Измерительные компоненты						Метрологические характеристики ИК
Но мер ИК	Наименование точки измерений	ТТ	TH	Счетчик	УССВ	Сервер	Вид электроэнергии	Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	ГРЩ-1 0,4 кВ ООО Лента, ввод 1 0,4 кВ	ТТН-125 Кл.т. 0,5S 2000/5 Per. № 75345-19 Фазы: А; В; С	—	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18			Активная Реактивная	1,0 2,1	3,3 5,6
2	ГРЩ-1 0,4 кВ ООО Лента, ввод 2 0,4 кВ	ТТН-125 Кл.т. 0,5S 2000/5 Per. № 75345-19 Фазы: А; В; С	—	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18	УССВ-2 Per. № 54074-13	Сервер ООО «Лента»	Активная Реак тивная	1,0 2,1	3,3 5,6
3	ТП-1534 10 кВ ООО Лента, ЩСН-0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ	—	—	ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл.т. 1,0/2,0 Per. № 50460-18			Активная Реактивная	1,0 2,0	3,3 6,2
4	ТП-1534 10 кВ ООО Лента, ЩСН-0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ	—	—	ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл.т. 1,0/2,0 Per. № 50460-18			Активная Реак тивная	1,0 2,0	3,3 6,2
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 ИК №№ 1, 2 для силы тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 5 % от 1ном, cos9 = 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 характеристики ИК ___________________Наименование характеристики 1

  Количество ИК________________________________________

  Нормальные условия: параметры сети:

  напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном для ИК №№ 1, 2 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Гц

  _______температура окружающей среды, °С________________

  Условия эксплуатации: параметры сети:

  напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном для ИК №№ 1, 2 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Гц

  температура окружающей среды в месте расположения температура окружающей среды в месте счетчиков, °С

  ТТ, °С расположения

  Значение

  2

  4

  от 95 до 105

  от 1 до 120

  от 5 до 120 0,9

  от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

  от 90 до 110

  от 1 до 120

  от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -40 до +40

  от 0 до +35

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

1	2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
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	113
при отключении питания, лет, не менее	30
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 счетчиков:

параметрирования;

коррекции времени в счетчиках;

формирование событий по результатам автоматической самодиагностики;

отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

перерывы питания с фиксацией времени пропадания и восстановления.

• -   журнал сервера:

изменение значений результатов измерений;

изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

пропадания питания;

коррекции времени в счетчиках и сервере;

пропадание и восстановление связи со счетчиками;

замены счетчика;

полученные с уровня ИИК «Журналы событий».

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.
Трансформаторы тока	ТТН-125	6
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МК	4
Устройство синхронизации системного времени	УССВ-2	1
Сервер	—	1
Формуляр	АКУП.411711.022.ПФ.196	1
Методика поверки	—	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Лента» ТК-196», 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.

Правообладатель

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

ИНН 7814148471

Юридический адрес: 197374, г. Санкт-Петербург, ул. Савушкина, д. 112, лит. Б

Телефон (факс): (812) 380-61-31

E-mail: info@lenta.com

Web-сайт: lenta.com

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Лента» (ООО «Лента») ИНН 7814148471

Адрес: 197374, г. Санкт-Петербург, ул. Савушкина, д. 112, лит. Б Телефон (факс): (812) 380-61-31

E-mail: info@lenta.com

Web-сайт: lenta.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 «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95084-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ОЭСК» (ПС Огнеупорная)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ОЭСК» (ПС Огнеупорная) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АО «ОЭСК» (ПС Огнеупорная), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) типа ЭНКС-2 и программное обеспечение (далее - ПО) «Энергосфера».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

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.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПО	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb78l4b
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК Л И ИС КУЭ и их основные

о S о к	Наименование ИК	Измерительные компоненты				Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	TH	Счётчик	УСВ		Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	ПС "Огнеупорная" 110/6 кВ ЗРУ-бкВ 1 с.ш. ЯЧ.27	тол Кл. т. 0,5 Ктт 1200/5 Per. №47959-16	ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн бОООНз/ЮОНз Per. № 69604-17	псч- 4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18	ЭНКС-2 Per. № 37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,3 ±5,7
2	ПС "Огнеупорная" 110/6 кВ ЗРУ-бкВ 1 с.ш. ЯЧ.29	ТОЛ Кл. т. 0,58 Ктт 200/5 Per. №47959-16	ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/х/3/100/л/3 Per. № 69604-17	ТЕ2000.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21	ЭНКС-2 Per. № 37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,4 ±5,8
3	ПС "Огнеупорная" 110/6 кВ ЗРУ-бкВ 1 с.ш. яч.ЗО	ТОЛ Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. №47959-11	ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/х/3/100/л/3 Per. № 69604-17	псч- 4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18	ЭНКС-2 Per. № 37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,3 ±5,7
4	ПС "Огнеупорная" 110/6 кВ ЗРУ-бкВ 1 с.ш. ЯЧ.31	ТОЛ Кл. т. 0,58 Ктт 200/5 Per. №47959-16	ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн бОООНз/ЮОНз Per. № 69604-17	ТЕ2000.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21	ЭНКС-2 Per. № 37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,4 ±5,8

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	б	7	8	9
5	ПС "Огнеупорная" 110/6 кВ ЗРУ-бкВ 1 с.ш. ЯЧ.37	ТОЛ Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. №47959-11	ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/л/3/100/л/3 Per. № 69604-17	псч- 4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18	ЭНКС-2 Per. № 37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,3 ±5,7
6	ПС "Огнеупорная" 110/6 кВ ЗРУ-бкВ 1 с.ш. ЯЧ.38	ТОЛ Кл. т. 0,58 Ктт 200/5 Per. №47959-16	ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/л/3/100/л/3 Per. № 69604-17	ТЕ2000.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21	ЭНКС-2 Per. № 37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,4 ±5,8
7	ПС "Огнеупорная" 110/6 кВ ЗРУ-бкВ 2 с.ш. ЯЧ.24	ТОЛ Кл. т. 0,58 Ктт 200/5 Per. №47959-16	ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн бОООНз/ЮОНз Per. № 69604-17	ТЕ2000.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21	ЭНКС-2 Per. № 37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,4 ±5,8
8	ПС "Огнеупорная" 110/6 кВ ЗРУ-бкВ 2 с.ш. ЯЧ.28	ТОЛ Кл. т. 0,5 Ктт 1200/5 Per. №47959-16	ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/л/3/100/л/3 Per. № 69604-17	псч- 4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18	ЭНКС-2 Per. № 37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,3 ±5,7
9	ПС "Огнеупорная" 110/6 кВ ЗРУ-бкВ 2 с.ш. ЯЧ.32	ТОЛ Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. №47959-11	ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн бОООНз/ЮОНз Per. № 69604-17	псч- 4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18	ЭНКС-2 Per. № 37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,3 ±5,7
10	ПС "Огнеупорная" 110/6 кВ ЗРУ-бкВ 2 с.ш. ЯЧ.36	ТОЛ Кл. т. 0,58 Ктг 26615 Per. №47959-16	ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн бОООНз/ЮОНз Per. № 69604-17	ТЕ2000.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21	ЭНКС-2 Per. № 37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,4 ±5,8
11	ПС "Огнеупорная" 110/6 кВ ЗРУ-бкВ 2 с.ш. ЯЧ.39	ТОЛ Кл. т. 0,5 Ктг 1200/5 Per. №47959-16	ЗНОЛП-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/л/3/100/л/3 Per. № 69604-17	псч- 4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18	ЭНКС-2 Per. № 37328-15	активная реактивная	±1,2 ±2,9	±3,3 ±5,7

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	12
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 99 до 101
- 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 +21 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 -40 до +70
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС	от 0 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.12, ПСЧ-4ТМ.05МК.00	165000
для счетчика ТЕ2000.01	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	12000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	113
- при отключении питания, лет, не менее	45
Сервер: - 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера;

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

• - счетчика;

• - сервера.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (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.
Трансформатор тока	ТОЛ	18
Трансформатор тока	ТОЛ	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-НТЗ	6
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МК.12	2
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ТЕ2000.01	6
Счётчик электрической энергии многофункциональный	ПСЧ-4ТМ.05МК.00	4
Устройство синхронизации времени	ЭНКС-2	1
Программное обеспечение	«Энергосфера»	1
Паспорт-Формуляр	101.01.1-КУЭ.ПФ	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) АО «ОЭСК» (ПС Огнеупорная), аттестованном ООО «Спецэнергопроект» г. Москва, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ГОСТ Р 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

Акционерное общество «ОЭСК» (АО «ОЭСК») ИНН 6658559800

Юридический адрес: 620043, Свердловская обл., г. Екатеринбург, ул. Репина, стр. 42А, оф. 304

Телефон: +7 (343) 226-42-91

Изготовитель

Акционерное общество «ОЭСК» (АО «ОЭСК»)

ИНН 6658559800

Адрес: 620043, Свердловская обл., г. Екатеринбург, ул. Репина, стр. 42А, оф. 304 Телефон: +7 (343) 226-42-91

Испытательный центр

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

Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, эт. 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: +7 (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 «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95085-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителей в границах Волгоградской области (2-ая очередь)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителей в границах Волгоградской области (2-ая очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), 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, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ состоит из двух уровней:

• 1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает 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 (ИВК) включает в себя сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, АРМ.

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» создан на базе программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия Альфа 2».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. 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 шкале времени UTC(SU).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ». Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки. Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» осуществляет обработку полученной измерительной информации, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в ИВК.

Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ), в том числе за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде макетов XML формата 80020, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML формата 80020, 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 4. СОЕВ включает в себя сервер точного времени Метроном-50М, часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», часы счётчиков.

Сервер точного времени Метроном-50М осуществляет прием и обработку сигналов времени, по которым осуществляет синхронизацию собственных часов или часов компонентов системы со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).

Уровень ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащён УССВ на базе сервера точного времени Метроном-50М. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени (величины расхождения времени корректируемого и корректирующего компонентов). Уставка коррекции времени сервера равна ±1 с (параметр программируемый).

Счетчики синхронизируются от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ». Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом сеансе связи «счетчик - сервер». Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±3 с (параметр программируемый).

Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую был скорректирован компонент.

Нанесение знака поверки и заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 299. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ типографским способом. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ приведены в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблицах 1, 2.

Таблица 1 -

данные ПО

2»

гия

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Энергия Альфа 2
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 2.0.0.2
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)	17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Таблица 2 -

данные ПО

»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	АльфаЦЕНТР
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrologv.dll )	3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54

Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

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

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

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3-5.

Продолжение таблицы 3________________________________________________________________________________________________

Примечания:

• 1 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что собственник АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 4 метрологических характеристик.

• 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.

• 3 Замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 4 - Основные

ИК

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±5), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %
1, 2	Активная	0,8	2,2
	Реактивная	1,6	2,1
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с		±5
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 1(2)% 1ном, cosф = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до +35°С.

Таблица 5 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности, cos9	0,87
- температура окружающей среды, °C	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(2) до 120
- коэффициент мощности, cos9	от 0,5 до 1,0
- диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от -40 до +60
- для Метроном-50М	от +15 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации ИИК: - счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

• - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с электронной почты и сотовой связи. В журналах событий фиксируются факты:

  помощью

• - журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике. Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• -  сервера;

  передаче,

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

• - установка пароля на счетчики электрической энергии;

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

• - счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

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

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована). Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТОЛ 10-1	4
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	2
Серверы точного времени	Метроном-50М	1
Формуляр	13526821.4611.299.ЭД.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителей в границах Волгоградской области (2-ая очередь), аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314868.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

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

Правообладатель

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

ИНН 7706284124

Юридический адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский пр0кт, д. 42, стр. 3, эт. 4, помещ. 7

Телефон: +7 (495) 926-99-00

Факс: +7 (495) 287-81-92

Изготовитель

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

ИНН 7706284124

Адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский пр0кт, д. 42, стр. 3

Телефон: +7 (495) 926-99-00

Факс: +7 (495) 287-81-92

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью ИНВЕСТИНИОННО-ИНЖИНИРИНГОВАЯ ГРУППА «КАРНЕОЛ» (ООО ИИГ «КАРНЕОЛ») Юридический адрес: 455038, Челябинская обл., г. Магнитогорск, пр-кт Ленина, д. 124, оф. 15

Адрес места осуществления деятельности: 455038, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2, помещ. 1, неж. помещ. 34, 38, 39, 41

Телефон: +7 (982) 282-82-82

Факс: +7 (982) 282-82-82

Е-mail: cameol@bk.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95086-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Измерители дальности видимости ФИ-6

Назначение средства измерений

Измерители дальности видимости ФИ-6 (далее - измерители ФИ-6) предназначены для автоматических измерений метеорологической оптической дальности (далее - МОД).

Описание средства измерений

Измерители ФИ-6 имеют два исполнения: исполнение МЕСП.416141.110 с автономным средством индикации (с блоком управления, далее - БУ) и исполнение МЕСП.416141.110-01, предназначенное для работы в составе измерительных систем (без БУ).

Принцип действия измерителей ФИ-6 основан на измерении коэффициента ослабления интенсивности световых импульсов после их прохождения через слой атмосферы, ограниченный длиной измерительной базы (тип измерителя - трансмиссометр).

Конструктивно измерители ФИ-6 состоят из:

• - блока фотометрического (БФ), включающего в себя светодиодный излучатель, фотоприёмное устройство, оптическую систему, электронные и электрические модули, в том числе контроллер БФ, обеспечивающего совместно с БО измерения МОД;

• - блока отражательного (БО), включающего в себя фотоприёмное устройство, оптическую систему с отражателем, электронные и электрические модули, в том числе контроллер БО, обеспечивающего совместно с БФ измерения МОД;

• - блоков питания (БП) БФ и БО, обеспечивающих питание БФ и БО (преобразование переменного тока в постоянный, коммутацию линий питания переменного тока для включения обогрева), защиту оборудования от перенапряжений и импульсных помех по линиям связи и питания. БП БФ обеспечивает передачу в линию связи результатов измерений и данных о состоянии измерителя;

• - блока управления (БУ), обеспечивающего обмен данными с БП БФ, отображение и регистрацию измерений и данных о состоянии измерителя (для исполнения ФИ-6 с БУ),

а также стоек БФ и БО - для установки и крепления оборудования БФ и БО.

Общий вид измерителей ФИ-6 со стойками, места пломбировки от несанкционированного доступа и места нанесения заводских номеров приведены на рисунке 1.

Заводские номера в виде цифрового обозначения, состоящего из шести арабских цифр, и наименования составных частей наносятся на фирменные шильды методом гравирования, которые закрепляются на корпусах БФ, БО, БП БФ, БП БО и БУ.

Нанесение знака поверки на измерители ФИ-6 не предусмотрено.

БО

*

места маркировки наименования и заводского номера составной части ** места пломбирования

БФ - блок фотометрический

БП БФ - блок питания БФ (размещается внутри стойки)

БО - блок отражательн^1й

БП БО - блок питания БО (размещается внутри стойки)

БУ - блок управления (для исполнения ФИ-6 с БУ)

Рисунок 1 - Общий вид, места нанесения заводских номеров и пломбировки измерителей ФИ-6

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) измерителей ФИ-6 включает:

• - ПО «Программа контроллера БП БФ» РОФ.МЕСП.00078-01, встроенное в БП БФ, обеспечивающее: проведение диагностики компонентов, обмен данными в цифровых кодах с БФ и БП БО, управление цепями питания, обмен данными в цифровых кодах с потребителями информации (БУ, ПЭВМ, измерительной системой и т.п.);

• - ПО «Программа контроллера БФ» РОФ.МЕСП.00079-01, встроенное в БФ, обеспечивающее: проведение диагностики компонентов, проведение и обработку измерений, обмен данными в цифровых кодах с БП БФ;

• - ПО «Программа контроллера БП БО» РОФ.МЕСП.00081-01, встроенное в БП БО, обеспечивающее: проведение диагностики компонентов, обмен данными в цифровых кодах с БО и БП БФ, управление цепями питания;

• - ПО «Программа контроллера БО» РОФ.МЕСП.00080-01, встроенное в БО, обеспечивающее: проведение диагностики компонентов, проведение и обработку измерений, обмен данными в цифровых кодах с БП БО;

• - ПО «Программа БУ» РОФ.МЕСП.00082-01, встроенное в БУ, обеспечивающее: проведение диагностики компонентов, обмен данными в цифровых кодах с БП БФ, статистическую обработку, архивирование и индикацию результатов измерений и их передачу во внешние системы (измерительные системы, ПЭВМ и т.п.).

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

Таблица 1 -

обеспечения

данные

Идентиф икац ионные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	РОФ.МЕСП. 00078-01	РОФ.МЕСП. 00079-01	РОФ.МЕСП. 00080-01	РОФ.МЕСП. 00081-01	РОФ.МЕСП. 00082-01
Номер версии (идентификационный номер ПО)	* 1.x*	* 1.x*	* 1.x*	* 1.x*	* 1.x*
* Метрологически незначимая часть ПО

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений метеорологической оптической дальности (МОД)*, м	от 20 до 10 000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений МОД , %
- в диапазоне от 20 до 250 м включ.	±15
- в диапазоне св. 250 до 3000 м включ.	±10
- в диапазоне св. 3000 до 10 000 м	±20
* При длине измерительной базы (35,0±0,2) м. Под длиной измерительной базы ФИ-6
понимают расстояние между БФ и БО. При вычислении МОД длина измерительных баз составляют 35 и 70 м соответственно.	ближней и дальней

Таблица 3 - Технические

Наименование характеристики	Значение
Дальность передачи информации между БП БФ и БУ (или приемным устройством измерительной системы) по двухпроводной линии связи, не более, км	8*
Напряжение питания от сети однофазного тока частотой 50 Гц, В	187-253
Потребляемая электрическая мощность, не более, В^А:
- БП БФ	600
- БУ	60
Габаритные размеры (Ш^Г^В), не более, мм:
- БФ	950x300x250
- БО	850x300x250
- БП БФ, БП БО	210x170x350
- БУ	250x180x145

таблицы 3

Наименование характеристики	Значение
Масса, не более, кг - БФ	12
- БО	11
- БП БФ, БП БО	7
- БУ	3
Условия эксплуатации: диапазон рабочих температур, °С - БФ, БО, БП БФ, БП БО	от -50 до +50
- БУ	от +5 до +40
относительная влажность при температуре 25 °С, % - БФ, БО, БП БФ, БП БО	до 100
- БУ	до 80
* Длина линии связи с погонными сопротивлением не более 100 Ом/км

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка до отказа, ч, не менее	10 000
Средний срок службы, лет	10

Знак утверждения типа наносится

на титульные листы руководства по эксплуатации и формуляра типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

ФИ-6

Наименование	Обозначение	Кол-во, шт.
Измеритель дальности видимости ФИ-6 в составе:	ФИ-6*	исполнение МЕСП416141.110	исполнение МЕСП.416141.110-01
Блок фотометрический (БФ)	МЕСП.411618.013	1	1
Блок отражательный (БО)	МЕСП.416142.002	1	1
Блок питания БФ	МЕСП.436534.126	1	1
Блок питания БО	МЕСП.436534.127	1	1
Блок управления (БУ)	МЕСП.421457.003	1	-
Стойка БФ	МЕСП.301421.117	1	1
Стойка БО	МЕСП.301421.118	1	1
Комплект кабелей	МЕСП.305651.175	1	-
	МЕСП.305651.175-01	-	1
Комплект монтажных частей	МЕСП.305651.176	1	1
Комплект инструмента и принадлежностей	МЕСП.305654.136	1
	МЕСП.305654.136-01	-	1
Комплект запасных частей	МЕСП.305653.137	1	-
	МЕСП.305653.137-01	-	1
Руководство по эксплуатации	МЕСП.416141.110РЭ	1	1
Формуляр	МЕСП.416141.110ФО	1	1
* Обозначение типа СИ

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в руководстве по эксплуатации МЕСП.416141.110РЭ «Измеритель дальности видимости ФИ-6», раздел 2 «Использование по назначению».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Государственная поверочная схема для средств измерений координат цвета, координат цветности, коэффициента светопропускания, белизны, блеска, коррелированной цветовой температуры, индекса цветопередачи, интегральной (зональной) оптической плотности, светового коэффициента пропускания и метеорологической оптической дальности, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 августа 2023 г. № 1556;

Технические условия МЕСП.416141.110ТУ «Измеритель дальности видимости ФИ-6».

Изготовитель

Общество с ограниченной (ООО «ЛОМО МЕТЕО») ИНН 7804151299

Адрес места осуществления деятельности: 194044, г. Санкт-Петербург, ул. Чугунная, д. 20

Телефон: +7 (812) 292-54-84, +7 (812) 292-51-49

Факс: +7 (812) 542-73-95

E-mail: sales@lomo-meteo.ru

Web-сайт: www.lomo-meteo.ru

Испытательный центр Федеральное государственное унитарное предприятие научно-исследовательский институт метрологии имени (ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева») Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19 Телефон: +7 (812) 251-76-01 Факс: +7 (812) 713-01-14 E-mail: info@vniim.ru Web-сайт: www.vniim.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314555.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95087-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Трансэнергосбыт», пятая очередь

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0 Пром», 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 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 БД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Дополнительно 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 (ОРЭ).

От сервера БД информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ по каналу связи сети Internet.

Передача информации от сервера БД или АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

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

Сравнение показаний часов сервера БД с УСВ осуществляется не реже одного раза в час. Корректировка часов сервера БД производится при расхождении показаний часов сервера БД с УСВ более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера БД более ±1 с.

Журналы событий счетчиков и сервера БД 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 «Трансэнергосбыт», пятая очередь наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера БД, типографским способом. Дополнительно заводской номер 005 указывается в формуляре.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0 Пром». ПО «Пирамида 2.0 Пром» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0 Пром». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2.0 Пром» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2.0 Пром» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2,0 Пром»

Ид ентиф икационные данные (признаки)	Значение
Ид ентиф икационное наименование ПО	Binary Раск Controls.dll	Check Data Integrity.dll	Com lECFunc-tions.dll	ComMod-busFunc-tions.dll	Com StdFunc-tions.dll	Date TimePro-cessing.dll	Safe Values DataUp-date.dll	Simple Verify DataSta-tuses.dll	Summary Check CRC.dll	Values DataProc essing.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 10.5
Цифровой идентификатор ПО	ЕВ1984Е 0072ACF Е1С7972 69B9DB1 5476	E021CF9 C974DD 7EA9121 9B4D475 4D5C7	BE77C56 55C4F19F 89A1B412 63A16CE 27	AB65EF4 B617E4F7 86CD87B 4A560FC 917	EC9A864 71F3713E 60C1DA D056CD6 E373	D1C26A2 F55C7FEC FF5CAF8 B1C056F A4D	B6740D34 19A3BC1 A4276386 0BB6FC8 AB	61C1445 BB04C7 F9BB42 44D4A0 85C6A3 9	EFCC55 E91291D A6F8059 7932364 430D5	013E6FE 1081A4 CF0C2D E95F1B B6EE64 5
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	TH	Счетчик	УСВ			Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, СШ 6 кВ, КЛ-6 кВ 601-1	ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Per. № 814-53 Фазы: А; С	НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Per. № 831-53 Фазы: АВС	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 75755-19			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,2 5,5
2	ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, СШ 6 кВ, КЛ-6 кВ 601-2	ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Per. № 814-53 Фазы: А; С	НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Per. № 831-53 Фазы: АВС	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 75755-19	УСВ-3 Per. № 64242-16	Сервер БД	Активная Реактивная	1,3 2,5	3,2 5,5
3	ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, СШ 6 кВ, КЛ-6 кВ 644-1	ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Per. № 1261-59 Фазы: А; С	НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Per. № 380-49 Фазы: АВС	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 75755-19			Активная Реак тивная	1,3 2,5	3,2 5,5

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

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 указана для ПК №№ 20 - 22, 27, 32, 33 для силы тока 2 % от Пом, для остальных ПК - для силы тока 5 % от 1ном; cos ф = 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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера БД 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	33
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от Uном	от 95 до 105
сила тока, % от Iном
для ИК №№ 20 - 22, 27, 32, 33	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 №№ 20 - 22, 27, 32, 33	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,
°С	от +10 до +30
температура окружающей среды в месте расположения сервера БД,
°С	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа Меркурий 234:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	320000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа Альфа А1800:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчиков типа СЕ308:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для сервера БД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК, СЭТ-4ТМ.03М:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	40
для счетчиков типа Меркурий 234:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	170
при отключении питания, лет, не менее	5

1	2
для счетчиков типа СЕ308:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	90
при отключении питания, лет, не менее	30
для счетчиков типа Альфа А1800:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	180
при отключении питания, лет, не менее	30
для сервера БД:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера БД 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 счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках.

• -   журнал сервера БД: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и сервере БД; 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 БД.

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

счетчиков электрической энергии; сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере БД (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.
Трансформаторы тока	ТПФМ-10	6
Трансформаторы тока	ТПФ	2
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	2
Трансформаторы тока	ТПЛМ-10	4
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией	ТПЛ-10	2
Трансформаторы тока опорные	ТОЛ-10	6
Трансформаторы тока	ТОЛ-ЭС-10	4
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ	ТТИ-А	21
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ	ТТИ-30	9
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ	ТТИ-40	12
Трансформаторы тока	Т-0,66	6
Трансформаторы тока измерительные	MAK-ru	6
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6	4
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	1
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	1
Трансформаторы напряжения	НОМ-6	4
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	2
Счетчики электрической энергии статические	Меркурий 234	24
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	Альфа А1800	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	3
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МК	2
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные	СЕ308	2
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер БД	—	1
Формуляр	ТЭС.АИИС.005.ФО	1
Методика поверки	—	1

Сведения о методиках (методах) измерений

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

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.

Правообладатель

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

ИНН 7606070601

Юридический адрес: 603000, Нижегородская обл., г. о. город Нижний Новгород, г. Нижний Новгород, ул. Белинского, д. 32, помещ. П136

Телефон: (831) 439-51-05

Е-mail: transenergo2008@yandex.ru

Изготовитель

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

ИНН 7606070601

Адрес места осуществления деятельности: 603000, г. Нижний Новгород, ул. Белинского, д. 32, помещ. П68 (оф. 802)

Юридический адрес: 603000, Нижегородская обл., г. о. город Нижний Новгород, г. Нижний Новгород, ул. Белинского, д. 32, помещ. П136

Телефон: (831) 439-51-05

Е-mail: transenergo2008@yandex.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: (495) 380-37-61

E-mail: energopromresurs2016@gmail.com

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95088-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Борзинская СЭС

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

Измерительные каналы (ИК) 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), многофункциональные счетчики электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с установленным серверным программным обеспечением на базе закрытой облачной системы (сервер), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы 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 мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

От сервера информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ по каналу связи сети Internet.

Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с действующими требованиями предоставлению информации.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. Входящее в состав ИВК УСВ, обеспечивает

передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется один раз в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется не реже 1 раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний 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 Борзинская СЭС наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 001 указывается в формуляре.

Программное обеспечение

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

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	CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
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

Но мер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты				Сервер	Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	TH	Счетчик	УСВ			Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %	Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Борзинская СЭС, ОРУ-110 кВ, ввод ПО кВ Т-1	ТОГФ-110 Кл.т. 0,28 600/1 Per. № 82676-21 Фазы А; В; С	НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/х/3/100/л/3 Per. № 60353-15 Фазы А; В; С	сэт-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17	УСВ-3 Per. № 84823-22	Сервер АНИС КУЭ	Активная Реактивная	0,6 1,1	1.5 2.5
2	Борзинская СЭС, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, ЯЧ.5	ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,58 2000/1 Per. № 69606-17 Фазы: А; В; С	НАЛИ-НТЗ Кл.т. 0,5 10500/100 Per. №70747-18 Фазы: АВС	сэт-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 4,7
3	Борзинская СЭС, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, ЯЧ.6	ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,58 2000/1 Per. № 69606-17 Фазы: А; В; С	НАЛИ-НТЗ Кл.т. 0,5 10500/100 Per. №70747-18 Фазы: АВС	сэт-4ТМ.03М.16 Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 4,7
4	Борзинская СЭС, щен, 1 СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1	ТШП-0,66 Кл.т. 0,58 150/5 Per. №64182-16 Фазы: А; В; С	—	сэт- 4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	0,9 1,9	2,9 4,6

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

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 указана для силы тока 2 % от Пом; cos ф = 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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется техническим актом в установленном собственником 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
Количество ИК	18
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном	от 95 до 105
сила тока, % от Iном	от 1 до 120
коэффициент мощности cosф	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от ином	от 90 до 110
сила тока, % от 1ном	от 1 до 120
коэффициент мощности cosф	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,	от +10 до +40
°С	от +10 до +40
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УСВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	45
при отключении питания, лет, не менее	40
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 счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.

• -   журнал сервера:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках 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	Количеств о, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТОГФ-110	3
Трансформаторы тока	ТОЛ-НТЗ	6
Трансформаторы тока шинные	ТШП-0,66	6
Трансформаторы тока	ТШП-ТЦ-0,66	39
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные	НАМИ-110	3
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные	НАЛИ-НТЗ	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	18
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер	Сервер АИИС КУЭ	1
Формуляр	2314БОР-СЭС-Р-АИИСКУЭ-ФО	1
Методика поверки	—	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Борзинская СЭС», 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.

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Юнигрин Пауэр» (ООО «Юнигрин Пауэр»)

ИНН 9728014083

Юридический адрес: 117342, г. Москва, ул. Профсоюзная, д. 65, к. 1, помещ. XL, ком. 7.06, эт. 14

Телефон: 8 (495) 136-20-08

Е-mail: power@unigreen-energy.com

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: 8 (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 «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95089-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» (19 очередь)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» (19 очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, соотнесения результатов измерений к национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC(SU), 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, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ состоит из трех уровней:

• 1- й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает 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) включает устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОАО «РЖД»;

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер ОАО «РЖД», сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», устройства синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, АРМ.

Сервер ОАО «РЖД» создан на базе программного обеспечения (ПО) «ГОРИЗОНТ».

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» создан на базе ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энергия Альфа 2».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. 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

технических средств осуществляется любым УСПД

ОАО «РЖД», где осуществляется оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации -не реже одного раза в сутки.

Передача информации об энергопотреблении от сервера ОАО «РЖД» на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» производится автоматически путем межсерверного обмена.

Допускается в качестве резервного канала сбора и передачи данных опрос любого счетчика сервером ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» c использованием каналообразующего оборудования стандарта GSM.

Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо в ИВК.

Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде макетов XML формата 80020, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML формата 80020, 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 5.

СОЕВ включает в себя сервер точного времени Метроном-50М, устройство синхронизации времени УСВ-3, часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», часы сервера ОАО «РЖД», часы УСПД и счётчиков.

Сервер точного времени Метроном-50М, устройство синхронизации времени УСВ-3 осуществляют прием и обработку сигналов времени, по которым осуществляют синхронизацию собственных часов или часов компонентов системы со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).

Уровень ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащён УССВ на базе сервера точного времени Метроном-50М. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени (величины расхождения времени корректируемого и корректирующего компонентов). Уставка коррекции времени сервера равна ±1 с (параметр программируемый).

Уровень ИВК ОАО «РЖД» оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).

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

Счетчики синхронизируются от УСПД ОАО «РЖД». Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи «счетчик - УСПД». Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).

В случае использования резервного канала связи стандарта GSM, счетчики синхронизируются от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ». Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом сеансе связи «счетчик - сервер». Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±3 с (параметр программируемый).

Журналы событий счетчиков, УСПД и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую был скорректирован компонент.

Нанесение знака поверки и заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 300. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ типографским способом. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ приведены в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблицах 1-3.

Таблица 1 -

данные ПО

гия Альфа 2»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Энергия Альфа 2
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 2.0.0.2
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)	17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Таблица 2 -

данные ПО

»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	АльфаЦЕНТР
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrologv.dll )	3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54

Таблица 3 -

данные ПО «ГОРИЗОНТ»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ГОРИЗОНТ
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.13
Цифровой идентификатор ПО	54 Ь0 a6 5f cd d6 b7 13 b2 Of ff 43 65 5d a8
	1b

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

Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2», ПО «ГОРИЗОНТ» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

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

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 4-6.

Таблица 4 - Состав ИК Л И ИС КУЭ, основные

ИК ЛИИС КУЭ

и технические

Примечания:

• 1 Допускается изменение наименования ПК без изменения объекта измерений.

• 2 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 4, при условии, что собственник АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 5 метрологических характеристик.

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

• 4 Изменение наименования ПК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 5 - Основные

ИК

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±5), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %
	Активная	1,0	5,0
1 - 4
	Реактивная	2,2	4,4
5	Активная	1,0	5,0
	Реактивная	2,2	3,9
6	Активная	1,1	5,5
	Реактивная	2,3	2,9
7	Активная	1,1	4,8
	Реактивная	2,3	2,8
8	Активная	1,2	5,1
	Реактивная	2,5	4,4
	Активная	0,5	2,0
9, 10
	Реактивная	1,1	2,0
Пределы допускаемой	погрешности СОЕВ, с		±5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95.
3 Погрешность	в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном, cosф = 0,5инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии
от +5 до +35°С.

Таблица 6 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды, °C	от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25

1	2
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uhom	от 90 до 110
- ток, % от Ihom	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности, cos9	от 0,5 до 1,0
- диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:
- для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от -40 до +55
- для УСПД	от 0 до +40
- для УСВ-3	от -25 до +60
- для Метроном-50М	от +15 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электроэнергии ЕвроАльфа:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	50000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электроэнергии Альфа:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электроэнергии ТЕ3000:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-17):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации
ИИК:
- счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	45
ИВКЭ:
- УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сут, не менее	45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с электронной почты и сотовой связи. В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- журнал серверов:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках, УСПД, серверах;

- пропадание и восстановление связи с УСПД, счетчиками;

- результат самодиагностики;

- перерывы питания. Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- серверов;

- защита на программном уровне информации при хранении, параметрировании:

- установка пароля на счетчики электрической энергии;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на серверы. Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

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

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована). Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформаторы тока	ТВГ-УЭТМ®-220 УХЛ2	6
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ	8
Трансформаторы тока	ТЛО-10	3
Трансформаторы тока	ТОЛ 10-1	3
Трансформаторы тока	ТОЛ-НТЗ	6
Трансформаторы напряжения	НАМИ-220 УХЛ1	6
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95 УХЛ2	2
Трансформаторы напряжения	НАЛИ-НТЗ	1
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ЕвроАльфа	3
Счетчики электрической энергии многофункциональные	Альфа	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ТЕ3000	3
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.02М	1
Устройства сбора и передачи данных	ЭКОМ-3000	5
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	1
Серверы точного времени	Метроном-50М	1
Формуляр	13526821.4611.300.ЭД.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» (19 очередь), аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314868.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью

(ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»)

ИНН 7706284124

Юридический адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский помещ. 7

Телефон: +7 (495) 926-99-00

Факс: +7 (495) 287-81-92

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью

(ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»)

ИНН 7706284124

Адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский пр-кт, д. 42, стр. 3

Телефон: +7 (495) 926-99-00

Факс: +7 (495) 287-81-92

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «04» апреля 2025 г. № 680

технических средств приёма-передачи данных поступает на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», где осуществляется обработка, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.

Для ИК №№ 1 - 6 допускается в качестве резервного канала сбора и передачи данных опрос любого счетчика сервером ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» c использованием каналообразующего оборудования стандарта GSM.

Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо в ИВК.

Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) за электронно-цифровой подписью ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в виде макетов XML формата 80020, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.

Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML формата 80020, 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 4.

СОЕВ включает в себя сервер точного времени Метроном-50М, устройства синхронизации времени УСВ-3, часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», часы УСПД и счётчиков.

Сервер точного времени Метроном-50М, устройства синхронизации времени УСВ-3 осуществляют прием и обработку сигналов времени, по которым осуществляют синхронизацию собственных часов или часов компонентов системы со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).

Уровень ИВК ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащён УССВ на базе сервера точного времени Метроном-50М. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени (величины расхождения времени корректируемого и корректирующего компонентов). Уставка коррекции времени сервера равна ±1 с (параметр программируемый).

УСПД АО «АБ ИнБев Эфес» синхронизируются от устройств синхронизации времени УСВ-3. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).

Счетчики ИК №№ 1 - 6 синхронизируются от УСПД АО «АБ ИнБев Эфес». Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом сеансе связи «счетчик - УСПД». Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).

Счетчики ИК №№ 7 - 10 синхронизируются от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ». Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом сеансе связи «счетчик - сервер». Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±3 с (параметр программируемый).

В случае использования резервного канала связи стандарта GSM, счетчики ИК №№ 1 - 6 синхронизируются от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ». Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом сеансе связи Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±3 с (параметр программируемый).

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую был скорректирован компонент.

Нанесение знака поверки и заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 294. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ типографским способом. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ приведены в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблицах 1, 2

Таблица 1 -

данные ПО

а 2»

гия

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Энергия Альфа 2
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 2.0.0.2
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, enalpha.exe)	17e63d59939159ef304b8ff63121df60

Таблица 2 -

данные ПО

»

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	АльфаЦЕНТР
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrologv.dll )	3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54

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

Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

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

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3-5.

Таблица 3 - Состав ИК Л И ИС КУЭ, основные

ИК ЛИИС КУЭ

и технические

Примечания:

• 1 Допускается изменение наименования ПК без изменения объекта измерений.

• 2 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что собственник АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 4 метрологических характеристик.

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

• 4 Изменение наименования ПК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 4 - Основные

ИК

Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±5), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %
1, 2	Активная	1,0	2,8
	Реактивная	1,8	3,5
3, 4	Активная Реактивная	1,1 2,2	3.4 5.5
5 - 10	Активная Реактивная	1,2 2,5	5,7 4,3
Пределы допускаемой	погрешности СОЕВ, с	±5
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5;10)% 1ном, cosф = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до +35°С.

Таблица 5 - Основные технические

ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды, °C	от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для УСВ-3 - для Метроном-50М	от 90 до 110 от 2(5;10) до 120 от 0,5 до 1,0 от -45 до +40 от -40 до +60 от -20 до +50 от -25 до +60 от +15 до +30

1	2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М:	72
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСПД:	72
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	24
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации ИИК:
- счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	45
ИВКЭ:
- УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике, УСПД и сервере;

- пропадание и восстановление связи с УСПД/счетчиком;

- результат самодиагностики;

• - перерывы питания.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• -  сервера;

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

• - установка пароля на счетчики электрической энергии;

• - установка пароля на УСПД;

• - установка пароля на сервер.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТОЛ 10	4
Трансформаторы тока	ARM3/N2F	6
Трансформаторы тока	ТШЛП-10	12
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ.06	12
Трансформаторы напряжения	VRQ2n/S2	6
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МК	4
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05М	6
Устройства сбора и передачи данных	RTU-327L	2
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	2
Серверы точного времени	Метроном-50М	1
Формуляр	13526821.4611.294.ЭД.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения потребителей АО «АБ ИнБев Эфес» г. Волжский, АО «АБ ИнБев Эфес» г. Иваново, АО «АБ ИнБев Эфес» г. Саранск», аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314868.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью

(ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»)

ИНН 7706284124

Юридический адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский помещ. 7

Телефон: +7 (495) 926-99-00

Факс: +7 (495) 287-81-92

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью

(ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»)

ИНН 7706284124

Адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский пр-кт, д. 42, стр. 3

Телефон: +7 (495) 926-99-00

Факс: +7 (495) 287-81-92

г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2, помещ. 1, ком. № 510 Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9, оф. 23 Телефон: +7 (351) 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 «04» апреля 2025 г. № 680

Регистрационный № 95091-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоРесурс» (Водоканал-2)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоРесурс» (Водоканал-2) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

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

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

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

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

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

периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

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 (синхронизация часов АИИС КУЭ); предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу). Первичные токи и напряжения поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Сервер АИИС КУЭ с периодичностью один раз в сутки считывает из счетчиков 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий счетчиков. Считанные данные записываются в базу данных.

При помощи ПО сервер АИИС КУЭ осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение, оформление справочных и отчетных документов.

Передача данных с уровня ИВК в АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» «РДУ энергосистемы Кузбасса», филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго-РЭС» и смежным субъектам ОРЭиМ производится посредством электронных документов (XML файлы) в формате 80020 в соответствии с регламентом АО «АТС» и соглашениями об информационном обмене между ООО «ЭнергоРесурс» и смежными организациями.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит УСВ, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационныой системы ГЛОНАСС.

Сервер АИИС КУЭ, непрерывно сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ и производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.

Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии и сервера АИИС КУЭ происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера АИИС КУЭ.

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

АИИС КУЭ не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений АИИС КУЭ ограничен на всех уровнях при помощи механических и программных методов и способов защиты.

Нанесение знака поверки на конструкцию средства измерений не предусмотрено.

АИИС КУЭ присвоен заводской номер 001. Заводской номер АИИС КУЭ наносится типографским способом на этикетку, которая располагается на корпусе сервера АИИС КУЭ и в формуляре АИИС КУЭ типографским способом.

Таблица 3 -

Номер ИК	COSф	Пределы допускаемой относительной п( ИК при измерении активной электрическ нормальных условиях эксплуатации А			эгрешности ой энергии в ИИС КУЭ
		81(2)%,	§5 %,	820 %,	8100 %,
		I1(2)%  I изм< I 5 %	I5 %<I из.м'! 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм^I120%
1-3 (Счетчик 1)	1,0	±0,4	±0,6	±0,5	±0,5
	0,9	±0,5	±0,7	±0,5	±0,5
	0,8	±0,5	±0,8	±0,6	±0,6
	0,7	±0,5	±0,9	±0,7	±0,7
	0,5	±0,6	±1,3	±0,9	±0,9
Номер ИК	COSф	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ
		81(2)%,	§5 %,	820 %,	8100 %,
		I1(2)%  I изм< I 5 %	I5 %<I изм'! 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм^I120%
1-3 (Счетчик 2)	0,9	±1,1	±1,7	±1,3	±1,3
	0,8	±1,1	±1,4	±1,0	±1,0
	0,7	±1,1	±1,2	±0,9	±0,9
	0,5	±1,1	±0,9	±0,8	±0,8
Номер ИК	COSф	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %
		81(2)%,	§5 %,	820 %,	8100 %,
		I1(2)%  I изм< I 5 %	I5 %<I изм<I 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм^I120%
1-3 (Счетчик 1)	1,0	±2,3	±0,8	±0,8	±0,8
	0,9	±2,3	±0,9	±0,8	±0,8
	0,8	±2,3	±1,0	±0,9	±0,9
	0,7	±2,3	±1,1	±0,9	±0,9
	0,5	±2,3	±1,4	±1,2	±1,2
Номер ИК	COSф	Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %
		81(2)%,	85 %,	820 %,	8100 %,
		I1(2)%  I изм< I 5 %	I5 %<I изм'! 20 %	I20 %<Iизм<I100%	I100 %<Iизм^I120%
1-3 (Счетчик 2)	0,9	±3,6	±2,3	±2,0	±2,0
	0,8	±3,6	±2,0	±1,7	±1,7
	0,7	±3,6	±1,8	±1,6	±1,6
	0,5	±3,6	±1,6	±1,5	±1,5

5

Таблица 4 - Основные технические

ИИК

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	3
Нормальные условия применения:
параметры сети:
напряжение, % от Uном	от 99 до 101
ток, % от Ьюм	от 1(10) до 120
коэффициент мощности cos9	0,87
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
частота, Г ц	50
Рабочие условия применения:
параметры сети:
напряжение, % от Uном	от 90 до 110
ток, % от Ьюм	от 1(10) до 120
коэффициент мощности, не менее	0,5
частота, Гц	от 46,9 до 50,4
температура окружающей среды для счетчиков, °С	от +5 до +35
температура окружающей среды для сервера, °С	от +10 до +30
атмосферное давление, кПа	от 80,0 до 106,7
относительная влажность, % не более	98
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
УСВ-3:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Север АИИС КУЭ
Коэффициент готовности, ч, не менее	0,99
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
Глубина хранения информации
Счетчики:
Тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не
менее	45
При отключении питания, лет, не менее	5
Сервер АИИС КУЭ:
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.

Регистрация событий:

- в журнале событий счетчика:

• - параметрирования:

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике.

• - в журнале событий сервера:

• - журналы событий счетчика;

• - параметрирования сервера:

• - коррекции времени в сервере.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения:

• - испытательной коробки;

• - сервера ПВК.

• - защита информации на программном уровне:

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

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на сервер.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована):

• - сервере (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МД.25	3 шт.
GSM-модем	TELEOFIS WRX708-R4	2 шт.
Коммутатор сетевой	Cisco 1941	1 шт.
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1 шт.
Сервер	HP ProLiant DL360e Gen8	1 шт.
Источник бесперебойного питания	WOW-700U	1 шт.
Источник бесперебойного питания	APC SUA1000I	1 шт.
Специализированное программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	1 шт.
Формуляр	10898806.422231.003.ФО	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоРесурс» (Водоканал-2). Методика измерений аттестована ФБУ «Ростест-Москва», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311703.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Общество с ограниченной (ООО «ЭнергоРесурс») ИНН 4205250834

Юридический адрес: 650070, г. Кемерово, пр-кт Молодежный, д. 9, помещ. 401, 411 Телефон: +7 (3842) 90-09-85

Факс: +7 (3842) 90-09-85

Изготовитель

Общество с ограниченной (ООО «ЭнергоРесурс») ИНН 4205250834 Адрес: 650070, г. Кемерово, пр-кт Молодежный, д. 9, помещ. 401, 411 Телефон: +7 (3842) 90-09-85 Факс: +7 (3842) 90-09-85

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Факс: +7 (499) 124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: www.rostest.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «03» апреля 2025 г. № 661

Регистрационный № 95092-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Весы лабораторные неавтоматического действия Altimax

Назначение средства измерений

Весы лабораторные неавтоматического действия Altimax предназначены для измерения массы при статическом взвешивании.

Описание средства измерений

Принцип действия весов основан на преобразовании возникающей под действием силы тяжести взвешиваемого груза деформации упругих элементов, входящих в состав ГПУ весоизмерительных датчиков (тензометрических или с компенсации) в пропорционально массе взвешиваемого груза. Электрический сигнал, пропорционально преобразователе в цифровой код и результаты взвешивания выводятся на дисплей.

Весы могут быть использованы для статистических измерений массы, определения плотности гидростатическим методом (с использованием специальных приспособлений), рецептурного, динамического, интервального, процентного взвешивания.

Весы могут иметь следующие устройства и функции по ГОСТ OIML R 76-1-2011 (номера пунктов указаны в скобках):

• - устройство установки по уровню (Т.2.7.1) с индикатором уровня (3.9.1.1);

• - определение стабильного равновесия (4.4.2);

• - устройство уравновешивания тары - устройство выборки массы тары (Т.2.7.4.1);

• - полуавтоматическое устройство установки нуля (Т.2.7.2.2);

• - устройство первоначальной установки на нуль (Т.2.7.2.4);

• - устройство слежения за нулем (Т.2.7.3);

• - устройство индикации отклонения от нуля (4.5.5);

• - автоматическое устройство юстировки чувствительности (4.1.2.5);

• - обнаружение промахов (4.13.9);

• - процедура просмотра всех соответствующих символов индикации в активном и неактивном состояниях (5.3.1);

• - запоминающее устройство (4.4.6);

• - вспомогательное показывающее устройство (Т.2.5);

• - взвешивание в единицах измерения массы - грамм, миллиграмм, карат (2.1):

Весы неавтоматического действия Altimax выпускаются в 6 модификациях: Altimax BA-1, Altimax BA-3, Altimax BA-5, Altimax BA-7, Altimax BP-2, Altimax BP-6. Модификации отличаются метрологическими характеристиками, указанными в таблицах 3-4, габаритными размерами, типом источника питания, наличием ветрозащитного кожуха и дополнительными функциями.

Индекс «i» (при наличии) — условное обозначение весов с функцией автоматической/полуавтоматической юстировки. Общий вид весов представлен на Рисунке 1.

Место нанесения серийного номера

Itimax I Аналитические весы

Модель?АЦ[п1 ах BA-1-220i

Сер. номерует

Рисунок 2 - Пример маркировочной таблички

стенку весов наклеиванием. Знак утверждения типа и серийный номер в буквенно-цифровом или цифровом формате, состоящий из арабских цифр и латинских букв, наносятся методом гравировки или типографским способом на маркировочную табличку. Пример маркировочной таблички представлен на рисунке 2.

Цветовая гамма корпуса весов может быть изменена по решению изготовителя в одностороннем порядке.

Нанесение знака поверки на весы не предусмотрено. Пломбирование весов изготовителем не осуществляется.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) весов является встроенным, используется в стационарной (закрепленной) аппаратной части с определенными программными средствами, в соответствии с требованиями п.5.5 ГОСТ OIML R 76-1-2011 «Дополнительные требования к электронным устройствам с программным управлением» в части устройств с встроенным ПО.

Метрологически значимая часть ПО хранится в защищенной от демонтажа перепрограммируемой микросхеме памяти, расположенной внутри весового модуля.

ПО загружается на заводе-изготовителе с использованием специального оборудования, после чего ПО не может быть модифицировано, загружено или прочитано через какой-либо интерфейс.

Для модификаций Altimax BA-1, Altimax BP-6 идентификационным признаком ПО служит номер версии, который отображается на дисплее терминала при включении весов. Для модификаций Altimax BA-3, Altimax BA-5, Altimax BA-7, Altimax BP-2 данные по номеру версии недоступны, так как данное ПО не может быть модифицировано, загружено или прочитано через какой-либо интерфейс. Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.

Нормирование метрологических характеристик проведено с учетом применения ПО.

Уровень защиты встроенного ПО от преднамеренных и непреднамеренных воздействий соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные	ПО
Идентификационные данные (признаки)	Значение
	Altimax BA-3, Altimax BA-5, Altimax BA-7, Altimax BP-2, Altimax BP-6	Altimax BA-1
Идентификационное наименование ПО	-	-
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	8.04.xxxxxx*	x.y
Цифровой идентификатор ПО	-	-
*«xxxxxx», «х.у» - относится к метрологически не значимой части ПО «хххххх» - значения от 000000 до 999999 «х» - значения от 2 до 9 «у» - значения от 0 до 9

Метрологические и технические характеристики

Значения максимальной (Мах) и минимальной (Min) нагрузки, действительной цены деления (d), поверочного интервала (е), числа поверочных интервалов (n), пределов допускаемой погрешности при первичной поверке (mpe) в соответствующих интервалах нагрузки (m) для однодиапазонных весов приведены в таблице 2.

Значения минимальной нагрузки (Min/), максимальной нагрузки (Мах/), поверочного интервала (ei), цены деления (di), числа поверочных интервалов (ni), пределов допускаемой погрешности (mpei), в соответствующих интервалах нагрузки (mi) для двухдиапазонных весов приведены в таблице 3.

Пределы допускаемой погрешности в эксплуатации равны удвоенному значению пределов допускаемых погрешностей при поверке (2^mpe, таблицы 2, 3). Пределы допускаемой погрешности весов после выборки массы тары соответствуют пределам допускаемой погрешности для массы нетто при любом значении массы тары (таблицы 2, 3).

Таблица 2 - Метрологические характеристики однодиапазонных весов

Модификация	Максимальная нагрузка (Max), г	Минимальная нагрузка (Min), мг	Действительная цена деления (d), мг	Поверочный интервал, е, мг	Количество поверочных интервалов (П)	Интервалы нагрузки (т), г	Пределы допускаемой погрешности при пер-ВИЧ. поверке (тре), мг	Класс точности по гост O1ML R76-l-20n
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Altimax В А-1-100 Altimax ВА-1-lOOi Altimax ВА-3-lOOi	100	10	0,1	1	100000	от 0,01 до 50 вкл. св. 50 до 100 вкл.	±0,5 ± 1	1 (специальный)
Altimax ВА-1-110 Altimax ВА-1-1 lOi Altimax BA-3-1 lOi	ПО	10	0,1	1	110000	от 0,01 до 50 вкл. св. 50 до ПО вкл.	±0,5 ± 1	1 (специальный)
Altimax BA-1-120 Altimax BA-l-120i Altimax BA-3-120i	120	10	0,1	1	120000	от 0,01 до 50 вкл. св. 50 до 120 вкл.	±0,5 ± 1	1 (специальный)
Altimax BA-1-200 Altimax BA-l-200i Altimax BA-3-200i	200	10	0,1	1	200000	от 0,01 до 50 вкл. св. 50 до 200 вкл.	±0,5 ± 1	1 (специальный)
Altimax В A-1 -210 Altimax В A-1 -21 Oi Altimax В A-3 -21 Oi	210	10	0,1	1	210000	от 0,01 до 50 вкл. св. 50 до 200 вкл. св. 200 до 210 вкл.	±0,5 ± 1 ±1,5	1 (специальный)
Altimax BA-1-220 Altimax BA-l-220i Altimax BA-3-220i	220	10	0,1	1	220000	от 0,01 до 50 вкл. св. 50 до 200 вкл. св. 200 до 220 вкл.	±0,5 ± 1 ±1,5	1 (специальный)
Altimax BA-5-200 Altimax BA-5-200i	200	20	1	10	20000	от 0,02 до 50 вкл. св. 50 до 200 вкл.	±5 ± 10	11 (высокий)

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8	9
Altimax ВА-5-300 Altimax BA-5-300i	300	20	1	10	30000	от 0,02 до 50 вкл. св. 50 до 200 вкл. св. 200 до 300 вкл.	±5 ± 10 ± 15	11 (высокий)
Altimax ВА-5-500 Altimax BA-5-500i	500	20	1	10	50000	от 0,02 до 50 вкл. св. 50 до 200 вкл. св. 200 до 500 вкл.	±5 ± 10 ± 15	11 (высокий)
Altimax BA-5-600 Altimax BA-5-600i	600	20	1	10	60000	от 0,02 до 50 вкл. св. 50 до 200 вкл. св. 200 до 600 вкл.	±5 ± 10 ± 15	11 (высокий)
Altimax BA-5-1000	1000	20	1	10	100000	от 0,1 до 50 вкл. св. 50 до 200 вкл. св. 200 до 1000 вкл.	±5 ± 10 ± 15	11 (высокий)
Altimax BA-5-1200	1200	20	1	50	24000	от 0,1 до 250 вкл. св. 250 до 1000 вкл. св. 1000 до 1200 вкл.	±25 ±50 ±75	11 (высокий)
Altimax BA-7-110	110	20	1	10	11000	от 0,1 до 50 вкл. св. 50 до 110 вкл.	±5 ± 10	11 (высокий)
Altimax В A-7 -210	210	20	1	10	21000	от 0,1 до 50 вкл. св. 50 до 200 вкл. св. 200 до 210 вкл.	±5 ± 10 ± 15	11 (высокий)
Altimax В A-7 -310	310	20	1	10	31000	от 0,1 до 50 вкл. св. 50 до 200 вкл. св. 200 до 310 вкл.	±5 ± 10 ± 15	11 (высокий)

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8	9
Altimax ВР-2-110	ПО	200	10	20	5500	от 0,1 до 50 вкл. св. 50 до 110 вкл.	± 10 ±20	11 (высокий)
Altimax ВР-2-210	210	200	10	20	10500	от 0,1 до 50 вкл. св. 50 до 200 вкл. св. 200 до 210 вкл.	± 10 ±20 ±30	11 (высокий)
Altimax ВР-2-310	310	200	10	20	15500	от 0,1 до 50 вкл. св. 50 до 200 вкл. св. 200 до 310 вкл.	± 10 ±20 ±30	11 (высокий)
Altimax ВР-2-510	510	500	10	100	5100	от 0,1 до 500 вкл. св. 500 до 510 вкл.	±50 ±100	11 (высокий)
Altimax ВР-2-610	610	500	10	100	6100	от 0,1 до 500 вкл. св. 500 до 610 вкл.	±50 ±100	11 (высокий)
Altimax ВР-2-1100	1100	500	10	100	11000	от 0,1 до 500 вкл. св. 500 до 1100 вкл.	±50 ±100	11 (высокий)
Altimax ВР-2-2100	2100	500	10	100	21000	от 0,1 до 500 вкл. св. 500 до 2000 вкл. св. 2000 до 2100 вкл.	±50 ±100 ±150	11 (высокий)
Altimax ВР-2-3100	3100	500	10	100	31000	от 0,1 до 500 вкл. св. 500 до 2000 вкл. св. 2000 до 3100 вкл.	±50 ±100 ±150	11 (высокий)
Altimax ВР-6-6200	6200	1000	10	100	62000	от 1 до 5000 вкл. св. 5000 до 6200 вкл.	±50 ±100	1 (специальный)

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7	8	9
Altimax ВР-6-8200	8200	1000	10	100	82000	от 1 до 5000 вкл. св. 5000 до 8200 вкл.	±50 ±100	1 (специальный)
Altimax ВР-6-10100	10100	1000	10	100	101000	от 1 до 5000 вкл. св. 5000 до 10100 вкл.	±50 ±100	1 (специальный)
Altimax ВР-6-12100	12100	1000	10	100	121000	от 1 до 5000 вкл. св. 5000 до 12100 вкл.	±50 ±100	1 (специальный)

Таблица 3 -

весов

Модификация	Wi	Максимальная нагрузка (Maxi), г	Минимальная нагрузк а (Mini), мг	Действительная цена деления, (di), мг	Поверочный интервал, Ci, мг	Количество поверочных интервалов (п)	Интервалы нагрузки (т), г	Пределы допускаемой погрешности при первич. поверке (тре), мг	Класс точности по гост ОГМГ R76-1-2011
Altimax ВА-7- 110-610	W1	ПО	20	1	10	11000	от 0,1 до 50 вкл. св. 50 до 110 вкл.	± 5 ± 10	II (высокий)
	W2	610	500	10	100	6100	от 0,1 до 500 вкл. св. 500 до 610 вкл.	± 50 ±100	II (высокий)

Таблица 4 - Основные технические

Наименование характеристики	Значения
Влияние устройства установки на нуль на результат взвешивания, не более	±0,25e
Показания на дисплее массы, г, не более	Max + 9e
Диапазон устройства выборки массы тары	от 0 до Max
Параметры электрического питания от сети переменного тока: Напряжение, В	220±15%
Частота, Г ц	50±1
Габаритные размеры, мм, не более: Высота	360
Ширина	230
Длина	380
Масса, кг, не более	6
Условия эксплуатации: Температура окружающей среды, °С	от 15 до 35
Относительная влажность, %	до 80, без конденсата

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку, расположенную на корпусе прибора и/или ГПУ весов, а также типографским способом на титульный лист эксплуатационного документа.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Весы лабораторные неавтоматического действия	Altimax	1 шт.
Кабель питания	-	1 шт.
Ветрозащитный экран*	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации	-	1 экз.
* - предоставляется по заказу

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 3 «Основные приемы работы с весами» документа «Весы неавтоматического действия Altimax ВА-1. Руководство по эксплуатации. Паспорт», в разделе 3 «Основные приемы работы с весами» документа «Весы неавтоматического действия Altimax ВА-3. Руководство по эксплуатации. Паспорт», в разделе 3 «Основные приемы работы с весами» документа «Весы неавтоматического действия Altimax ВА-5. Руководство по эксплуатации. Паспорт», в разделе 4 «Взвешивание» документа «Весы неавтоматического действия Altimax ВА-7, ВР-2. Руководство по эксплуатации. Паспорт», в разделе 8 «Взвешивание» документа «Весы неавтоматического действия Altimax ВР-6. Руководство по эксплуатации. паспорт».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ OIML R 76-1-2011 «ГСИ. Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания»;

Приказ Росстандарта от 4 июля 2022г. № 1622 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы»;

Стандарт предприятия «Changzhou Xingyun Electronic Equipment Co., Ltd», Китай.

Правообладатель

Changzhou Xingyun Electronic Equipment Co., Ltd, Китай

Адрес: No.94, RoadChaoyang New Village, Tianning District, Changzhou, Jiangsu, China

Изготовитель

Changzhou Xingyun Electronic Equipment Co., Ltd, Китай

Адрес: No.94, RoadChaoyang New Village, Tianning District, Changzhou, Jiangsu, China

Испытательный центр

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

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

Телефон/факс: +7 (495) 491-78-12

Е-mail: sittek@mail.ru

Web-сайт: kip-mce.ru

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

¹

Для варианта исполнения 1 и 2 - У1, для исполнения 3 - У3.

²

В зависимости от варианта исполнения.

³

Примечания:

⁴

Величина постоянная, равная 0,66 кВ.

---