№962 от 15.05.2025
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 679371
ПРИКАЗ Об утверждении типов средств измерений (18)
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 962 от 15.05.2025
№ п/
_1
1.

Наименова-
ние типа
Системы
автоматизи-
рованные информационно-
измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения потребителей ООО «РУС-ЭНЕРГОСБЫТ»
Комплексы
измеритель
но-
Обозна-
чение
типа
Обозна-
чение
отсутствует
ТАУ-
СГЭКР
Код характера произ-вод-ства

Рег. Номер
5
95474-25
95475-25
001
ПРИЛОЖЕНИЕ
к приказу Федерального агентства по техническому регулированию
и метрологии
2025 г. № ___
м<^_
Сведения
об утвержденных типах средств измерений
Зав. номер(а)
исп. ТАУ-СГЭКР-Т-0,5-400/1,6 зав.
№4824100001, исп.
Изготовители
Общество с ограниченной ответственностью «РУС-ЭНЕРГОСБЫТ» (ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»), г. Москва
Общество с ограниченной ответственно-
Правообладатель
Общество с ограниченной ответственностью «РУС-ЭНЕРГОСБЫТ» (ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»), г. Москва
Общество с ограниченной ответственно-
Код иден-тифи-кации производства
Методика поверки
Интервал
между поверками
Заявитель
Юридическое лицо, проводившее испытания
Дата утверждения акта
__9
ОС
ОС
10
МИ 3000
2022 «Ре-
коменда-ция. ГСИ. Системы
автомати-
зирован-ные ин-формаци-онно-
измерительные
коммерческого учета электрической энергии. Мето-
дика по
верки»
МП 1401/2
311229
2025 «ГСИ.
11
4 года
4 года
- для
ис-
12
13
Общество с ограниченной ответственностью «РУС-ЭНЕРГОСБЫТ» (ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»), г. Москва
Общество с ограниченной ответственно-
ООО «Энергокомплекс», г. Москва
ООО ЦМ «СТП», г. Казань
14
31.01.2025
14.01.2025

вычислительные объема газа

Комплексы промышленного учета газа




Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммер-
Обозначение отсутствует


95476-25
95477-25
ТАУ-СГЭКР-Р-0,5-65/1,6 зав. № 4824080459
исп. ПК-ТМ-Р1 зав. №4142409001, исп. ПК-ТМ-Р2 зав. №4242409002, исп. ПК-ТМ-Т1 зав. №4332409003, исп. ПК-ТМ-Т26 зав.№4432409004
026
стью «ТАУ-ГАЗ» (ООО «ТАУГАЗ»), Нижегородская обл., г. Арзамас
Общество с ограниченной ответственностью «Техномер» (ООО «Техномер»), Нижегородская обл., г. Арзамас
Общество с ограниченной ответственностью «ТЕР-ЦИУС» (ООО «ТЕРЦИУС»), г. Иваново
стью «ТАУ-ГАЗ» (ООО «ТАУГАЗ»), Нижегородская обл., г. Арзамас
Общество с ограниченной ответственностью «Техномер» (ООО «Техномер»), Нижегородская обл., г. Арзамас
Акционерное общество «Кузбассэнерго» (АО «Кузбассэнерго»), г. Кемерово

Комплексы измерительно-вычислительные объема газа ТАУ-СГЭКР. Методика поверки»
ОС
ОС
МП 2801/13112292025 «ГСИ. Комплексы промышленного учета газа ПК-ТМ. Методика поверки»
МП ЛЕММ-002-2025 «ГСИ. Система ав-томатизи-рованная
пол-нения ТАУ-
СГЭК Р-Т, 5 лет -для ис-пол-нения ТАУ-
СГЭК
Р-Р
4 года - для ис-пол-нений
ПК-ТМ-Т2, ПК-ТМ-Р2; 5 лет -для ис-пол-нений
ПК-ТМ-Т1, ПК-
ТМ-Р1
4 года
стью «ТАУ-ГАЗ» (ООО «ТАУГАЗ»), Нижегородская обл., г. Арзамас
Общество с ограниченной ответственностью «Техномер» (ООО «Техномер»), Нижегородская обл., г. Арзамас
Общество с ограниченной ответственностью «ТЕР-ЦИУС» (ООО «ТЕРЦИУС»), г. Иваново

ООО ЦМ «СТП», г. Казань
ООО «ЛЕММА», г. Екатеринбург

28.01.2025
15.01.2025


ческого учета электроэнергии
(АИИС
КУЭ) Филиал АО «Кузбассэнерго»
- «Кемеровская теплосетевая компания»







Система из- |
Обозна- |
мерений ко- |
чение |
личества и |
отсут- |
параметров |
ствует |
свободного | |
нефтяного | |
газа БПТГ- | |
3000 блока | |
подготовки | |
топливного | |
газа Омбин- | |
ского место- | |
рождения |

95478-25
006/01
Общество с |
Общество с |
ограниченной |
ограниченной |
ответственно- |
ответственно- |
стью «Научно- |
стью «Альянс- |
Производ- |
Энерджи» |
ственное |
(ООО «Аль- |
Предприятие |
янс- |
«Индустрия» |
Энерджи»), г. |
(ООО «НПП |
Москва |
«Индустрия»), | |
г. Москва |
ОС
Мерники металличе-
SERIES
«М»

11-52792-02; 08
47880
Фирма «Seraphin Test
Общество с ограниченной
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) Филиал АО «Кузбассэнерго» -«Кемеровская теплосетевая компания». Методика поверки
ВЯ.31.1707 750.00 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа БПТГ-3000 блока подготовки топливного газа Ом-бинского месторождения. Методика поверки»
ВЯ.10.1708 332.00 МП

3 года



Общество с ограниченной ответственностью «Альянс-
Энерджи»
(ООО «Альянс-
Энерджи»), г. Москва
ФБУ «Тюменский ЦСМ», г.
Тюмень
14.02.2025
Общество с ограниченной
ФБУ «Тюменский ЦСМ», г.
7.
ские 1-го разряда




Measure Co.»,
США
Измерители температуры
Verdo
TR

95480-25
зав. №№ 2407770 (исп. Verdo TR1101 с термопарой Verdo TR-K-S с зав. № 00021), 240456298 (исп. Verdo TR1102 с термопарами Verdo TR-K-S с зав. № 00011 и Verdo TR1201-K с зав. № 00022), 240352302 (исп. Verdo TR1103 с термопарой Verdo TR1202-K с зав. № 00027), 240351848 (исп. Verdo TR1104 с термопарами Verdo TR-K-S с зав. № 00023, Verdo TR1203-K с зав. № 00020), 240490421 (исп. Verdo TR1105 с термопарой Verdo TR1205-K с зав. № 00013), 2404362283 (исп. Verdo TR1106 в комплекте с термопарами Verdo Verdo TR1206-K с зав. № 00030, Verdo TR1207-K с зав. № 00039), 240389380
Suzhou TASI Electronics Co., Ltd., Китай
ответственностью «Газпром добыча Уренгой» (ООО «Газпром добыча Уренгой»), ЯНАО, г. Новый Уренгой_____
Suzhou TASI
Electronics Co., Ltd., Китай

ОС
«ГСИ. Мерники металлические 1-го разряда
SERIES
«М». Методика поверки»
РВНЕ.0001 -2025 МП «ГСИ. Измерители температуры Verdo
TR. Методика поверки»

1 год
ответственностью «Газпром добыча Уренгой» (ООО «Газпром добыча Уренгой»), ЯНАО, г. Новый Уренгой_____
Общество с ограниченной ответственностью Торговая компания «ОЛДИС» (ООО ТК «ОЛДИС»), г.
Москва
Тюмень

ООО «РАВНОВЕСИЕ», г. Москва
07.02.2025






Измерители сопротивления изоляции
VERDO

95481-25
(исп. Verdo TR1107 в комплекте с термопарами Verdo TR-K-S с зав. № 00025, Verdo TR-K-S с зав. № 00026, Verdo TR1204-K с зав. № 00101, Verdo TR1208-K с зав. № 00033)____________
H12E-G33853, H12E-G33851, H12D-A02391, H12E-G33852








Guilin Huayi Peakmeter Technology Co., Ltd, Китай
Guilin Huayi Peakmeter Technology Co., Ltd, Китай
ОС

Система из- |
Обозна- |
мерений ко- |
чение |
личества и |
отсут- |
параметров |
ствует |
нефтегазово- | |
дяной смеси | |
на ПНС № 2 | |
Среднеба- | |
лыкского | |
месторожде- | |
ния |

95482-25

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-
Производственное предприятие
ОЗНА-Инжиниринг» (ООО «НПП
ОЗНА-Инжиниринг»), г. Уфа
Общество с ограниченной ответственностью «РН-
Юганскнефтегаз» (ООО «РН Юганскнефтегаз»), Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Нефтеюганск
ОС
Система измерений количества и параметров
Обозначение отсутствует
95483-25
196/2007
Общество с ограниченной ответственностью «ИМС
Общество с ограниченной ответственностью «РН-
РВНЕ.0032 -2024 МП «ГСИ. Измерители сопротивления изоляции
VERDO. Методика поверки» ВЯ.10.1708 159.00 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефте-газоводяной смеси на ПНС №
2 Средне-балыкского месторождения. Методика поверки»
ВЯ.10.1706 971.00 МП «ГСИ. Система из-
1 год
1 год
Общество с ограниченной ответственностью Торговая компания «ОЛДИС» (ООО ТК «ОЛДИС»), г.
Москва
ООО «РАВНОВЕСИЕ», г.
Москва
06.12.2024
Общество с ограниченной ответственностью «РН-Юганскнефтегаз» (ООО «РН Юганскнефтегаз»), Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Нефтеюганск
ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень
24.10.2024
Общество с ограниченной ответственностью «РН-
ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень

нефтегазоводяной смеси на объекте УПСВ-1 ПНС № 4 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения ЦППН-9




Индастриз» |
Юганскнефте- |
(ООО «ИМС |
газ» (ООО |
Индастриз»), |
«РН Юганск- |
Московская |
нефтегаз»), |
обл., г. Видное |
Ханты- Мансийский автономный округ - Югра, г. Нефтеюганск |


Ваттметры и варметры
KLY

95484-25
HEK210562001;
HEK210566001;
HEK210564001;
HEK210557001;
HEK210556001;
HEK210555001
Shanghai Complee Instrument Co., Ltd., Китай
Shanghai Complee Instrument Co., Ltd., Китай
ОС
мерений количества и параметров нефте-газоводяной смеси на объекте УПСВ-1 ПНС № 4 с УПСВ Мало-Балыкско-го месторождения ЦППН-9. Методика поверки» МП-НИЦЭ-101-24 «ГСИ.
Ваттметры и варметры KLY. Методика поверки»

Юганскнефтегаз» (ООО «РН Юганскнефтегаз»), Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Нефтеюганск


4 года

Резервуары вертикальные стальные цилиндрические
РВСП-
30000

95485-25
29, 30, 31, 32
Акционерное общество «Черноморские магистральные нефтепроводы» (АО «Черноморт-ранснефть»), Краснодарский край, г. Новороссийск
Акционерное общество «Черноморские магистральные нефтепроводы» (АО «Черноморт-ранснефть»), Краснодарский край, г. Новороссийск
ОС
ГОСТ 8.570-2000 «Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные ци-
5 лет
Общество с ограниченной ответственностью «Компания ДВК-Электро» (ООО «Компания ДВК-Электро»), г. Санкт-Петербург Общество с ограниченной ответственностью «Велес-строй» (ООО «Велесстрой»), г. Москва
ООО «НИЦ «ЭНЕРГО», г. Москва
АО «Транснефть-Автоматизация и Метрология», г. Москва
20.12.2024
16.12.2024
13.
14.

Резервуар вертикальный стальной цилиндрический
Преобразователи измерительные постоянного тока и напряжения
Осадкомеры Третьякова

РВСП-
20000
Е3856Э
Л




95486-25
95487-25
95488-25


Е3856ЭЛ-(0-1мА),
(0-500мА), (0-2А)-
24 BH-RS-30
(АР,ВР,СР)-03(5А)-
LCD зав № 00002;
Е3856ЭЛ- (0-750В), (0-750В), (0-750В)-
220 By-RS-30
(А,В,С)-03 (5А)-
LCD зав № 00003;
Е3856ЭЛ - (0
20мА), (0-100В), (0-
750В)-220 ВУ-RS-
30 (А,В,С)-03
(0,1A)-LCD зав №
00004____________
1379



Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть - Порт Приморск» (ООО «Транснефть - Порт Приморск»), Ленинградская обл., Выборгский р-н, пр-д Портовый (Приморская тер.)
Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть - Порт Приморск» (ООО «Транснефть - Порт Приморск»), Ленинградская обл., Выборгский р-н, пр-д Портовый (Приморская тер.)
ОС
Открытое акционерное общество «Электроприбор» (ОАО «Электроприбор»), г. Чебоксары
Открытое акционерное общество «Электроприбор» (ОАО «Электроприбор»), г. Чебоксары
ОС
линдриче-ские. Методика поверки» ГОСТ 8.570-2000 «Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные ци-линдриче-ские. Методика поверки» РТ-МП-104-201/32025 «ГСИ. Преобразователи измерительные постоянного тока и напряжения Е3856ЭЛ. Методика поверки»

5 лет
4 года

Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть - Порт Приморск» (ООО «Транснефть - Порт Приморск»), Ленинградская обл., Выборгский р-он, пр-д Портовый (Приморская тер.)
Открытое акционерное общество «Электроприбор» (ОАО «Электроприбор»), г. Чебоксары

АО «Транснефть-Автоматизация и Метрология», г. Москва
ФБУ «НИЦ ПМ - РО-СТЕСТ», г. Москва

14.11.2024
17.02.2025
Общество с ограниченной ответственностью «Эколог-
Общество с ограниченной ответственностью «Эколог-
МП 2540254-2025 «ГСИ.
Осадкоме-
Общество с ограниченной ответственностью «Эколог-
ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», г. Санкт-
24.03.2025






16.
Система ав- |
Обозна- |
томатизиро- |
чение |
ванная ин- |
отсут- |
формацион- |
ствует |
но- | |
измеритель- | |
ная коммер- | |
ческого уче- | |
та электро- | |
энергии | |
(АИИС | |
КУЭ) ООО | |
«РТ-Энерго» | |
для энерго- | |
снабжения | |
АО «ННПО | |
имени М.В. | |
Фрунзе» |

95489-25
100
Юг» (ООО «Эколог-Юг»), г. Ростов-на-Дону________
Общество с ограниченной ответственностью «ЭСО-96» (ООО «ЭСО-96»), г.
Москва
Юг» (ООО «Эколог-Юг»), г. Ростов-на-Дону________
Общество с ограниченной ответственностью «РТ-Энергоэффективность» (ООО «РТ-Энерго»), г.
Москва

ОС
17.
Сканеры
лазерные трехмерные
Персей-
3D

95496-25
В1Н00003
18.
Калибраторы
TKx-
95523-25
2421 (TKG-140G);
Общество с ограниченной ответственностью «ГОРОДСКИЕ СЕРВИСЫ» (ООО «ГОРОДСКИЕ СЕРВИСЫ»), г. Москва
Акционерное
Общество с ограниченной ответственностью «ГО
РОДСКИЕ СЕРВИСЫ» (ООО «ГОРОДСКИЕ СЕРВИСЫ»),
г. Москва Акционерное
ОС
ОС
ры Третьякова О-1. Методика поверки» МП ЭПР-766-2025 «ГСИ. Система ав-томатизи-рованная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС
КУЭ) ООО «РТ-
Энерго» для энергоснабжения АО
«ННПО имени М.В. Фрунзе».
Методика поверки» МП 20353-2024 «ГСИ. Сканеры лазерные трехмерные Пер-сей-3D.
Методика поверки» МП 207-

4 года
1 год
2 года
Юг» (ООО «Эколог-Юг»), г. Ростов-на-Дону________
Общество с ограниченной ответственностью «ЭСО-96» (ООО «ЭСО-96»), г.
Москва
Общество с ограниченной ответственностью «ГО
РОДСКИЕ СЕРВИСЫ» (ООО «ГО
РОДСКИЕ СЕРВИСЫ»),
г. Москва Акционерное
Петербург

ООО «Энер-гоПромРе-сурс», Московская обл., г.
Красногорск
ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест», г. Москва
ФГБУ
19.03.2025
05.02.2025
08.11.2024
температуры
Теккноу


2421 (TKG-450G); 2209, 2226 (TKG-1200BG); TKGMU-660-01 (TKG-MU-660G); TKGMU-N40-01 (TKG-MU-N40G); 24468 (TKG-MU-N40G);
2401 (TKG-ETC-150G); 2402 (TKG-ETC-400G);
TKS300-01 (TKS-300BG); TKS40-04
(TKS-40BG)
общество «Теккноу» (АО «Тек-кноу»), г. Санкт-Петербург (производственная площадка: Tai'an Dearto Automation Instruments Co. Ltd, Китай)
общество «Теккноу» (АО «Тек-кноу»), г. Санкт-Петербург

081-2024 «Государственная система обеспечения единства измерений. Калибраторы температуры ТКх-Теккноу. Методика поверки»

общество «Теккноу» (АО «Теккноу»), г. Санкт-Петербург
«ВНИИМС», г. Москва

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 16
Регистрационный № 95523-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Калибраторы температуры ТКх-Теккноу
Назначение средства измеренийКалибраторы температуры ТКх-Теккноу (далее по тексту - калибраторы температуры или приборы) предназначены для воспроизведения и поддержания заданной температуры.
Описание средства измеренийПринцип действия калибраторов температуры в режиме воспроизведения температуры основан на возможности нагрева или охлаждения циркулирующего жидкого теплоносителя (жидкостные калибраторы температуры) или вставки в виде металлического блока сравнения с отверстиями разных диаметров (сухоблочые калибраторы температуры).
Калибраторы температуры конструктивно выполнены в настольном варианте, устанавливаемом на горизонтальной поверхности, и состоят из: корпуса, вставки в виде металлического блока сравнения или резервуара для жидкого теплоносителя, холодильной установки и системы регулирования температуры с внутренним контрольным датчиком. На передней панели корпуса калибраторов температуры расположен сенсорный дисплей, а также, в зависимости от серии и модели приборов, управляющие кнопки, разъемы для подключения внешних датчиков, коммуникационные порты и т.д.
Калибраторы температуры ТКх-Теккноу в зависимости от конструкции, характеристик и функциональных возможностей изготавливаются следующих серий и моделей:
-
- TKG-G (сухоблочные калибраторы температуры, модели: TKG-140G, TKG-150G, TKG-450G, TKG-660AG, TKG-660BG, TKG-1000G, TKG-1200AG, TKG-1200BG);
-
- TKG-MU-G (сухоблочные калибраторы температуры прецизионного типа, модели: TKG-MU-350G, TKG-MU-660G, TKG-MU-N40G);
-
- TKG-ETC-G (сухоблочные калибраторы температуры портативного типа, модели: TKG-ETC-150G, TKG-ETC-400G);
-
- TKS-BG (жидкостные калибраторы температуры, модели: TKS-10BG, TKS-20BG, TKS-30BG, TKS-40BG, TKS-180BG, TKS-300BG).
Калибраторы серии TKG-MU-G имеют встроенный измерительный модуль, предназначенный для измерений электрических сигналов силы и напряжения постоянного тока, сопротивления постоянному току, измерений и преобразования выходных сигналов термопреобразователей сопротивления (ТС) с НСХ по ГОСТ 6651-2009, преобразователей термоэлектрических (ТП) с НСХ по ГОСТ Р 8.585-2001 (МЭК 60584-1:2013) и различных датчиков с унифицированными выходными сигналами по ГОСТ 26.011-80.
Калибраторы температуры могут применяться при поверке, калибровке и градуировке средств измерений температуры погружного типа методом непосредственного сличения с внешним эталонным термометром.
Фотографии общего вида калибраторов температуры с указанием мест нанесения знака утверждения типа и заводского номера представлены на рисунках 1-4.

Рисунок 1 - Общий вид калибраторов серии TKG-G


Рисунок 3 - Общий вид калибраторов серии TKG-ETC-G
Рисунок 2 - Общий вид калибраторов серии TKG-MU-G


Рисунок 4 - Общий вид калибраторов серии TKS-BG
Заводской номер в виде цифрового кода, состоящего из арабских цифр (и латинских букв), наносится на корпус калибратора температуры при помощи наклейки или на шильдик, прикрепляемый к корпусу прибора.
Конструкция приборов позволяет нанести знак поверки на средство измерений. Пломбирование калибраторов температуры не предусмотрено.
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (далее - ПО) калибраторов температуры состоит
из метрологически значимого встроенного ПО, которое находится во внутренней памяти контроллера приборов. Данное ПО устанавливается предприятием-изготовителем во время производственного цикла и не подлежит внешней модификации на протяжении всего времени функционирования изделия.
Конструкция калибраторов температуры и структура встроенного ПО исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.
Уровень защиты данного ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с п. 4.3 рекомендации по метрологии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные программного обеспечения - отсутствуют.
Метрологические и технические характеристикиМетрологические и основные характеристики калибраторов температуры представлены в таблицах 1-8. Метрологические и основные технические характеристики калибраторов температуры прецизионного типа серии TKG-MU-G в части измерений электрических выходных сигналов от первичных преобразователей температуры и датчиков с унифицированным выходным сигналом представлены в таблице 9.
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | ||
TKG-140G |
TKG-150G |
TKG-450G | |
Диапазон воспроизводимых температур, °C |
от -20 до +140 |
от -35 до +150 |
от +50 до +450 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установления заданной температуры, °С |
±0,2 |
±0,3 |
±0,5 |
Нестабильность поддержания заданной температуры в течение 30 минут (после достижения режима стабилизации по внутреннему термометру калибратора), °С |
±0,15 |
±0,15 |
±0,2 |
Осевая неоднородность температуры по высоте рабочей зоны 40 мм от дна каналов блока сравнения (вертикальный градиент), °С, не более |
±0,8 |
±0,8 |
±1,0 |
Разность воспроизводимых температур в каналах блока сравнения одного диаметра (горизонтальный градиент), °С, не более |
±0,2 |
±0,2 |
±0,3 |
Значение единицы младшего разряда, °С |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
Время нагрева, мин, не более |
35 (при нагреве от -20 до +25 °С); 15 (при нагреве от +25 до +140 °С) |
10 (при нагреве от -30 до +23 °С); 30 (при нагреве от +23 до +150 °С) |
17 (при нагреве от +50 до +450 °С) |
Время охлаждения, мин, не более |
25 (при охлаждении от +140 до +25 °С); 25 (при охлаждении от +25 до -20 °С) |
20 (при охлаждении от +150 до +23 °С); 25 (при охлаждении от +23 до -30 °С) |
120 (при охлаждении от +450 до +50 °С) |
Напряжение питания, В |
от 198 до 242 | ||
Максимальная потребляемая мощность, Вт |
400 |
400 |
600 |
Габаритные размеры корпуса калибратора (длина^ширина^высота), мм, не более |
330x170x365 |
330x170x320 |
285x170x340 |
Габаритные размеры вставного (сменного) блока сравнения (диаметрхглубина), мм, не более |
029x170 |
029x170 |
029,6x170 |
Масса калибратора, кг, не более |
8,8 |
8,8 |
9,5 |
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | ||
TKG-140G |
TKG-150G |
TKG-450G | |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
40 000 | ||
Средний срок службы, лет, не менее |
8 | ||
Рабочие условия эксплуатации: | |||
- температура окружающего воздуха, °С | |||
- относительная влажность воздуха, %, не |
от +10 до +35 | ||
более |
80 (без конденсации) |
Таблица 2 - Метрологические и основные технические характеристики сухоблочных калибраторов температуры ТКх-Теккноу серии TKG-G моделей TKG-660AG, TKG-660BG, TKG-1000G
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | ||
TKG-660AG |
TKG-660BG |
TKG-1000G | |
Диапазон воспроизводимых температур, °C |
от +50 до +660 |
от +50 до +660 |
от +300 до +1000 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установления заданной температуры, °С |
±0,5 |
±0,5 |
±2,0 |
Нестабильность поддержания заданной температуры в течение 30 минут (после достижения режима стабилизации по внутреннему термометру калибратора), °С |
±0,2 |
±0,1 |
±0,2 |
Осевая неоднородность температуры по высоте рабочей зоны 40 мм от дна каналов блока сравнения (вертикальный градиент), °С, не более |
±1,0 |
±0,5 |
- (*) |
Разность воспроизводимых температур в каналах блока сравнения одного диаметра (горизонтальный градиент), °С, не более |
±0,3 |
±0,15 |
±0,8 |
Значение единицы младшего разряда, °С |
0,01 |
0,01 |
0,1 |
Время нагрева, мин, не более |
20 (при нагреве от +50 до +660 °С) |
20 (при нагреве от +50 до +660 °С) |
45 (при нагреве от +300 до +1000 °С) |
Время охлаждения, мин, не более |
150 (при охлаждении от +660 до +50 °С) |
150 (при охлаждении от +660 до +50 °С) |
90 (при охлаждении от +1000 до +300 °С) |
Напряжение питания, В |
от 198 до 242 | ||
Максимальная потребляемая мощность, Вт |
650 |
650 |
2200 |
Габаритные размеры корпуса калибратора (длина^ширина^высота), мм, не более |
285x170x340 |
285x170x340 |
285x170x340 |
Габаритные размеры вставного (сменного) блока сравнения (диаметрхглубина), мм, не более |
029,6x170 |
029,6x170 |
029,8x170 |
Масса калибратора, кг, не более |
9,5 |
9,5 |
12,3 |
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | ||
TKG-660AG |
TKG-660BG |
TKG-1000G | |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
40 000 | ||
Средний срок службы, лет, не менее |
8 | ||
Рабочие условия эксплуатации:
|
80 |
от +10 до +35 (без конденсации) | |
Примечание: ( ) - не нормируется |
Таблица 3 - Метрологические и основные технические характеристики сухоблочных калибраторов температуры ТКх-Теккноу серии TKG-G моделей TKG-1200AG, TKG-1200BG
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | |
TKG-1200AG |
TKG-1200BG | |
Диапазон воспроизводимых температур, °C |
от +300 до +1200 |
от +300 до +1200 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установления заданной температуры, °С |
±2,0 (от +300 до +1000 °С включ.); ±3,0 (св. +1000 до +1200 °С) | |
Нестабильность поддержания заданной температуры в течение 30 минут (после достижения режима стабилизации по внутреннему термометру калибратора), °С |
±0,4 |
±0,2 |
Осевая неоднородность температуры по высоте рабочей зоны 40 мм от дна каналов блока сравнения (вертикальный градиент), °С, не более |
- (*) | |
Разность воспроизводимых температур в каналах блока сравнения одного диаметра (горизонтальный градиент), °С, не более |
±1,0 |
±0,8 |
Значение единицы младшего разряда, °С |
0,1 | |
Время нагрева, мин, не более |
70 (при нагреве от +300 до +1200 °С) | |
Время охлаждения, мин, не более |
120 (при охлаждении от +1200 до +300 °С) | |
Напряжение питания, В |
от 198 до 242 | |
Максимальная потребляемая мощность, Вт |
2200 | |
Габаритные размеры корпуса калибратора (длина^ширина^высота), мм, не более |
285x170x340 | |
Габаритные размеры вставного (сменного) блока сравнения (диаметрхглубина), мм, не более |
029,8x170 | |
Масса калибратора, кг, не более |
12,3 | |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
40 000 | |
Средний срок службы, лет, не менее |
8 | |
Рабочие условия эксплуатации:
|
от +10 до +35 80 (без конденсации) | |
Примечание: ( ) - не нормируется |
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | ||
TKG-MU- 350G |
TKG-MU- 660G |
TKG-MU- N40G | |
Диапазон воспроизводимых температур, °C |
от +33 до +350 |
от +50 до +660 |
от -40 до + 150 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установления заданной температуры, °С |
±0,2 |
±(0,25 + 0,0005^t) (*) |
±0,2 |
Нестабильность поддержания заданной температуры в течение 30 минут (после достижения режима стабилизации по внутреннему термометру калибратора), °С |
±0,02 |
±(0,02 + 0,00005^t) (*) |
±0,005 |
Осевая неоднородность температуры по высоте рабочей зоны 40 мм от дна каналов блока сравнения (вертикальный градиент), °С, не более |
±0,04 (при +33 °С); ±0,10 (при +200 °С); ±0,20 (при +350 °С) |
±0,05 (при +50 °С); ±0,35 (при +420 °С); ±0,50 (при +660 °С) |
±0,05 |
Разность воспроизводимых температур в каналах блока сравнения одного диаметра (горизонтальный градиент), °С, не более |
±0,010 (при +33 °С); ±0,015 (при +200 °С); ±0,020 (при +350 °С) |
±0,02 (при +50 °С); ±0,05 (при +420 °С); ±0,10 (при +660 °С) |
±0,01 |
Значение единицы младшего разряда, °С |
0,001 | ||
Время нагрева, мин, не более |
27 (при нагреве от +33 до +350 °С) |
46 (при нагреве от +50 до +660 °С) |
32 (при нагреве от +23 до +150 °С); 45 (при нагреве от -40 до +150 °С) |
Время охлаждения, мин, не более |
60 (при охлаждении от +350 до +50 °С) |
150 (при охлаждении от +660 до +50 °С) |
20 (при охлаждении от +150 до +23 °С); 45 (при охлаждении от +23 до -40 °С) |
Напряжение питания, В |
от 198 до 242 | ||
Максимальная потребляемая мощность, Вт |
1000 | ||
Габаритные размеры корпуса калибратора (длина^ширина^высота), мм, не более |
310x200x310 |
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | ||
TKG-MU- 350G |
TKG-MU- 660G |
TKG-MU- N40G | |
Габаритные размеры вставного (сменного) блока сравнения (диаметрхглубина), мм, не более |
026x155 |
026x155 |
031x160 |
Масса калибратора, кг, не более |
9,9 |
9,9 |
11,2 |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
40 000 | ||
Средний срок службы, лет, не менее |
8 | ||
Рабочие условия эксплуатации:
|
от +10 до +35 80 (без конденсации) | ||
Примечания: () - где t -значение заданной температуры, °С |
Таблица 5 - Метрологические и основные технические характеристики сухоблочных калибраторов температуры ТКх-Теккноу портативного типа серии TKG-ETC-G моделей TKG-ETC-150G, TKG-ETC-400G
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | |
TKG-ETC-150G |
TKG-ETC-400G | |
Диапазон воспроизводимых температур, °C |
от -10 до +150 |
от +50 до +400 |
Нестабильность поддержания заданной температуры в течение 30 минут (после достижения режима стабилизации по внутреннему термометру калибратора), °С |
±0,1 |
±0,1 |
Осевая неоднородность температуры по высоте рабочей зоны 40 мм от дна каналов блока сравнения (вертикальный градиент), °С, не более |
±0,5 |
±0,5 |
Разность воспроизводимых температур в каналах блока сравнения одного диаметра (горизонтальный градиент), °С, не более |
±0,2 |
±0,2 |
Значение единицы младшего разряда, °С |
0, | |
Время нагрева, мин, не более |
5 (при нагреве от -10 до +50 °С) 8 (при нагреве от -10 до +150 °С) |
8 (при нагреве от +50 до +400 °С) |
Время охлаждения, мин, не более |
18 (при охлаждении от +150 до -10 °С) 10 (при охлаждении от +50 до -10 °С) |
60 (при охлаждении от +400 до +50 °С) |
Напряжение питания, В |
от 198 до 242 | |
Максимальная потребляемая мощность, Вт |
230 |
350 |
Габаритные размеры корпуса калибратора (длинахширинахвысота), мм, не более |
230x180x125 |
220x160x110 |
Значение (в зависимости от модели
Наименование
TKG-ETC-150G |
TKG-ETC-400G | |
Габаритные размеры вставного (сменного) блока сравнения (диаметрхглубина), мм, не более |
012,5x120 |
030x110 |
Глубина отверстий блока сравнения, мм |
110 |
- |
Масса калибратора, кг, не более |
3,5 |
2,2 |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
40 000 | |
Средний срок службы, лет, не менее |
8 | |
Рабочие условия эксплуатации:
|
от +10 до +35 80 (без конденсации) | |
Таблица 6 - Метрологические и основные технические характеристики жидкостных калибраторов температуры ТКх-Теккноу серии TKS-BG моделей TKS-180BG, TKS-300BG | ||
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | |
TKS-180BG |
TKS-300BG | |
Диапазон воспроизводимых температур, °C |
от +60 до +180 |
от +60 до +300 (от +60 до +180; от +60 до +300) (1) |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установления заданной температуры, °С |
±0,2 | |
Нестабильность поддержания заданной температуры в течение 30 минут (после достижения режима стабилизации по внутреннему термометру калибратора), °С |
±0,01 (от +60 до +150 °С включ.); ±0,02 (св. +150 °С) |
±0,01 (от +60 до +200 °С включ.); ±0,02 (св. +200 °С) |
Неравномерность температуры в рабочем объеме (на расстоянии не менее 10 мм от поверхности теплоносителя), °С, не более |
±0,01 (от +60 до +150 °С включ.); ±0,02 (св. +150 °С) |
±0,01 (от +60 до +200 °С включ.); ±0,02 (св. +200 °С) |
Значение единицы младшего разряда, °С |
0,001 | |
Время нагрева, мин, не более |
60 (при нагреве от +25 до +60 °С); 24 (при нагреве от +60 до +100 °С); 25 (при нагреве от +100 до +180 °С) |
60 (при нагреве от +25 до +60 °С); 24 (при нагреве от +60 до +100 °С);
|
Напряжение питания, В |
от 198 до 242 | |
Максимальная потребляемая мощность, Вт |
700 | |
Габаритные размеры корпуса калибратора (длина^ширина^высота), мм, не более |
500x220x480 | |
Габаритные размеры рабочей ванны калибратора (диаметрхглубина), мм, не более |
080x280, 0100x280 |
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | |
TKS-180BG |
TKS-300BG | |
Масса калибратора, кг, не более |
17,5 | |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
40 000 | |
Средний срок службы, лет, не менее |
8 | |
Рабочие условия эксплуатации:
|
от +10 до +35 80 (без конденсации) | |
Примечание: (1) - В зависимости от типа используемого теплоносителя допускается применение калибраторов в более узких диапазонах воспроизводимых температур, приведенных в скобках после полных диапазонов. Информация о рекомендуемых типах теплоносителей в зависимости от рабочей температуры приведена в Руководстве по эксплуатации. |
Таблица 7 - Метрологические и основные технические характеристики жидкостных калибраторов температуры ТКх-Теккноу серии TKS-BG моделей TKS-10BG, TKS-20BG.
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | |
TKS-10BG |
TKS-20BG | |
от -10 до +150; от -10 до +180 (1) |
от -20 до +150; от -20 до +180 (1) | |
Диапазон воспроизводимых температур, °C |
(от -10 до +5; от +4 до +80; от -10 до +180; от +70 до +180) (2) |
(от -20 до +5; от +4 до +80; от -20 до +180; от +70 до +180) (2) |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установления заданной температуры, °С |
±0,2 | |
Нестабильность поддержания заданной температуры в течение 30 минут (после достижения режима стабилизации по внутреннему термометру калибратора), °С |
±0,01 (от -10 до +150 °С включ.); ±0,02 (св. +150 °С) |
±0,01 (от -20 до +150 °С включ.); ±0,02 (св. +150 °С) |
Неравномерность температуры в рабочем объеме (на расстоянии не менее 10 мм от поверхности теплоносителя), °С, не более |
±0,02 (от tmin до 0 °С включ.); ±0,01 (св. 0 до +150 °С включ.); ±0,02 (св. +150 °С) | |
Значение единицы младшего разряда, °С |
0,001 | |
Время нагрева, мин, не более |
15 (при нагреве от -10 до +25 °С); 30 (при нагреве от +25 до +150 °С); 40 (при нагреве от +25 до +180 °С) |
15 (при нагреве от -20 до +25 °С); 30 (при нагреве от +25 до +150 °С); 40 (при нагреве от +25 до +180 °С) |
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | |
TKS-10BG |
TKS-20BG | |
Время охлаждения, мин, не более |
30/60 (при охлаждении от +150/+180 до +25 °С); 15 (при охлаждении от +25 до -10 °С) |
30/60 (при охлаждении от +150/+180 до +25 °С); 30 (при охлаждении от +25 до -20 °С) |
Напряжение питания, В |
от 198 до 242 | |
Максимальная потребляемая мощность, Вт |
1000 | |
Г абаритные размеры корпуса калибратора (длина^ширина^высота), мм, не более |
490x220x614 | |
Габаритные размеры рабочей ванны калибратора (диаметрхглубина), мм, не более |
080x280, 0100x280 | |
Масса калибратора, кг, не более |
24,5 | |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
40 000 | |
Средний срок службы, лет, не менее |
8 | |
Рабочие условия эксплуатации:
|
от +10 до +35 80 (без конденсации) | |
Примечания:
|
Таблица 8 - Метрологические и основные технические характеристики жидкостных калибраторов температуры ТКх-Теккноу серии TKS-BG моделей TKS-30BG, TKS-40BG
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | |
TKS-30BG |
TKS-40BG | |
Диапазон воспроизводимых температур, °C |
от -30 до +150; от -30 до +180 (1) (от -30 до +5; от +4 до +80; от -30 до +180; от +70 до +180) (2) |
от -40 до +95; от -40 до +125; от -40 до +150; от -40 до +180 (1) (от -40 до +5; от +4 до +80; от -40 до +180; от +70 до +180) (2) |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установления заданной температуры, °С |
±0,2 |
Наименование характеристики |
Значение (в зависимости от модели калибратора) | |
TKS-30BG |
TKS-40BG | |
Нестабильность поддержания заданной температуры в течение 30 минут (после достижения режима стабилизации по внутреннему термометру калибратора), °С |
±0,01 (от -30 до +150 °С включ.); ±0,02 (св. +150 °С) |
±0,01 (от -40 до +150 °С включ.); ±0,02 (св. +150 °С) |
Неравномерность температуры в рабочем объеме (на расстоянии не менее 10 мм от поверхности теплоносителя), °С, не более |
±0,035 (от tmin до 0 °С включ.); ±0,020 (св. 0 °С) | |
Значение единицы младшего разряда, °С |
0,001 | |
Время нагрева, мин, не более |
16 (при нагреве от -30 до +25 °С); 30/40 (при нагреве от +25 до +150/180°С) |
16 (при нагреве от -40 до +95 °С); 20 (при нагреве от -40 до +125 °С); 30 (при нагреве от -40 до +150 °С); 45 (при нагреве от -40 до +180 °С). |
Время охлаждения, мин, не более |
35 (при охлаждении от +25 до -30 °С) |
50 (при охлаждении от +25 до -40 °С) |
Напряжение питания, В |
от 198 до 242 | |
Максимальная потребляемая мощность, Вт |
1000 | |
Габаритные размеры корпуса калибратора (длинахширинахвысота), мм, не более |
490x220x614 | |
Габаритные размеры рабочей ванны калибратора (диаметрхглубина), мм, не более |
080x280, 0100x280 | |
Масса калибратора, кг, не более |
24,5 | |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
40 000 | |
Средний срок службы, лет, не менее |
8 | |
Рабочие условия эксплуатации:
|
от +10 до +35 80 (без конденсации) | |
Примечания:
|
Таблица 9 - Метрологические и основные технические характеристики калибраторов температуры серии TKG-MU-G в части измерений электрических выходных сигналов от первичных преобразователей температуры и датчиков с унифицированным выходным сигналом
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений электрического сопротивления, Ом |
от 0,01 до 400 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений электрического сопротивления (вход для внешнего рабочего термопреобразователя сопротивления) в зависимости от диапазона, Ом:
|
±0,0025 ±8^10'5^R (1) |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений электрического сопротивления (вход для внешнего термопреобразователя сопротивления повышенной точности) в зависимости от диапазона, Ом:
|
±0,0025 ±6^10'5^R (1) |
Диапазон измерений напряжения постоянного тока (термо-ЭДС), мВ |
от -10 до +75 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений напряжения постоянного тока (термо-ЭДС), мВ |
±(0,01+2,5^10-4^|U|) (2) |
Диапазон измерений силы постоянного тока, мА |
от 4 до 24 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений силы постоянного тока, мА |
±(0,002+2^10'4^I) (3) |
Напряжение встроенного источника питания, В |
24 |
Типы номинальных статических характеристик преобразования (НСХ) подключаемых ТС в соответствии с ГОСТ 6651-2009 (МЭК 60751 (2022)) |
Pt100 (а=0,00385 °С-1) |
Типы НСХ подключаемых термоэлектрических преобразователей (ТП) в соответствии с ГОСТ Р 8.585-2001 (МЭК 60584-1:2013) |
E, J, M, T, K, N, R, S, С, L(4), U(4) |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры холодных спаев ТП (внутренняя схема компенсации), °С |
±0,35 |
Примечания:
|
наносится на корпус калибратора при помощи наклейки, а также на титульный лист Руководства по эксплуатации типографским способом или методом штемпелевания.
Комплектность средства измеренийКомплект поставки калибраторов температуры приведен в таблице 10.
Таблица 10
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Калибратор температуры |
ТКх-Теккноу |
1 шт. |
Металлический блок сравнения (для калибраторов серий TKG-G, TKG-MU-G) |
- |
1 шт. |
Сливной шланг (для калибраторов серий TKS-BG) |
- |
1 шт. |
Кабель сетевой |
- |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
РЭ |
1 экз. |
Паспорт |
ПС |
1 экз. |
По дополнительному заказу: | ||
- металлический блок сравнения с количеством отверстий и диаметрами, отличающихся | ||
от стандартных; | ||
|
приведены в разделе 4 «Порядок работы» Руководства по эксплуатации на средство измерений.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 6651-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний;
ГОСТ Р 8.585-2001 ГСИ. Термопары. Номинальные статические характеристики преобразования;
Международный стандарт МЭК 60584-1:2013 Термопары. Часть 1. Градуировочные таблицы и допуски;
Международный стандарт МЭК 60751 (2022) Промышленные платиновые термометры сопротивления и температурные датчики;
ГОСТ 26.011-80 Средства измерений и автоматизации. Сигналы тока и напряжения электрические непрерывные входные и выходные;
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19 ноября 2024 г. № 2712 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 г. № 3456 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока»;
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 июля 2023 г. № 1520 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1 •IO-16 до 100 А»;
ТУ 26.51.70-032-44345622-2022 «Калибраторы температуры ТКх-Теккноу. Технические условия».
ПравообладательАкционерное общество «Теккноу» (АО «Теккноу»)
ИНН 7801079340
Юридический адрес: 199155, г. Санкт-Петербург, ул. Уральская, д. 17, к. 3, лит. Е, помещ. 24Н, оф. 4
Телефон/факс: +7 (812) 324-56-27 / 324-56-29
E-mail: info@tek-know.ru
Web-сайт: www.tek-know.ru
ИзготовительАкционерное общество «Теккноу» (АО «Теккноу»)
ИНН 7801079340
Юридический адрес: 199155, г. Санкт-Петербург, ул. Уральская, д. 17, к. 3, лит. Е, помещ. 24Н, оф. 4
Адрес места осуществления деятельности: 192148, г. Санкт-Петербург, пр-кт Елизарова, д. 31, к. 2, лит. А
Телефон/факс: +7 (812) 324-56-27 / 324-56-29
E-mail: info@tek-know.ru
Web-сайт: www.tek-know.ru
Производственная площадка
Tai'an Dearto Automation Instruments Co. Ltd, Китай
Адрес: Tai'an High-tech development zone, Shandong Province, China
Тел./факс: +86 (0538) 5089056 / 5059718
E-mail: tadt17@dearto.cn
Web-сайт: www.dearto.cn
Испытательный центрФедеральное 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 «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 31
Регистрационный № 95474-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения потребителей ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»
Назначение средства измеренийСистемы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения потребителей ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначены 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, и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного порядка.
Описание средства измеренийАИИС КУЭ являются проектно-компонуемыми изделиями из выпускаемых различными изготовителями технических средств и представляют собой многоуровневые многофункциональные автоматизированные системы с централизованным управлением и распределенной функцией измерений, которые включают в себя измерительные каналы (ИК), состоящие из компонентов (средств измерений), приведенных в таблице 1. АИИС КУЭ могут включать в себя все или некоторые компоненты из перечисленных в таблице 1. В АИИС КУЭ может входить несколько компонентов одного типа. Конкретный состав, структура и конфигурация каждого экземпляра АИИС КУЭ определяется технической документацией предприятия-изготовителя под задачи конкретного объекта.
ИК АИИС КУЭ могут состоять из двух (ИИК и ИВК), либо трех уровней (ИИК, ИВКЭ и ИВК).
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), включая счетчики прямого включения, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя одно или несколько устройств сбора и передачи данных (УСПД), устройства синхронизации системного времени (УССВ) и каналообразующую аппаратуру;
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и иные серверы на базе специализированного программного обеспечения (ПО) (возможно построение на базе виртуальной машины, функционирующей в распределенной среде виртуализации), устройства синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, программное обеспечение, автоматизированные рабочие места персонала.
Все средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ, являются средствами измерений утвержденного типа и внесенными в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
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. Для счетчиков прямого включения первичные токи и напряжения по 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 (активная и реактивная), как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут. Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти фиксируемые события с привязкой к шкале времени UTC(SU).
Для АИИС КУЭ, состоящей из трех уровней, цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на входы УСПД (уровень ИВКЭ), где осуществляется обработка измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы. Допускается опрос счетчиков любым УСПД в составе АИИС КУЭ с сохранением настроек опроса.
Для АИИС КУЭ, состоящей из двух уровней, цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов при помощи технических средств приёма-передачи данных поступает на верхний уровень системы.
Верхний уровень АИИС КУЭ может в себя включать как один сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», так и промежуточные серверы, принадлежащие третьим лицам. Передача информации об энергопотреблении между различными серверами уровня ИВК производится автоматически, путем межсерверного обмена, автоматической отправкой/приемкой XML макетов согласованных форматов, а также иными согласованными способами.
На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ. Цикличность сбора информации - не реже одного раза в сутки.
Обработка измерительной информации в части умножения 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 ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» 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 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
Таблица 1 - Компонентный состав ИК АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Рег. № |
1 |
2 |
3 |
Приборы |
учета электрической энергии | |
Трансформаторы тока классов точности 0,2, 0,2S, 0,5, 0,5S по ГОСТ 7746, утвержденного типа, зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
- |
- |
Трансформаторы напряжения классов точности 0,2, 0,5 по ГОСТ 1983, утвержденного типа, зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
- |
- |
Счетчики электрической энергии, утвержденного типа, зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, в том числе перечисленные ниже: | ||
Счетчики электрической энергии однофазные многофункциональные |
КВАНТ ST 1000-9 |
71483-18 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
КВАНТ ST 2000-12 |
71461-18 |
Счетчики электрической энергии |
Милур 107 |
76141-19, 81364-21 |
статические | ||
Счетчики электрической энергии |
Милур 307 |
66824-17, 81365-21 |
статические | ||
Счетчики электрической энергии однофазные многофункциональные |
МИРТЕК-12-РУ |
61891-15 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
МИРТЕК-32-РУ |
65634-16 |
Счетчики электрической энергии однофазные многотарифные |
НЕВА МТ 1 |
61544-15 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многотарифные |
НЕВА МТ 3 |
64506-16 |
Счетчики электрической энергии однофазные |
НЕВА СП1 |
75447-19 |
Счетчики электрической энергии трехфазные |
НЕВА СП3 |
75453-19 |
Счетчики электрической энергии однофазные многофункциональные |
НЕВА СТ2 |
87229-22 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
НЕВА СТ4 |
73138-18 |
Счетчики электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03МТ, |
74679-19 |
многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02МТ | |
Счетчики электрической энергии многофункциональные - измерители ПКЭ |
СЭТ-4ТМ.03МК |
74671-19 |
Счетчики электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М |
36697-08, 36697-12, |
многофункциональные |
36697-17 | |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
1 |
2 |
3 |
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02 |
20175-01 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ТЕ1000 |
82562-21 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ТЕ2000 |
83048-21 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные - измерители ПКЭ |
ТЕ3000 |
77036-19 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
СТЭМ-300 |
71771-18 |
Счетчики электрической энергии однофазные многофункциональные |
СЕ 207 |
72632-18 |
Счетчики электрической энергии однофазные многофункциональные |
СЕ 208 |
55454-13 |
Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные |
СЕ 303 |
33446-08 |
Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные |
СЕ 304 |
31424-07 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
CE 307 |
66691-17 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
СЕ 308 |
59520-14 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.06Т |
82640-21 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МНТ |
76415-19 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МН |
57574-14, 57574-18 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МКТ |
75459-19 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
46634-11, 50460-12, 64450-16, 50460-18 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05Д |
41135-09 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МД |
51593-12, 51593-18 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05М |
36355-07 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05 |
27779-04 |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 236, Mercury 236 |
80589-20 |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 236 |
47560-11 |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 234 |
48266-11 |
1 |
2 |
3 |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 233 |
34196-07 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 231, Mercury 231 |
80591-20 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230АМ, Mercury 230AM |
80221-20 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230АМ |
25617-03, 25617-07 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230, Mercury 230 |
80590-20 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230 |
23345-04, 23345-07 |
Счетчики электрической энергии статические |
Меркурий 204, Меркурий 208, Mercury 204, Mercury 208, Меркурий 234, Меркурий 238, Mercury 234, Mercury 238 |
75755-19 |
Счетчики электрической энергии |
МИР С-04, МИР С-05, МИР С-07 |
61678-15 |
Счетчики электрической энергии |
МИР С-04, МИР С-05, МИР С-07 |
51597-12 |
Счетчики электрической энергии трехфазные интеллектуальные |
НАРТИС-300 |
77263-20 |
Счетчики электроэнергии однофазные интеллектуальные |
НАРТИС-И100 |
86199-22 |
Счетчики электроэнергии трехфазные интеллектуальные |
НАРТИС-И300 |
86200-22 |
Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные трехфазные |
Протон |
29292-06 |
Счетчики электрической энергии цифровые многозадачные трехфазные |
Протон-К |
35437-07 |
Счетчики электрической энергии однофазные |
РиМ 189 |
83137-21 |
Счетчики электрической энергии однофазные статические |
РиМ 189.1Х: РиМ 189.11, РиМ 189.12, РиМ 189.13, РиМ 189.14, РиМ 189.15, РиМ 189.16, РиМ 189.17, РиМ 189.18 |
56546-14 |
Счетчики электрической энергии однофазные статические |
РиМ 289.21, РиМ 289.22, РиМ 289.23, РиМ 289.24 |
74461-19 |
Интеллектуальные приборы учета электроэнергии |
РиМ 389.01 |
69358-17 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
РиМ 489 |
68807-17 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
РиМ 489.01, РиМ 489.02 |
48457-11 |
1 |
2 |
3 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
РиМ 489.23, РиМ 489.24, РиМ 489.25, РиМ 489.30, РиМ 489.32, РиМ 489.34, РиМ 489.36, РиМ 489.38 |
64195-16 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические многофункциональные |
РиМ 889 исп. РиМ 889.00, РиМ 889.01, РиМ 889.02, РиМ 889.10, РиМ 889.11, РиМ 889.12 |
43158-09 |
Счетчики электрической энергии электронные |
АИСТ |
60513-15 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ЕвроАльфа |
16666-07 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
ЕвроАЛЬФА |
16666-97 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А3 |
27429-04 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А2 |
27428-04, 27428-09 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
31857-06, 31857-11 |
Счетчики электрической энергии трехфазные электронные |
Альфа А1140 |
33786-07 |
Счетчики электрической энергии трехфазные электронные |
Альфа А1140 |
33786-20 |
Счетчики электроэнергии многофункциональные |
Альфа |
14555-99 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
Альфа |
14555-95, 14555-02 |
Счетчики электрической энергии статические однофазные |
ФОБОС 1 |
66753-17 |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
ФОБОС 3 |
66754-17 |
Счетчики электрической энергии |
ЦЭ6850 |
20176-03, 20176-04 |
Счетчики электрической энергии |
ЦЭ6850, ЦЭ6850М |
20176-06 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
AD13S, AD13A, AD13B |
70525-18 |
Счетчики электрической энергии однофазные статические |
AD11A.M, AD11S.M |
81345-21 |
Счетчики-измерители показателей качества электрической энергии многофункциональные |
BINOM3 |
60113-15 |
Счетчики электронные |
BINOM334i |
59815-15 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
ZMD и ZFD |
53319-13 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Dialog ZMD и ZFD |
22422-07 |
Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные |
Landis & Gyr Dialog серии ZMD и ZFD |
22422-02 |
1 |
2 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
EPQS |
25971-03, 25971-06 |
Счетчики электрической энергии однофазные |
NP71 |
48362-11 |
Счетчики электрической энергии трехфазные |
NP73 |
48837-12 |
Счетчики электрической энергии трехфазные |
ST40х |
79429-20 |
Счетчики электрической энергии однофазные |
SМ40х |
79430-20 |
Устройства сбора и передачи данных (УСПД) | ||
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327, RTU-327L, RTU-327LV |
41907-09 |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325, RTU-325L |
37288-08 |
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-325T, RTU-325H |
44626-10 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С1 |
15236-03 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С50 |
28523-05 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
28822-05 |
Контроллеры многофункциональные |
SM160-02М |
71337-18 |
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
17049-14, 17049-19 |
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
17049-044, 17049-094 |
Устройства сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов |
ТК16L |
36643-07 |
Устройства сбора и передачи данных |
TOPAZ IEC DAS |
65921-16 |
Устройства синхронизации системного времени (УССВ) | ||
Устройства синхронизации времени по сигналам ГНСС ГЛОНАСС/GPS |
УСВ-Г |
61380-15 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
82570-21 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
51644-12, 64242-16, 84823-22 |
Устройства синхронизации системного времени |
УСCВ-2 |
54074-13 |
Радиосерверы точного времени |
РСТВ-01 |
40586-12 |
Серверы точного времени |
Метроном-50М |
68916-17 |
Комплексы измерительно вычислительные |
СТВ-01 |
49933-12 |
Серверы точного времени |
СТВ-01 |
86603-22 |
Серверы синхронизации времени |
СCВ-1Г |
58301-14 |
Блоки коррекции времени |
ЭНКС-2 |
37328-15 |
Модемы и прочие каналообразующие устройства для передачи данных по выделенным и коммутируемым линиям связи |
- |
- |
______________________________1
Примечания:
1 Состав конкретного экземпляра АИИС КУЭ (типы и количество входящих средств измерений, технических устройств и программного обеспечения) определяется технической документацией.
2. ЭКОМ-3000, произведенные в соответствии с описаниями типа регистрационные номера 17049-04, 17049-09, используются только в качестве устройств сбора и передачи данных, модуль GPS не используется, синхронизация времени в УСПД производится от внешнего УССВ, подключаемого на уровнях ИВК или ИВКЭ.
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 14.
СОЕВ включает в себя устройства синхронизации системного времени (УССВ) различного принципа работы, часы серверов, часы УСПД и счётчиков. Устройства синхронизации системного времени различного принципа работы осуществляют прием и обработку сигналов точного времени, по которым осуществляют синхронизацию собственных часов или часов компонентов системы со шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU).
Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» оснащён УССВ на базе сервера точного времени типа обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера
Метроном-50М. УССВ
ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ». Сличение шкалы времени сервера и меток времени УССВ осуществляется во время сеанса связи сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» с УССВ, не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени УССВ - при превышении уставки коррекции времени (величины расхождения времени корректируемого и корректирующего компонентов). Уставка коррекции времени сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» равна ±1 с (параметр программируемый).
В АИИС КУЭ возможна коррекция системного времени в следующих вариантах:
Для АИИС КУЭ, состоящей из двух уровней:
Уровень ИВК оснащен УССВ. Сличение шкалы времени сервера и меток времени УССВ осуществляется во время сеанса связи сервера с УССВ, не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени сервера осуществляется при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени сервера настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
Счетчики уровня ИИК синхронизируются от часов оборудования уровня ИВК. Сличение шкалы времени счетчиков и шкалы времени оборудования уровня ИВК осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени счетчиков осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени оборудования уровня ИВК. Уставка коррекции времени счетчиков настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±3 с (параметр программируемый).
Для АИИС КУЭ, состоящей из трех уровней (вариант 1):
Уровень ИВК оснащен УССВ. Сличение шкалы времени сервера и меток времени УССВ осуществляется во время сеанса связи сервера с УССВ, не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени сервера осуществляется при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени сервера настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
УСПД уровня ИВКЭ синхронизируется от часов оборудования уровня ИВК. Сличение шкалы времени УСПД и шкалы времени оборудования уровня ИВК осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени УСПД осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени оборудования уровня ИВК. Уставка коррекции времени УСПД настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Счетчики уровня ИИК синхронизируются УСПД (уровень ИВКЭ). Сличение шкалы времени счетчиков и шкалы времени УСПД осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени счетчиков осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени УСПД. Уставка коррекции времени счетчиков настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Для АИИС КУЭ, состоящей из трех уровней (вариант 2):
УСПД уровня ИВКЭ оснащено УССВ. Сличение шкалы времени УСПД и меток времени УССВ осуществляется во время сеанса связи УСПД с УССВ, не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени УСПД осуществляется при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени УСПД настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±1 с (параметр программируемый).
Часы оборудования уровня ИВК синхронизируются от часов оборудования уровня ИВКЭ. Сличение шкалы времени оборудования уровня ИВК и шкалы времени оборудования уровня ИВКЭ осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени оборудования уровня ИВК осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени оборудования уровня ИВКЭ. Уставка коррекции времени оборудования ИВК настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Счетчики уровня ИИК синхронизируются УСПД (уровень ИВКЭ). Сличение шкалы времени счетчиков и шкалы времени УСПД осуществляется во время сеанса связи УСПД со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени счетчиков осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени УСПД. Уставка коррекции времени счетчиков настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±3 с (параметр программируемый).
Для АИИС КУЭ, состоящей из трех уровней (вариант 3):
Уровень ИВК оснащен УССВ. Сличение шкалы времени сервера и меток времени УССВ осуществляется во время сеанса связи сервера с УССВ, не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени сервера осуществляется при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени сервера настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
УСПД уровня ИВКЭ оснащен УССВ. Сличение шкалы времени УСПД и меток времени УССВ осуществляется не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени УСПД осуществляется при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени УСПД настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Счетчики уровня ИИК синхронизируются УСПД (уровень ИВКЭ). Сличение шкалы времени счетчиков и шкалы времени УСПД осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени счетчиков осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени УСПД. Уставка коррекции времени счетчиков настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 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 на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер средства измерений указывается в формуляре типографским способом. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре АИИС КУЭ. Настоящее описание типа может быть использовано для серийного производства АИИС КУЭ, а также для работы на оптовом рынке электроэнергии и мощности Российской Федерации исключительно Изготовителем ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ».
Программное обеспечениеИдентификационные данные метрологически значимой части ПО серверов уровня ИВК АИИС КУЭ представлены в таблицах 2 - 13.
Таблица 2 -
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 3 -
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 metrology.dll ) |
3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «ГОРИЗОНТ»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ГОРИЗОНТ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.13 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, библиотека Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll) |
54b0a65fcdd6b713b20fff43655da81b |
Таблица 5 - Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ТЕЛЕСКОП+ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО: Сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll (MD 5) |
f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca |
Таблица 6 - Идентификационные данные СПО АИИ |
[С КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
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 (MD5, DataServer.exe, DataServer USPD.exe) |
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
Таблица 7 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
«Пирамида 2000» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcClients.dll) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcLeakage.dll) |
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcLosses.dll) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Metrology.dll) |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseBin.dll) |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseIEC.dll) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseModbus.dll) |
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParsePiramida.dll) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SynchroNSI.dll) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, VerifyTime.dll) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Таблица 8 -
данные ПО ПК
а»
г
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
OC MS Wine |
ows |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, pso metr.dll) |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b (для 32-разрядного сервера опроса) |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, pso metr.dll) |
6c13139810a85b44f78e7e5c9a3 edb93 (для 64-разрядного сервера опроса) |
Linux-подобные ОС | |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, libpso metr.so) |
01e3eae897f3ce5aa58ff2ea6b948061 |
Таблица 9 -
данные ПО
2.0»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
«Пирамида 2.0» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.0 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, BinaryPackControls.dll) |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CheckDataIntegrity.dll) |
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ComIECFunctions.dll) |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ComModbusFunctions.dll) |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ComStdFunctions.dll) |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, DateTimeProcessing.dll) |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
Продолжение таблицы 9
1 |
2 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SafeValuesDataUpdate.dll) |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SimpleVerifyDataStatuses.dll) |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SummaryCheckCRC.dll) |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ValuesDataProcessing.dll) |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
Таблица 10 - Идентификационные данные ПО «Пирамида-Сети»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Пирамида-Сети |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8.3.1.8 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, BinaryPackControls.dll) |
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CheckDataIntegrity.dll) |
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ComIECFunctions.dll) |
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ComModbusFunctions.dll) |
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ComStdFunctions.dll) |
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, DateTimeProcessing.dll) |
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SafeValuesDataUpdate.dll) |
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SimpleVerifyDataStatuses.dll) |
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SummaryCheckCRC .dll) |
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ValuesDataProcessing.dll) |
013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
Таблица 11 - Идентификационные данные ПО (КТС) «Энергия+» | |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Комплекс технических средств (КТС) «Энергия+» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 6.5 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Расчетное ядро Энергия+: keme16.exe) |
4d0260de227fb05135ee97ff6cc94c39 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Запись в БД Энергия+: writer.exe) |
f943380cfd432145a676d5778871323d |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Сервер устройств Энергия+: IcServ.exe) |
ce0ba170724ca9a1d9f692a320115719 |
Таблица 12 - Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Энфорс АСКУЭ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8.1.0 |
Цифровой идентификатор ПО (MD5, bp admin.exe) |
CB1CE1CD05B9E3C399BAF22060BDB976 |
Таблица 13 -
данные ПО
»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.01 |
Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac metrologv.dll ) |
399893 84СС397С1B48D4013 02C722B02 |
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», ПО «ТЕЛЕСКОП+», CПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), ПО «Пирамида 2000. Сервер», ПО «Пирамида 2000», ПО «Пирамида 2.0», ПО ПК «Энергосфера», ПО «Пирамида-Сети», ПО (КТС) «Энергия+», ПО «Энфорс АСКУЭ» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиОсновные технические характеристики АИИС КУЭ представлены в таблице 14. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ представлены в таблицах 15-17.
Метрологические характеристики ИК при измерении активной электрической энергии приводятся в таблице 15, при измерении реактивной электрической энергии приводятся в таблице 16 для всех счетчиков за исключением счетчиков, в соответствии с регистрационными номерами: 16666-97, 20175-01, 20176-03, 20176-04, 22422-02, 27524-04, 27779-04, 27428-04, 27429-04, 23345-04. Метрологические характеристики ИК, содержащих перечисленные счетчики, приводятся в таблице 17.
Счетчики в соответствии с регистрационными номерами: 14555-95, 14555-99, 14555-02, 25971-03, 16666-97 (счетчики, произведенные до 2004 года, с заводскими/серийными номерами до 01090981), не применяются в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений для измерений и учета реактивной электрической энергии, в связи с чем для ИК, содержащих такие счетчики, метрологические характеристики при измерении реактивной электрической энергии не приводятся.
Для счетчиков, выпущенных по техническим условиям (ТУ) или стандартам предприятий (СТП), метрологические и технические характеристики не превышают значений, установленных в государственных стандартах (ГОСТ), которые указаны в разделе о нормативных и/или технических документах описания типа на конкретный тип.
Таблица 14 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Нормальные условия: параметры сети:
|
от 99 до 101 от 1(2) до 120 / от 5 до 1201 от 5 до 1макс |
Продолжение таблицы 14
1 |
2 |
- коэффициент мощности, cos9 |
от 0,5 до 1,0 |
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °C: |
от +21 до +25 |
- для счетчиков активной и реактивной энергии | |
- для счетчиков реактивной энергии, в соответствии с регистрационными номерами: 16666-97, 20175-01, 20176-03, 20176-04, 22422-02, 27524-04, 27779-04, 27428-04, 27429-04, 23345-04 |
от +18 до +22 |
Условия эксплуатации АИИС КУЭ: | |
- напряжение, % от Uном |
от 90 до 110 |
- ток (для счетчиков трансформаторного включения), % от Iном |
от 1(2) до 120 / от 5 |
до 1201 | |
|
от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 0,5 от +5 до + 35 0,25 |
счетчик», %, не более | |
Дискретность измерения активной и реактивной электрической энергии, мин |
30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
УСПД: | |
- наработка на отказ, ч, не менее |
35000 |
- время восстановления, ч, не более |
24 |
ИВК: | |
- коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
- время восстановления, ч, не более |
1 |
Глубина хранения информации ИИК: | |
- счетчики электроэнергии: | |
- профиль нагрузки с получасовым интервалом, сут, не менее ИВКЭ: |
45 |
- УСПД: | |
- результаты измерений в тридцатиминутных интервалах измерений и нарастающим итогом на начало расчетного периода по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
ИВК: | |
- результаты измерений активной и реактивной электроэнергии | |
в тридцатиминутных интервалах измерений и нарастающим итогом на начало расчетного периода по соответствующим измерительным каналам и направлениям, лет, не менее |
3 |
Пределы смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC (SU) (±Л), с |
±5 |
Примечания: | |
1. Нижний предел тока 1(2) % - при использовании в составе уровня ИИК | |
измерительных трансформаторов тока классов точности 0,2S и 0,5S; 5 % - при использовании в составе уровня ИИК измерительных трансформаторов тока классов точности 0,2 и 0,5. |
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты. В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- результат самодиагностики;
- перерывы питания;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- результат самодиагностики;
- перерывы питания;
- 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;
- серверов;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, 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).
Таблица 15 - Метрологические характеристики ИК при измерении активной электрической энергии для счетчиков (ГОСТ 31819.21-2012, ГОСТ 31819.22-2012)
Состав ИК |
Диапазон измерений силы тока |
Основная относительная погрешность ИК (±5), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), % | ||||||
cos(p=l,0 |
cos(p=0,9 |
cos(p=0,8 |
cos(p=0,5 |
cos(p=l,0 |
cos(p=0,9 |
cos(p=0,8 |
cos(p=0,5 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТТ - 0,2S TH - 0,2 C4-0,2S |
0,021ном ± I ± 0,051ном1 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,0 |
±1,2 |
±1,3 |
±1,4 |
±2,2 |
0,051ном < I < 0, Ином |
±0,6 |
±0,7 |
±0,8 |
±1,3 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,4 | |
0, Ином < I < 0,21ном |
±0,6 |
±0,6 |
±0,7 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,4 | |
0,21ном < I < 1ном |
±0,5 |
±0,5 |
±0,6 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,2 | |
1ном < I < 1,21ном |
±0,5 |
±0,5 |
±0,6 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,2 | |
ТТ - 0,2 TH - 0,2 C4-0,2S |
0,051ном < I < 0, Ином |
±0,9 |
±1,1 |
±1,2 |
±2,0 |
±1,1 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,2 |
0, Ином ± I ± 0,21ном |
±0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±2,0 |
±1,1 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,1 | |
0,21ном < I < 1ном |
±0,6 |
±0,6 |
±0,7 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,4 | |
1ном < I < 1,21ном |
±0,5 |
±0,5 |
±0,6 |
±0,9 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,2 | |
TT-0,5S TH - 0,2 C4-0,2S |
0,021ном < I < 0,051ном1 |
±1,7 |
±2,2 |
±2,8 |
±5,3 |
±1,9 |
±2,3 |
±2,9 |
±5,4 |
0,051ном < I < 0, Ином |
±0,9 |
±1,2 |
±1,5 |
±2,8 |
±1,1 |
±1,3 |
±1,6 |
±2,8 | |
0, Ином < I < 0,21ном |
±0,9 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,7 |
±1,1 |
±1,3 |
±1,6 |
±2,8 | |
0,21ном < I < 1ном |
±0,7 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,9 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±2,0 | |
1ном < I < 1,21ном |
±0,7 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,9 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±2,0 | |
TT - 0,5 TH - 0,2 C4-0,2S |
0,051ном < I < 0, Ином |
±1,7 |
±2,2 |
±2,8 |
±5,3 |
±1,8 |
±2,3 |
±2,8 |
±5,4 |
0, Ином < I < 0,21ном |
±1,7 |
±2,2 |
±2,8 |
±5,3 |
±1,8 |
±2,3 |
±2,8 |
±5,3 | |
0,21ном < I < 1ном |
±0,9 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,7 |
±1,1 |
±1,3 |
±1,6 |
±2,8 | |
1ном < I < 1,21ном |
±0,7 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,9 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±2,0 | |
TT - 0,2S TH - 0,5 C4-0,2S |
0,021ном < I < 0,051ном1 |
±1,1 |
±1,3 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,3 |
±1,4 |
±1,6 |
±2,4 |
0,051ном < I < 0, Ином |
±0,8 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,7 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,2 |
±1,8 | |
0, Ином < I < 0,21ном |
±0,8 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,6 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,2 |
±1,7 | |
0,21ном < I < 1ном |
±0,7 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,4 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,6 | |
1ном < I < 1,21ном |
±0,7 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,4 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,6 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТТ - 0,2 TH-0,5 C4-0,2S |
0,05IhoM ± I ± 0,HhoM |
±1,1 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,2 |
±1,4 |
±1,5 |
±2,4 |
0,Hhom < I < 0,2Ihom |
±1,1 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,2 |
±1,3 |
±1,5 |
±2,4 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±0,8 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,6 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,2 |
±1,7 | |
Ihom < I < 1,2IhoM |
±0,7 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,4 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,6 | |
TT-0,5S TH-0,5 C4-0,2S |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±1,8 |
±2,3 |
±2,9 |
±5,4 |
±1,9 |
±2,4 |
±2,9 |
±5,5 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±1,1 |
±1,3 |
±1,6 |
±3,0 |
±1,2 |
±1,4 |
±1,7 |
±3,0 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,1 |
±1,3 |
±1,6 |
±2,9 |
±1,2 |
±1,4 |
±1,7 |
±3,0 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±2,2 |
±1,0 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,3 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±2,2 |
±1,0 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,3 | |
TT - 0,5 TH-0,5 C4-0,2S |
0,05Ihom ± I ± 0,1 Ihom |
±1,8 |
±2,3 |
±2,8 |
±5,4 |
±1,9 |
±2,4 |
±2,9 |
±5,5 |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,8 |
±2,3 |
±2,8 |
±5,4 |
±1,9 |
±2,4 |
±2,9 |
±5,4 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±1,1 |
±1,3 |
±1,6 |
±2,9 |
±1,2 |
±1,4 |
±1,7 |
±3,0 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±2,2 |
±1,0 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,3 | |
TT - 0,2S TH - нет C4-0,2S |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±0,9 |
±1,1 |
±1,2 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,3 |
±1,4 |
±2,1 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±0,4 |
±0,5 |
±0,6 |
±1,1 |
±0,7 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,3 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±0,4 |
±0,5 |
±0,6 |
±1,0 |
±0,7 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,2 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±0,3 |
±0,4 |
±0,4 |
±0,7 |
±0,7 |
±0,7 |
±0,8 |
±1,0 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,3 |
±0,4 |
±0,4 |
±0,7 |
±0,7 |
±0,7 |
±0,8 |
±1,0 | |
TT-0,5S TH - нет C4-0,2S |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±1,7 |
±2,2 |
±2,8 |
±5,3 |
±1,8 |
±2,3 |
±2,8 |
±5,3 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±0,9 |
±1,1 |
±1,4 |
±2,7 |
±1,0 |
±1,3 |
±1,5 |
±2,8 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±0,9 |
±1,1 |
±1,4 |
±2,6 |
±1,0 |
±1,3 |
±1,5 |
±2,7 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±0,6 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,8 |
±0,8 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,9 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,6 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,8 |
±0,8 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,9 | |
TT - 0,5 TH - нет C4-0,2S |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±1,7 |
±2,2 |
±2,7 |
±5,3 |
±1,8 |
±2,3 |
±2,8 |
±5,3 |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,7 |
±2,2 |
±2,7 |
±5,2 |
±1,8 |
±2,3 |
±2,8 |
±5,3 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±0,9 |
±1,1 |
±1,4 |
±2,6 |
±1,0 |
±1,3 |
±1,5 |
±2,7 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,6 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,8 |
±0,8 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,9 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТТ - 0,2S TH - 0,2 C4-0,5S |
0,02Ihom ± I ± 0,05Ihom1 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,6 |
±2,3 |
±2,1 |
±2,1 |
±2,2 |
±2,7 |
0,05IhoM < I < 0,HhoM |
±0,8 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,6 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,2 | |
0,Hhom < I < 0,2Ihom |
±0,8 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,3 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,6 |
±2,0 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±0,7 |
±0,7 |
±0,8 |
±1,1 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,9 | |
Ihom < I < 1,2IhoM |
±0,7 |
±0,7 |
±0,8 |
±1,1 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,9 | |
ТТ - 0,2 TH - 0,2 C4-0,5S |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±1,1 |
±1,2 |
±1,4 |
±2,3 |
±1,6 |
±1,8 |
±1,9 |
±2,7 |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,1 |
±1,2 |
±1,3 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,7 |
±1,9 |
±2,6 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±0,8 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,3 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,6 |
±2,0 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,7 |
±0,7 |
±0,8 |
±1,1 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,9 | |
TT-0,5S TH - 0,2 C4-0,5S |
0,02Ihom ± I ± 0,05Ihom1 |
±2,0 |
±2,5 |
±3,0 |
±5,4 |
±2,5 |
±2,9 |
±3,3 |
±5,6 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±1,1 |
±1,3 |
±1,6 |
±2,9 |
±1,6 |
±1,9 |
±2,1 |
±3,3 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,1 |
±1,3 |
±1,5 |
±2,8 |
±1,6 |
±1,8 |
±2,0 |
±3,2 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,8 |
±2,5 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,8 |
±2,5 | |
TT - 0,5 TH - 0,2 C4-0,5S |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±1,8 |
±2,3 |
±2,9 |
±5,4 |
±2,2 |
±2,6 |
±3,2 |
±5,6 |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,8 |
±2,3 |
±2,8 |
±5,3 |
±2,2 |
±2,6 |
±3,1 |
±5,5 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±1,1 |
±1,3 |
±1,5 |
±2,8 |
±1,6 |
±1,8 |
±2,0 |
±3,2 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,8 |
±2,5 | |
TT - 0,2S TH-0,5 C4-0,5S |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,5 |
±2,1 |
±2,2 |
±2,3 |
±2,9 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±0,9 |
±1,1 |
±1,2 |
±1,9 |
±1,6 |
±1,7 |
±1,8 |
±2,4 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±0,9 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,3 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±0,9 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,1 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,9 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,1 | |
TT - 0,2 TH-0,5 C4-0,5S |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±1,2 |
±1,3 |
±1,5 |
±2,5 |
±1,7 |
±1,9 |
±2,0 |
±2,9 |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,2 |
±1,3 |
±1,5 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,8 |
±2,0 |
±2,8 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±0,9 |
±1,0 |
±1,1 |
±1,7 |
±1,6 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,3 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,9 |
±0,9 |
±1,0 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,1 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
TT-0,5S TH-0,5 C4-0,5S |
0,02Ihom ± I ± 0,05Ihom1 |
±2,1 |
±2,5 |
±3,0 |
±5,5 |
±2,6 |
±2,9 |
±3,4 |
±5,7 |
0,05IhoM < I < 0,HhoM |
±1,2 |
±1,4 |
±1,7 |
±3,1 |
±1,7 |
±1,9 |
±2,2 |
±3,4 | |
0,Hhom < I < 0,2Ihom |
±1,2 |
±1,4 |
±1,7 |
±3,0 |
±1,7 |
±1,9 |
±2,1 |
±3,3 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±1,0 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,3 |
±1,6 |
±1,7 |
±1,9 |
±2,7 | |
Ihom < I < 1,2IhoM |
±1,0 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,3 |
±1,6 |
±1,7 |
±1,9 |
±2,7 | |
ТТ - 0,5 TH-0,5 C4-0,5S |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±1,8 |
±2,4 |
±2,9 |
±5,5 |
±2,2 |
±2,7 |
±3,2 |
±5,7 |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,8 |
±2,3 |
±2,9 |
±5,4 |
±2,2 |
±2,7 |
±3,2 |
±5,6 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±1,2 |
±1,4 |
±1,7 |
±3,0 |
±1,7 |
±1,9 |
±2,1 |
±3,3 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±1,0 |
±1,1 |
±1,3 |
±2,3 |
±1,6 |
±1,7 |
±1,9 |
±2,7 | |
ТТ - 0,2S TH - нет C4-0,5S |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,6 |
±2,2 |
±2,0 |
±2,1 |
±2,2 |
±2,6 |
0,05Ihom ± I ± 0,1 Ihom |
±0,7 |
±0,8 |
±0,9 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,6 |
±2,1 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±0,7 |
±0,7 |
±0,8 |
±1,1 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,9 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±0,6 |
±0,6 |
±0,7 |
±0,9 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,7 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,6 |
±0,6 |
±0,7 |
±0,9 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,7 | |
TT-0,5S TH - нет C4-0,5S |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±2,0 |
±2,4 |
±2,9 |
±5,4 |
±2,5 |
±2,8 |
±3,3 |
±5,6 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±1,0 |
±1,3 |
±1,6 |
±2,8 |
±1,6 |
±1,8 |
±2,1 |
±3,2 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,0 |
±1,2 |
±1,5 |
±2,7 |
±1,6 |
±1,8 |
±2,0 |
±3,1 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±0,8 |
±0,9 |
±1,1 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,4 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,8 |
±0,9 |
±1,1 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,4 | |
TT - 0,5 TH - нет СЧ 0,5S |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±1,7 |
±2,3 |
±2,8 |
±5,4 |
±2,1 |
±2,6 |
±3,1 |
±5,6 |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,7 |
±2,2 |
±2,8 |
±5,3 |
±2,1 |
±2,6 |
±3,1 |
±5,5 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±1,0 |
±1,2 |
±1,5 |
±2,7 |
±1,6 |
±1,8 |
±2,0 |
±3,1 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±0,8 |
±0,9 |
±1,1 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,7 |
±2,4 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ТТ - нет TH - нет C4-0,5S |
0,051б<1<0,Пб |
±0,5 |
±0,6 |
±0,7 |
±1,0 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,9 |
0,Пб<1<0,21б |
±0,5 |
±0,5 |
±0,5 |
±0,6 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,6 | |
0,21б < I < 1б |
±0,5 |
±0,5 |
±0,5 |
±0,6 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,6 | |
1б < I < 1макс |
±0,5 |
±0,5 |
±0,5 |
±0,6 |
±1,4 |
±1,4 |
±1,5 |
±1,6 | |
ТТ - нет TH - нет СЧ- 1,0 |
0,051б<1<0,Пб |
±1,5 |
±1,5 |
±1,5 |
±1,5 |
±3,2 |
±3,3 |
±3,3 |
±3,3 |
0,Пб<1<0,21б |
±1,0 |
±1,1 |
±1,2 |
±1,5 |
±2,8 |
±3,0 |
±3,1 |
±3,3 | |
0,21б < I < 1б |
±1,0 |
±1,0 |
±1,0 |
±1,0 |
±2,8 |
±2,8 |
±2,9 |
±3,1 | |
1б < I < 1макс |
±1,0 |
±1,0 |
±1,0 |
±1,0 |
±2,8 |
±2,8 |
±2,9 |
±3,1 |
Примечания к таблице 15:
-
1. Характеристики погрешности ПК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р=0,95.
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.
-
4. Измерительные ТТ, TH и счетчики входят в состав АПИС КУЭ.
-
5. Класс точности трансформаторов тока по ГОСТ 7746.
-
6. Класс точности трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983.
Таблица 16 - Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электрической энергии для счетчиков (ГОСТ 31819,23-2012)
Состав ИК |
Диапазон измерений силы тока |
Основная относительная погрешность ИК (±5), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), % | ||||
cos(p=0,9 sin(p=0,44 |
cos(p=0,8 sin(p=0,6 |
cos(p=0,5 sin(p=0,87 |
cos(p=0,9 sin(p=0,44 |
cos(p=0,8 sin(p=0,6 |
cos(p=0,5 sin(p=0,87 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ТТ - 0,2S TH - 0,2 СЧ-0,5 |
0,021ном ± I ± 0,051ном1 |
±2,0 |
±1,5 |
±2,9 |
±2,5 |
±2,2 | |
0,051ном < I < 0,Нном |
±1,7 |
±1,4 |
±0,9 |
±2,3 |
±2,0 |
±1,6 | |
0,Нном < I < 0,21ном |
±1,5 |
±1,1 |
±0,8 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,6 | |
0,21ном < I < Ihom |
±1,2 |
±1,0 |
±0,8 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,5 | |
Ihom < I < 1,21ном |
±1,2 |
±1,0 |
±0,8 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,5 | |
ТТ - 0,2 TH - 0,2 СЧ-0,5 |
0,051ном < I < 0,1 Ihom |
±2,6 |
±1,9 |
±1,3 |
±3,0 |
±2,4 |
±1,8 |
0,1 Ihom < I < 0,21ном |
±2,4 |
±1,7 |
±1,2 |
±2,8 |
±2,3 |
±1,8 | |
0,2Ihom ± I ± Ihom |
±1,5 |
±1,1 |
±0,8 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,6 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±1,2 |
±1,0 |
±0,8 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,5 | |
TT-0,5S TH - 0,2 СЧ-0,5 |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±6,3 |
±4,3 |
±2,6 |
±6,5 |
±4,6 |
±3,0 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±3,4 |
±2,4 |
±1,4 |
±3,7 |
±2,8 |
±1,9 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±3,2 |
±2,2 |
±1,4 |
±3,6 |
±2,7 |
±1,9 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±2,3 |
±1,6 |
±1,0 |
±2,7 |
±2,2 |
±1,7 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±2,3 |
±1,6 |
±1,0 |
±2,7 |
±2,2 |
±1,7 | |
ТТ - 0,5 TH - 0,2 СЧ-0,5 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±6,3 |
±4,3 |
±2,5 |
±6,5 |
±4,6 |
±2,8 |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±6,2 |
±4,3 |
±2,4 |
±6,4 |
±4,5 |
±2,8 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±3,2 |
±2,2 |
±1,4 |
±3,6 |
±2,7 |
±1,9 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±2,3 |
±1,6 |
±1,0 |
±2,7 |
±2,2 |
±1,7 | |
ТТ - 0,2S TH-0,5 СЧ-0,5 |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±2,8 |
±2,1 |
±1,6 |
±3,2 |
±2,6 |
±2,2 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±2,1 |
±1,6 |
±1,1 |
±2,6 |
±2,2 |
±1,7 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,9 |
±1,4 |
±1,0 |
±2,5 |
±2,0 |
±1,7 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±1,7 |
±1,3 |
±1,0 |
±2,3 |
±2,0 |
±1,6 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±1,7 |
±1,3 |
±1,0 |
±2,3 |
±2,0 |
±1,6 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ТТ - 0,2 TH-0,5 СЧ-0,5 |
0,051ном ± I ± 0,Нном |
±2,8 |
±2,1 |
±1,4 |
±3,2 |
±2,5 |
±1,9 |
0,Нном < I < 0,21ном |
±2,7 |
±2,0 |
±1,4 |
±3,1 |
±2,4 |
±1,9 | |
0,21ном < I < Ihom |
±1,9 |
±1,4 |
±1,0 |
±2,5 |
±2,0 |
±1,7 | |
Ihom < I < 1,21ном |
±1,7 |
±1,3 |
±1,0 |
±2,3 |
±2,0 |
±1,6 | |
TT-0,5S TH-0,5 СЧ-0,5 |
0,021ном < I < 0,051ном1 |
±6,4 |
±4,4 |
±2,7 |
±6,6 |
±4,7 |
±3,1 |
0,051ном < I < 0,1 Ihom |
±3,6 |
±2,5 |
±1,5 |
±3,9 |
±2,9 |
±2,0 | |
0,1 Ihom < I < 0,21ном |
±3,5 |
±2,4 |
±1,5 |
±3,8 |
±2,8 |
±2,0 | |
0,21ном < I < Ihom |
±2,6 |
±1,9 |
±1,2 |
±3,0 |
±2,3 |
±1,8 | |
Ihom < I < 1,21ном |
±2,6 |
±1,9 |
±1,2 |
±3,0 |
±2,3 |
±1,8 | |
ТТ - 0,5 TH-0,5 СЧ-0,5 |
0,05Ihom ± I ± 0,1 Ihom |
±6,4 |
±4,4 |
±2,5 |
±6,6 |
±4,6 |
±2,9 |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±6,4 |
±4,3 |
±2,5 |
±6,5 |
±4,6 |
±2,8 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±3,5 |
±2,4 |
±1,5 |
±3,8 |
±2,8 |
±2,0 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±2,6 |
±1,9 |
±1,2 |
±3,0 |
±2,3 |
±1,8 | |
ТТ - 0,2S TH - нет СЧ-0,5 |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,5 |
±2,9 |
±2,4 |
±2,1 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±1,6 |
±1,2 |
±0,8 |
±2,2 |
±1,9 |
±1,6 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,3 |
±1,0 |
±0,7 |
±2,0 |
±1,7 |
±1,5 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±1,0 |
±0,8 |
±0,6 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,5 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±1,0 |
±0,8 |
±0,6 |
±1,8 |
±1,6 |
±1,5 | |
TT-0,5S TH - нет СЧ-0,5 |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±6,3 |
±4,3 |
±2,6 |
±6,4 |
±4,6 |
±3,0 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±3,3 |
±2,3 |
±1,4 |
±3,6 |
±2,7 |
±1,9 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±3,1 |
±2,2 |
±1,3 |
±3,5 |
±2,6 |
±1,9 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±2,2 |
±1,5 |
±1,0 |
±2,6 |
±2,1 |
±1,6 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±2,2 |
±1,5 |
±1,0 |
±2,6 |
±2,1 |
±1,6 | |
ТТ - 0,5 TH - нет СЧ-0,5 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±6,3 |
±4,3 |
±2,4 |
±6,4 |
±4,5 |
±2,8 |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±6,2 |
±4,2 |
±2,4 |
±6,4 |
±4,5 |
±2,7 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±3,1 |
±2,2 |
±1,3 |
±3,5 |
±2,6 |
±1,9 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±2,2 |
±1,5 |
±1,0 |
±2,6 |
±2,1 |
±1,6 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ТТ - 0,2S TH - 0,2 СЧ- 1,0 |
0,021ном ± I ± 0,051ном1 |
±2,8 |
±2,4 |
±2,0 |
±4,3 |
±4,0 |
±3,8 |
0,051ном < I < 0,Нном |
±2,2 |
±1,8 |
±1,4 |
±3,9 |
±3,7 |
±3,4 | |
0,Нном < I < 0,21ном |
±1,7 |
±1,4 |
±1,3 |
±3,7 |
±3,5 |
±3,3 | |
0,21ном < I < Ihom |
±1,5 |
±1,3 |
±1,2 |
±3,6 |
±3,4 |
±3,3 | |
Ihom < I < 1,21ном |
±1,5 |
±1,3 |
±1,2 |
±3,6 |
±3,4 |
±3,3 | |
ТТ - 0,2 TH - 0,2 СЧ - 1,0 |
0,051ном < I < 0,1 Ihom |
±2,8 |
±2,2 |
±1,6 |
±4,3 |
±3,9 |
±3,6 |
0,1 Ihom < I < 0,21ном |
±2,5 |
±2,0 |
±1,5 |
±4,1 |
±3,7 |
±3,4 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±1,7 |
±1,4 |
±1,3 |
±3,7 |
±3,5 |
±3,3 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±1,5 |
±1,3 |
±1,2 |
±3,6 |
±3,4 |
±3,3 | |
TT-0,5S TH - 0,2 СЧ - 1,0 |
0,02Ihom ± I ± 0,05Ihom1 |
±6,4 |
±4,5 |
±2,9 |
±7,2 |
±5,6 |
±4,4 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±3,6 |
±2,6 |
±1,8 |
±4,8 |
±4,2 |
±3,6 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±3,4 |
±2,4 |
±1,7 |
±4,7 |
±4,0 |
±3,5 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±2,4 |
±1,9 |
±1,4 |
±4,1 |
±3,7 |
±3,4 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±2,4 |
±1,9 |
±1,4 |
±4,1 |
±3,7 |
±3,4 | |
ТТ - 0,5 TH - 0,2 СЧ - 1,0 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±6,4 |
±4,5 |
±2,7 |
±7,2 |
±5,5 |
±4,1 |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±6,3 |
±4,3 |
±2,6 |
±7,1 |
±5,4 |
±4,0 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±3,4 |
±2,4 |
±1,7 |
±4,7 |
±4,0 |
±3,5 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±2,4 |
±1,9 |
±1,4 |
±4,1 |
±3,7 |
±3,4 | |
ТТ - 0,2S TH-0,5 СЧ - 1,0 |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±3,1 |
±2,5 |
±2,1 |
±4,5 |
±4,1 |
±3,9 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±2,5 |
±2,0 |
±1,5 |
±4,1 |
±3,8 |
±3,5 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±2,1 |
±1,7 |
±1,4 |
±3,9 |
±3,6 |
±3,3 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±2,0 |
±1,6 |
±1,3 |
±3,8 |
±3,5 |
±3,3 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±2,0 |
±1,6 |
±1,3 |
±3,8 |
±3,5 |
±3,3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
TT-0,5S TH-0,5 СЧ- 1,0 |
0,021ном ± I ± 0,051ном1 |
±6,6 |
±4,6 |
±3,0 |
±7,3 |
±5,6 |
±4,4 |
0,051ном < I < 0,Нном |
±3,8 |
±2,8 |
±1,9 |
±5,0 |
±4,3 |
±3,7 | |
0,Нном < I < 0,21ном |
±3,6 |
±2,6 |
±1,8 |
±4,8 |
±4,1 |
±3,5 | |
0,21ном < I < Ihom |
±2,7 |
±2,1 |
±1,5 |
±4,2 |
±3,8 |
±3,4 | |
Ihom < I < 1,21ном |
±2,7 |
±2,1 |
±1,5 |
±4,2 |
±3,8 |
±3,4 | |
ТТ - 0,5 TH-0,5 СЧ - 1,0 |
0,051ном < I < 0,1 Ihom |
±6,6 |
±4,6 |
±2,7 |
±7,3 |
±5,6 |
±4,2 |
0,1 Ihom < I < 0,21ном |
±6,4 |
±4,4 |
±2,7 |
±7,2 |
±5,4 |
±4,1 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±3,6 |
±2,6 |
±1,8 |
±4,8 |
±4,1 |
±3,5 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±2,7 |
±2,1 |
±1,5 |
±4,2 |
±3,8 |
±3,4 | |
ТТ - 0,2S TH - нет СЧ - 1,0 |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±2,7 |
±2,3 |
±2,0 |
±4,2 |
±4,0 |
±3,8 |
0,05Ihom ± I ± 0,1 Ihom |
±2,0 |
±1,7 |
±1,3 |
±3,8 |
±3,6 |
±3,4 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±1,5 |
±1,3 |
±1,2 |
±3,6 |
±3,4 |
±3,3 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±1,3 |
±1,2 |
±1,1 |
±3,5 |
±3,4 |
±3,2 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±1,3 |
±1,2 |
±1,1 |
±3,5 |
±3,4 |
±3,2 | |
TT-0,5S TH - нет СЧ - 1,0 |
0,02Ihom < I < 0,05Ihom1 |
±6,4 |
±4,5 |
±2,9 |
±7,2 |
±5,6 |
±4,3 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±3,5 |
±2,6 |
±1,7 |
±4,8 |
±4,1 |
±3,6 | |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±3,3 |
±2,4 |
±1,6 |
±4,6 |
±3,9 |
±3,4 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±2,3 |
±1,8 |
±1,3 |
±4,0 |
±3,6 |
±3,3 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±2,3 |
±1,8 |
±1,3 |
±4,0 |
±3,6 |
±3,3 | |
ТТ - 0,5 TH - нет СЧ - 1,0 |
0,05Ihom < I < 0,1 Ihom |
±6,4 |
±4,4 |
±2,7 |
±7,2 |
±5,5 |
±4,1 |
0,1 Ihom < I < 0,2Ihom |
±6,3 |
±4,3 |
±2,6 |
±7,0 |
±5,3 |
±4,0 | |
0,2Ihom < I < Ihom |
±3,3 |
±2,4 |
±1,6 |
±4,6 |
±3,9 |
±3,4 | |
Ihom < I < 1,2Ihom |
±2,3 |
±1,8 |
±1,3 |
±4,0 |
±3,6 |
±3,3 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ТТ - нет TH - нет СЧ- 1,0 |
0,051б<1<0,Пб |
±1,6 |
±1,6 |
±1,6 |
±3,7 |
±3,6 |
±3,6 |
0,Пб<1<0,21б |
±1,6 |
±1,4 |
±1,1 |
±3,7 |
±3,5 |
±3,4 | |
0,21б < I < 1б |
±1,0 |
±1,0 |
±1,0 |
±3,4 |
±3,1 |
±3,1 | |
1б < I < 1макс |
±1,0 |
±1,0 |
±1,0 |
±3,2 |
±3,1 |
±3,1 | |
ТТ - нет TH - нет СЧ-2,0 |
0,051б<1<0,Пб |
±2,6 |
±2,6 |
±2,6 |
±6,1 |
±6,1 |
±6,1 |
0,Пб<1<0,21б |
±2,6 |
±2,4 |
±2,1 |
±6,1 |
±6,0 |
±5,8 | |
0,21б < I < 1б |
±2,0 |
±2,0 |
±2,0 |
±5,8 |
±5,6 |
±5,4 | |
1б < I < 1макс |
±2,0 |
±2,0 |
±2,0 |
±5,8 |
±5,6 |
±5,4 |
Примечания к таблице 16:
-
1. Характеристики погрешности ПК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р=0,95.
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.
-
4. Измерительные ТТ, TH и счетчики входят в состав АПИС КУЭ.
-
5. Класс точности трансформаторов тока по ГОСТ 7746.
-
6. Класс точности трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983.
-
7. Класс точности счетчиков при измерении реактивной энергии - по ГОСТ 31819.23-2012 (ввиду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,2; 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,2 и 0,5 устанавливаются в соответствии с руководствами их эксплуатации, в которых указано, что либо пределы погрешностей устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей ГОСТ 31819.23-2012, либо равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков реактивной энергии класса точности 1,0).
Таблица 17 - Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электрической энергии для счетчиков, в соответствии с регистрационными номерами: 16666-97, 20175-01, 20176-03, 20176-04, 22422-02, 27524-04, 27779-04, 27428-04, 27429-04, 23345-04
Состав ИК |
Диапазон измерений силы тока |
Основная относительная погрешность ИК (±5), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), % | ||||
cos(p=0,9 sin(p=0,44 |
cos(p=0,8 sin(p=0,6 |
cos(p=0,5 sin(p=0,87 |
cos(p=0,9 sin(p=0,44 |
cos(p=0,8 sin(p=0,6 |
cos(p=0,5 sin(p=0,87 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ТТ - 0,2S TH - 0,2 СЧ-0,5 |
0,021ном < 1ном < 0,051ном |
±2,8 |
±2,3 |
±1,7 |
±3,5 |
±3,0 |
±2,3 |
0,051ном < Ihom < 0,21ном |
±1,7 |
±1,3 |
±1,0 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,5 | |
0,21ном < Ihom < Ihom |
±1,3 |
±1,0 |
±0,8 |
±1,5 |
±1,3 |
±1,1 | |
Ihom < Ihom < 1,21ном |
±1,2 |
±1,0 |
±0,8 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,1 | |
ТТ - 0,2 TH - 0,2 СЧ-0,5 |
0,05Ihom < Ihom < 0,21ном |
±2,6 |
±1,9 |
±1,4 |
±2,9 |
±2,2 |
±1,7 |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±1,5 |
±1,2 |
±0,9 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,2 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±1,2 |
±1,0 |
±0,8 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,1 | |
TT-0,5S TH - 0,2 СЧ-0,5 |
0,02Ihom < Ihom < 0,05Ihom |
±6,5 |
±4,5 |
±2,7 |
±6,8 |
±4,9 |
±3,1 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±3,4 |
±2,4 |
±1,5 |
±3,7 |
±2,7 |
±1,8 | |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±2,3 |
±1,7 |
±1,1 |
±2,5 |
±1,8 |
±1,3 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±2,3 |
±1,6 |
±1,1 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,3 | |
ТТ - 0,5 TH - 0,2 СЧ-0,5 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±6,3 |
±4,4 |
±2,5 |
±6,5 |
±4,5 |
±2,7 |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±3,3 |
±2,3 |
±1,4 |
±3,4 |
±2,4 |
±1,6 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±2,3 |
±1,6 |
±1,1 |
±2,4 |
±1,8 |
±1,3 | |
ТТ - 0,2S TH-0,5 СЧ-0,5 |
0,02Ihom < Ihom < 0,05Ihom |
±3,1 |
±2,4 |
±1,8 |
±3,7 |
±3,1 |
±2,4 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±2,1 |
±1,6 |
±1,2 |
±2,5 |
±2,0 |
±1,6 | |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±1,8 |
±1,3 |
±1,0 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,3 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±1,8 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,2 | |
ТТ - 0,2 TH-0,5 СЧ-0,5 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±2,8 |
±2,1 |
±1,5 |
±3,2 |
±2,4 |
±1,8 |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±2,0 |
±1,5 |
±1,1 |
±2,1 |
±1,7 |
±1,3 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±1,8 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,2 | |
TT-0,5S TH-0,5 СЧ-0,5 |
0,02Ihom ± Ihom < 0,05Ihom |
±6,6 |
±4,6 |
±2,8 |
±6,9 |
±5 |
±3,2 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±3,6 |
±2,6 |
±1,6 |
±3,9 |
±2,8 |
±1,9 | |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±2,6 |
±1,9 |
±1,3 |
±2,8 |
±2 |
±1,5 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±2,6 |
±1,9 |
±1,2 |
±2,7 |
±2 |
±1,4 |
Продолжение таблицы 17
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ТТ - 0,5 TH-0,5 СЧ-0,5 |
0,051ном < 1ном < 0,21ном |
±6,5 |
±4,4 |
±2,6 |
±6,6 |
±4,6 |
±2,8 |
0,21ном < Ihom < Ihom |
±3,5 |
±2,5 |
±1,5 |
±3,6 |
±2,6 |
±1,7 | |
Ihom < Ihom < 1,21ном |
±2,6 |
±1,9 |
±1,2 |
±2,7 |
±2,0 |
±1,4 | |
TT-0,5S TH - нет СЧ-0,5 |
0,02Ihom < Ihom < 0,051ном |
±6,4 |
±4,5 |
±2,7 |
±6,7 |
±4,9 |
±3,1 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±3,3 |
±2,3 |
±1,5 |
±3,6 |
±2,6 |
±1,8 | |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±2,2 |
±1,6 |
±1,0 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,3 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±2,2 |
±1,5 |
±1,0 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,2 | |
ТТ - 0,5 TH - нет СЧ-0,5 |
0,05Ihom ± Ihom < 0,2Ihom |
±6,3 |
±4,3 |
±2,5 |
±6,4 |
±4,5 |
±2,7 |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±3,2 |
±2,2 |
±1,3 |
±3,3 |
±2,4 |
±1,5 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±2,2 |
±1,5 |
±1,0 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,2 | |
ТТ - 0,2S TH - 0,2 СЧ- 1,0 |
0,02Ihom < Ihom < 0,05Ihom |
±4,0 |
±3,5 |
±2,7 |
±5,7 |
±5,3 |
±4,1 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±2,5 |
±2,1 |
±1,7 |
±3,7 |
±3,1 |
±2,7 | |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±1,7 |
±1,4 |
±1,3 |
±2,4 |
±2,1 |
±2,0 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±1,6 |
±1,4 |
±1,3 |
±2,1 |
±2,0 |
±1,9 | |
ТТ - 0,2 TH - 0,2 СЧ - 1,0 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±3,1 |
±2,5 |
±1,9 |
±4,2 |
±3,4 |
±2,8 |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±1,9 |
±1,6 |
±1,3 |
±2,5 |
±2,2 |
±2,0 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±1,6 |
±1,4 |
±1,3 |
±2,1 |
±2,0 |
±1,9 | |
TT-0,5S TH - 0,2 СЧ - 1,0 |
0,02Ihom < Ihom < 0,05Ihom |
±7,0 |
±5,2 |
±3,4 |
±8,2 |
±6,5 |
±4,6 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±3,9 |
±2,9 |
±2,0 |
±4,7 |
±3,7 |
±2,9 | |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±2,6 |
±2,0 |
±1,5 |
±3,1 |
±2,5 |
±2,1 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±2,5 |
±1,9 |
±1,5 |
±2,9 |
±2,4 |
±2,0 | |
ТТ - 0,5 TH - 0,2 СЧ - 1,0 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±6,6 |
±4,6 |
±2,9 |
±7,1 |
±5,2 |
±3,5 |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±3,5 |
±2,5 |
±1,7 |
±3,8 |
±3,0 |
±2,3 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±2,5 |
±1,9 |
±1,5 |
±2,9 |
±2,4 |
±2,0 |
Продолжение таблицы 17
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ТТ - 0,2S TH-0,5 СЧ- 1,0 |
0,021ном < 1ном < 0,051ном |
±4,2 |
±3,6 |
±2,7 |
±5,9 |
±5,3 |
±4,2 |
0,051ном < Ihom < 0,21ном |
±2,8 |
±2,3 |
±1,8 |
±3,9 |
±3,3 |
±2,7 | |
0,21ном < Ihom < Ihom |
±2,1 |
±1,7 |
±1,4 |
±2,7 |
±2,3 |
±2,1 | |
Ihom < Ihom < 1,21ном |
±2,0 |
±1,6 |
±1,4 |
±2,5 |
±2,2 |
±2,0 | |
ТТ - 0,2 TH-0,5 СЧ - 1,0 |
0,05Ihom < Ihom < 0,21ном |
±3,4 |
±2,6 |
±2,0 |
±4,4 |
±3,5 |
±2,9 |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±2,3 |
±1,8 |
±1,5 |
±2,8 |
±2,4 |
±2,1 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±2,0 |
±1,6 |
±1,4 |
±2,5 |
±2,2 |
±2,0 | |
TT-0,5S TH-0,5 СЧ - 1,0 |
0,02Ihom < Ihom < 0,05Ihom |
±7,1 |
±5,3 |
±3,5 |
±8,2 |
±6,6 |
±4,7 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±4,1 |
±3,0 |
±2,1 |
±4,9 |
±3,8 |
±2,9 | |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±2,9 |
±2,2 |
±1,6 |
±3,3 |
±2,7 |
±2,2 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±2,8 |
±2,1 |
±1,6 |
±3,1 |
±2,6 |
±2,1 | |
ТТ - 0,5 TH-0,5 СЧ - 1,0 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±6,7 |
±4,7 |
±2,9 |
±7,3 |
±5,3 |
±3,6 |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±3,7 |
±2,7 |
±1,8 |
±4,0 |
±3,1 |
±2,4 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±2,8 |
±2,1 |
±1,6 |
±3,1 |
±2,6 |
±2,1 | |
ТТ - 0,2S TH - нет СЧ - 1,0 |
0,02Ihom < Ihom < 0,05Ihom |
±3,9 |
±3,4 |
±2,6 |
±5,7 |
±5,2 |
±4,1 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±2,4 |
±2,0 |
±1,7 |
±3,7 |
±3,1 |
±2,6 | |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±1,5 |
±1,3 |
±1,2 |
±2,2 |
±2,1 |
±1,9 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 |
±2,0 |
±1,9 |
±1,9 | |
TT-0,5S TH - нет СЧ - 1,0 |
0,02Ihom < Ihom < 0,05Ihom |
±7,0 |
±5,2 |
±3,4 |
±8,1 |
±6,5 |
±4,6 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±3,8 |
±2,8 |
±2,0 |
±4,7 |
±3,7 |
±2,8 | |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±2,5 |
±1,9 |
±1,4 |
±3,0 |
±2,4 |
±2,1 | |
Ihom < Ihom < 1 ,2Ihom |
±2,4 |
±1,8 |
±1,4 |
±2,8 |
±2,3 |
±2,0 | |
ТТ - 0,5 TH - нет СЧ - 1,0 |
0,05Ihom < Ihom < 0,2Ihom |
±6,6 |
±4,6 |
±2,9 |
±7,1 |
±5,2 |
±3,5 |
0,2Ihom < Ihom < Ihom |
±3,4 |
±2,5 |
±1,7 |
±3,8 |
±2,9 |
±2,2 | |
Ihom ± Ihom < 1 ,2Ihom |
±2,4 |
±1,8 |
±1,4 |
±2,8 |
±2,3 |
±2,0 | |
ТТ - нет TH - нет СЧ - 1,0 |
0,051б < I < 0,21б |
±2,0 |
±1,7 |
±1,5 |
±3,5 |
±3,0 |
±2,6 |
0,21б < I < 1б |
±1,2 |
±1,1 |
±1,1 |
±2,1 |
±2,0 |
±1,9 | |
1б < I < 1макс |
±1,0 |
±1,0 |
±1,0 |
±1,8 |
±1,8 |
±1,8 |
Продолжение таблицы 17
Примечания к таблице 17:
-
1. Характеристики погрешности ПК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
-
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р=0,95.
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.
-
4. Измерительные ТТ, TH и счетчики входят в состав АПИС КУЭ.
-
5. Класс точности трансформаторов тока по ГОСТ 7746.
-
6. Класс точности трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983.
наносится на титульный лист формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийКомплектность АИИС КУЭ указана в таблице 18.
Таблица 18 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения потребителей ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» |
- |
1' |
Формуляр |
РЭС 13526821.4611.000 ФО |
1 |
Руководство по эксплуатации |
РЭС 13526821.4611.000 РЭ |
1 |
Примечание: 1. Состав конкретного экземпляра АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (типы и количество входящих средств измерений с указанием заводских номеров, а также технических устройств и программного обеспечения) приводится в формуляре на конкретный экземпляр АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» |
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения потребителей ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ». Формуляр» РЭС 13526821.4611.000 ФО.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 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;
РЭС 13526821.4611.000 ТУ Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для энергоснабжения потребителей ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ». Технические условия.
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГОСБЫТ» (ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»)
ИНН 7706284124
Юридический адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский пр-кт, д. 42, стр. 3, эт. 4, помещ. 7
Телефон: +7 (495) 926-99-00
Факс: +7 (495) 287-81-92
Изготовитель«РУСЭНЕРГОСБЫТ»
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
Испытательный центрответственностью
«Энергокомплекс»
Общество с ограниченной
(ООО «Энергокомплекс»)
ИНН 7444052356
Адрес места осуществления деятельности: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Комсомольская, д. 130, стр. 2, помещ. 1, ком. № 510
Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Марии Поливановой, д. 9, оф. 23 Телефон: +7 (351) 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 «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 9
Регистрационный № 95475-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Комплексы измерительно-вычислительные объема газа ТАУ-СГЭКР
Назначение средства измеренийКомплексы измерительно-вычислительные объема газа ТАУ-СГЭКР (далее - комплекс) предназначены для измерения объема и объемного расхода неагрессивного, сухого газа при рабочих и стандартных условиях (температура 293,15 К, давление 101,325 кПа), а также для измерения температуры, абсолютного давления и контроля технологических параметров (разности давлений, температуры при наличии преобразователей).
Описание средства измеренийПринцип действия комплекса основан на вычислении объема газа, приведенного к стандартным условиям, на основе измеренного счетчиком газа объема газа при рабочих условиях, а также температуры и давлении газа в трубопроводе, измеренных корректором и вычисленного или подстановочного значения коэффициента сжимаемости. Информация о рабочем объеме со счетчиков в корректор передается c помощью импульсного электрического сигнала.
Комплексы состоят из счетчика газа, корректора и коммутационных элементов. Опционально комплекс может включать преобразователь разности (перепада) давлений и дополнительный преобразователь температуры, входящие в состав корректора, для контроля технологических параметров.
В комплексе используется корректор объема газа ТАУ-ЭК (регистрационный номер 92613-24 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -ФИФОЕИ) или смарт корректор АКСИФЛОУ (регистрационный номер 93499-24 в ФИФОЕИ).
В зависимости от типа применяемого счетчика комплексы имеют два исполнения:
-
- ТАУ-СГЭКР-Т на базе счетчиков газа турбинных ТАУ-ТСГ (регистрационный номер 93082-24 в ФИФОЕИ), счетчиков газа СГ (регистрационный номер 14124-14 в ФИФОЕИ);
-
- ТАУ-СГЭКР-Р на базе счетчиков газа ротационных РВГ (регистрационный номер 87075-22 в ФИФОЕИ).
Корректор может быть смонтирован удаленно от счетчика газа. В случае установки корректора на стену (кронштейн) при заказе согласуется длина кабеля преобразователя температуры, импульсных трубок преобразователя давления и разности давлений, длина импульсного кабеля к датчикам импульсов. Комплекс может иметь исполнение с вертикальным расположением счетчика.
Температура газа измеряется термопреобразователем сопротивления Pt500 (500П) по ГОСТ 6651-2009, входящим в состав корректора и установленным в потоке газа. Давление газа измеряется преобразователем давления, входящим в состав корректора.
Комплексы обеспечивают выполнение следующих функций:
-
- измерение объема газа при рабочих условиях, температуры и давления газа;
-
- вычисление коэффициента сжимаемости по ГОСТ 30319.2-2015, ГОСТ Р 70927-2023;
-
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям;
и настроечных
и изменения
-
- обработку, отображение и хранение измеренной информации параметров комплекса;
-
- ведение архива потребления газа, нештатных ситуаций условно-постоянных величин;
-
- передачу измеренной и рассчитанной информации по цифровым интерфейсам;
-
- опционально измерение разности давлений и температуры для контроля технологических параметров;
-
- передачу данных по каналу GSM и выдачу на верхний уровень текущих и архивных данных (комплексы со смарт корректором АКСИФЛОУ).
Структура условного обозначения комплекса:
ТАУ-СГЭКР-[1]-[2]-[3]-[4]/[5], где:
ТАУ-СГЭКР - наименование комплекса;
-
[1] - обозначение применяемого счетчика: турбинный - Т, ротационный - Р;
-
[2] - верхний предел измерения абсолютного давления, МПа;
-
[3] - максимальный измеряемый объемный расход газа при рабочих условиях, определяемый установленным в состав комплекса счетчиком газа согласно его описанию типа, м3/ч;
-
[4] - наличие высокочастотного датчика импульсов ДИ-В - «В», при отсутствии датчика импульсов ДИ-В символ «В» отсутствует;
-
[5] - максимальное допустимое рабочее избыточное давление счетчика газа, МПа. Общий вид основных исполнений комплексов представлен на рисунке 1.
Знак поверки наносится путем давления на пломбы:
-
- на корректор путем пломбирования пластиковой крышки, закрывающей доступ к плате управления, клеммам подключения преобразователей давления и температуры, кнопке перевода в режим «Поверка», крышки импульсных входов с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы и путем нанесения знака поверки на специальную мастику;
-
- на счетчике газа путем пломбирования крышки счетного механизма счетчика с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы;
-
- в местах присоединения преобразователя температуры к корпусу счетчика газа с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы (за исключением случаев удаленного монтажа);
-
- в местах соединения импульсных линий преобразователя давления с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы (за исключением случаев удаленного монтажа);
-
- в месте присоединения датчика импульсов с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы.
Пломбу поставщика газа наносят:
-
- на ручку крана в открытом положении после выполнения монтажных работ;
-
- на места присоединения преобразователей температуры и давления в комплексах, имеющих в своем составе счетчики газа без предусмотренного места отбора температуры и давления, а также при удаленном монтаже корректора после выполнения монтажных работ.
Схемы пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунках 2, 3.
















Рисунок 1 - Общий вид основных исполнений комплексов
I

Место нанесения знака поверки
Место нанесения \ знака поверки
Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа корректора, обозначение места нанесения знака поверки

Рисунок 3 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа счетчика газа, обозначение места нанесения знака поверки
Заводской номер в виде 10 арабских цифр наносится методом термопечати, металлографики и/или гравировки на шильдик, расположенный на крепежной пластине корректора. Места нанесения заводского номера и знака утверждения типа представлены на рисунке 4.
Место НаНСйСЕГПЯ лрнолскот HrtMciw
Местй нйнееенпя -^еикя
утаеревденкя типа

Рисунок 4 - Место нанесения заводского номера и знака утверждения типа
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (далее - ПО) комплексов является встроенным ПО корректора и разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Идентификационные данные метрологически значимой части приведены в таблице 1. ПО комплекса защищено многоуровневой системой защиты, которая предоставляет доступ только уполномоченным пользователям и одновременно определяет, какие из данных пользователь может вводить или изменять. Уровни доступа пользователей задают доступ к изменению данных по паролю через пользовательские интерфейсы. Для защиты параметров, подлежащих калибровке, используется калибровочный замок, который открывается нажатием кнопки на плате, защищаемой пломбой поверителя.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 -
данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
Идентификационное наименование ПО |
AXIFLOW |
ТАУ-ЭК22 |
Номер версии ПО (VersM, ВерсМ) |
3.ХХ* |
1.ХХ* |
Цифровой идентификатор ПО (ChkM, ТестМ) |
51694** |
47614** |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC16 |
CRC32 |
* Номер версии состоит из двух частей: старшая часть (до точки) номер версии метрологически значимой части ПО, младшая часть - номер версии метрологически незначимой части. Контрольная сумма для метрологически значимой части ПО. |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование параметра |
Значение |
Диапазон объемного расхода при рабочих условиях*, м3/ч: | |
- исполнение ТАУ-СГЭКР-Т |
от 5 до 4000 |
- исполнение ТАУ-СГЭКР-Р |
от 0,4 до 650,0 |
Диапазон измерений абсолютного давления , МПа |
от 0,08 до 7,50 |
Диапазон измерений температуры газа, °С |
от -23 до +60 от -30 до +60 |
Диапазон измерений температуры для контроля технологических параметров (дополнительный преобразователь температуры), °С |
от -40 до +60 |
Диапазон измерений разности давлений , кПа |
от 0 до 40 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения объема газа при рабочих условиях, %: | |
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях | |
от Qмин до Qt |
+2,0 |
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях | |
от Qt до Qмакс включ. |
±1,0 |
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях | |
от ^^мин до Qмакс со счетчиками исполнения «2У» |
+0,9 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения абсолютного давления, % |
±0,35 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения температуры, % |
±0,1 |
Пределы допускаемой относительной погрешности приведения объема газа к стандартным условиям с учетом | |
погрешности измерения давления, температуры и вычисления коэффициента коррекции, % |
±0,37 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, без учета погрешности определения исходных данных для вычисления коэффициента сжимаемости, %: | |
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях | |
от Qмин до Qt |
±2,1 |
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях | |
от Qt до Qмакс включ. |
±1,1 |
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях | |
от ^^мин до Qмакс со счетчиками в исполнении «2У» |
±1,0 |
Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу измерений погрешности измерений разности давлений, %: | |
- основной |
±0,1 |
- дополнительной от изменения температуры | |
окружающей среды в диапазоне рабочих температур на каждые 10 °С |
±0,1 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры для контроля технологических параметров (дополнительный преобразователь температуры), °С |
±1 |
Наименование параметра |
Значение |
Нормальные условия измерений:
|
от +15 до +25 95 от 84,0 до 106,7 |
* Диапазон измерений объемного расхода комплекса при рабочих условиях определяется типоразмером применяемого счетчика. ** Диапазон измерений определяется диапазоном применяемого преобразователя давления (разности давлений). Примечание - Приняты следующие обозначения: ^^мин - минимальный объемный расход при рабочих условиях, м3/ч; Qt - значение переходного объемного расхода при рабочих условиях, которое зависит от типа счетчика, м3/ч; Qмакс - максимальный объемный расход при рабочих условиях, м3/ч. |
Таблица 3 - Основные технические
Наименование параметра |
Значение |
Измеряемая среда |
Природный газ по ГОСТ 5542-2022, пропан, аргон, азот, воздух и другие неагрессивные сухие газы |
Выходной импульсный сигнал:
|
30 100 4 |
Интерфейс связи |
RS-232/RS-485, оптический интерфейс по ГОСТ IEC 61107-2011, GSM* |
Параметры электрического питания:
|
7,2 9±0,9 |
Условия эксплуатации: **
|
от -40 до +60 95 от 84,0 до 106,7 |
Габаритные размеры исполнение ТАУ-СГЭКР-Т, мм, не более:
|
от 240 до 500 от 450 до 690 от 240 до 600 |
Габаритные размеры исполнение ТАУ-СГЭКР-Р, мм, не более:
|
от 240 до 520 от 480 до 545 от 305 до 530 |
Масса, кг, не более:
|
от 10,3 до 78,5 от 18 до 47 |
Наименование параметра |
Значение |
Маркировка взрывозащиты |
1 Ex ib IIB T4 Gb Х |
* Для комплексов со смарт корректором АКСИФЛОУ. ** Определяется характеристиками средств измерений, входящих в состав комплекса. Конкретное значение приводится в паспорте на комплекс. |
Таблица 4 - Показатели надежности
Наименование параметра |
Значение |
Средний срок службы, лет |
12 |
Средняя наработка на отказ, ч |
100000 |
наносится на шильдик, расположенный на крепежной пластине корректора, методом термопечати, металлографики и/или гравировки и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Комплекс измерительно-вычислительный объема газа ТАУ-СГЭКР |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
УРГП.407369.019 РЭ |
1 |
Паспорт* |
УРГП.407369.019 ПС |
1 |
Комплект монтажных частей |
- |
1** |
* В бумажной и/или электронной форме. Поставляется по заказу. |
приведены в п. 3 руководства по эксплуатации УРГП.407369.019 РЭ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.7.1);
Приказ Росстандарта от 11 мая 2022 г. № 1133 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа»;
Приказ Росстандарта от 31 августа 2021 г. № 1904 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений разности давлений до 1-105 Па»;
Приказ Росстандарта от 19 ноября 2024 г. № 2712 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;
Приказ Росстандарта от 6 декабря 2019 г. № 2900 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений абсолютного давления в диапазоне 1-10-1 - 1^107 Па»
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия;
УРГП.407369.019 ТУ «Комплексы измерительно-вычислительные объема газа ТАУ-СГЭКР. Технические условия».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «ТАУГАЗ» (ООО «ТАУГАЗ») ИНН 5243041600
Арзамас,
Арзамас,
Юридический адрес: 607222, Нижегородская обл., г.о. город Арзамас, г. ул. Рабочий Порядок, д. 14, помещ. 4
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «ТАУГАЗ» (ООО «ТАУГАЗ») ИНН 5243041600
Адрес: 607222, Нижегородская обл., г.о. город Арзамас, г. ул. Рабочий Порядок, д. 14, помещ. 4
Телефон: (831)235-70-10
E-mail: info@argze.ru
Испытательный центр«СТП»
Общество с ограниченной ответственностью Центр Метрологии (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 «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 9
Регистрационный № 95476-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Комплексы промышленного учета газа ПК-ТМ
Назначение средства измеренийКомплексы промышленного учета газа ПК-ТМ (далее - комплекс) предназначены для измерения объема и объемного расхода неагрессивного, сухого газа при рабочих и стандартных условиях (температура 20 °С, давление 101,325 кПа), а также для измерения температуры газа, абсолютного давления газа и контроля технологических параметров (разности (перепада) давлений и температуры окружающей среды при наличии соответствующих преобразователей).
Описание средства измеренийПринцип действия комплекса основан на вычислении объема газа, приведенного к стандартным условиям, на основе измеренного счетчиком газа объема газа при рабочих условиях, а также температуры и давлении газа, измеренных корректором и вычисленного или подстановочного значения коэффициента сжимаемости.
Комплексы состоят из счетчика газа, корректора и коммутационных элементов. Опционально комплекс может включать преобразователь разности (перепада) давлений и дополнительный преобразователь температуры, входящие в состав корректора, для контроля технологических параметров.
В комплексе используется корректор объема газа ТМ-07 (регистрационный номер 93381-24 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -ФИФОЕИ)).
В зависимости от типа применяемого счетчика комплексы имеют следующие исполнения:
-
- ПК-ТМ-Т1 на базе счетчика газа СГ (регистрационный номер 14124-14 в ФИФОЕИ);
-
- ПК-ТМ-Т2 на базе счетчика газа турбинного ТАУ-ТСГ (регистрационный номер 93082-24 в ФИФОЕИ);
-
- ПК-ТМ-Р1 на базе счетчика газа ротационного «ЭМИС-РГС 245» (регистрационный номер 58089-14 в ФИФОЕИ);
-
- ПК-ТМ-Р2 на базе счетчика газа ротационного ПРОМЕТР-Р (регистрационный номер 91948-24 в ФИФОЕИ).
Комплексы могут быть оснащены блоком телеметрии, при этом к обозначению исполнения добавляется «БТ» (например, ПК-ТМ-Т1.БТ).
Температура газа измеряется преобразователем температуры, входящим в состав корректора и установленным в потоке газа.
Давление газа измеряется преобразователем давления, входящим в состав корректора.
Корректор может быть смонтирован удаленно от счетчика газа. В случае выносного монтажа корректора при заказе согласуются длины кабелей измерительных преобразователей, датчика импульсов и коммутационных элементов.
Комплекс может иметь исполнение как с горизонтальным, так и с вертикальным расположением счетчика.
Направление потока газа комплекса может быть слева-направо, справа-налево, сверху-вниз, снизу-вверх.
Комплексы обеспечивают выполнение следующих функций:
-
- измерение объема газа при рабочих условиях;
-
- измерение температуры и давления газа;
-
- вычисление коэффициента сжимаемости по ГОСТ 30319.2-2015, ГОСТ Р 70927-2023;
-
- вычисление объема газа, приведенного к стандартным условиям;
-
- опционально измерение разности давлений и температуры для контроля технологических параметров;
-
- отображение и хранение измеренной информации и настроечных
комплекса;
-
- ведение архива потребления газа, нештатных ситуаций и условно-постоянных величин;
параметров
изменения
интерфейсу и проводному интерфейсу RS-485 связи, а также по беспроводному по каналу связи (для исполнений с блоком телеметрии) в системы сбора и обработки информации.
Общий вид основных исполнений комплексов представлен на рисунке 1. Схемы пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунках 2, 3.
Знак поверки наносится путем давления на пломбы:
-
- в корректоре пломбируют пластмассовый кожух, закрывающий доступ к электронной плате вычислителя, путем нанесения знака поверки на специальную мастику в чаше винтов крепления пластмассового кожуха (рисунок 2);
-
- на счетчике газа путем пломбирования крышки счетного механизма счетчика с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы (рисунок 3 позиция 1);
-
- в месте присоединения датчика импульсов с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы (рисунок 3 позиция 2);
-
- в местах присоединения преобразователя температуры газа к корпусу счетчика газа исключением случаев
-
-
- передачу измеренной и вычисленной информации по оптическому с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы (за удаленного монтажа) (рисунок 3 позиция 3);
-
- в местах соединения импульсных линий преобразователя с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы (за удаленного монтажа) (рисунок 3 позиция 4);
-
- в местах соединения импульсных линий преобразователя перепада давления с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы (за исключением случаев удаленного монтажа и/или монтажа с прямыми участками) (рисунок 3 позиция 5 и 6);
-
- в местах присоединения преобразователя температуры технологических параметров к гильзе с помощью проволоки и свинцовой (пластмассовой) пломбы (за исключением случаев удаленного монтажа) (рисунок 3 позиция 7).
абсолютного давления исключением случаев

Комплекс ПК-ТМ-Р1

Комплекс ПК-ТМ-Р2

Комплекс ПК-ТМ-Т1
Рисунок 1 - Общий

Комплекс ПК-ТМ-Т2
вид основных исполнений комплексов

Знак поверки
Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа корректора объема газа ТМ-07, обозначение места нанесения знака поверки
!К1 i
мз i^jeoSpajaSitTV/f alke:pe^s^}ss газе
ЕГ-с
ZBJ 7
/ji^HVpao!^/Item oapai (о(}ца»&^
пел S
ftp fpea^xtjnSafi^ pfppnaai f^utes/Msf .
J >
- г
liOJ Й
HO/>peoi^io3sSaf№3ie /i^jenoij daSo^tje (tnaiCHOMif
/«и J
на снев}ча>(е газа
f&. J
mta
fV3 2
■l
4} ^чике
Рисунок 3 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа счетчика газа, обозначение места нанесения знака поверки
Заводской номер в виде 10 или 11 арабских цифр наносится методом термопечати, металлографики и/или гравировки на шильдик, расположенный на крепежной пластине корректора. Места нанесения заводского номера и знака утверждения типа представлены на рисунке 4.
Знак утверждения типа

Рисунок 4 - Место нанесения заводского номера и знака утверждения типа

Место нанесения заводского номера
Программное обеспечение (далее - ПО) комплексов является встроенным ПО корректора.
ПО корректоров защищено многоуровневой системой защиты, реализованной в виде уровней доступа. Уровни доступа пользователей задают доступ к изменению данных по паролю через пользовательские интерфейсы. Для защиты параметров, подлежащих калибровке, используется калибровочный замок, который открывается нажатием кнопки на плате, защищаемой пломбой поверителя.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 -
данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
TM-07 |
Номер версии ПО |
1.XXXXXX* |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
0X9937C36** |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
* Идентификационное наименование состоит из двух частей: старшая часть (до точки) номер версии метрологически значимой части ПО, младшая часть - номер версии метрологически незначимой части. Контрольная сумма для метрологически значимой части. |
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 -
Наименование параметра |
Значение |
Диапазон объемного расхода при рабочих условиях*, м3/ч: | |
- исполнение ПК-ТМ-Т1 |
от 5 до 4000 |
- исполнение ПК-ТМ-Т2 |
от 5 до 2500 |
- исполнение ПК-ТМ-Р1 |
от 0,4 до 1600 |
- исполнение ПК-ТМ-Р2 |
от 0,5 до 650 |
Диапазон измерений абсолютного давления**, МПа |
от 0,08 до 7,50 |
Диапазон измерений температуры газа, °С |
от -40 до +60 |
Диапазон измерений температуры для контроля технологических параметров (дополнительный преобразователь температуры), °С |
от -40 до +60 |
Диапазон измерений разности давлений , кПа |
от 0 до 40 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения объема газа при рабочих условиях, %: | |
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях | |
от Qмин до Qt |
+2,0 |
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях от Qt | |
до Qмакс включ. |
±1,0 |
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях | |
от ^^мин до Qмакс для исполнения ПК-ТМ-Т2 модификации «У» |
+0,9 |
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях | |
от ^^мин до Qt для исполнения ПК-ТМ-Р1 модификации «У» |
±1,5 |
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях | |
от Qt до Qмакс включ. для исполнения ПК-ТМ-Р1 модификации «У» |
±0,6 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения абсолютного давления, % |
±0,25; ±0,15*** |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения температуры, % |
±0,1 |
Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления объема газа, приведенного к стандартным условиям, % |
±0,01 |
___________________Наименование параметра___________________ Пределы допускаемой относительной погрешности измерения объема газа, приведенного к стандартным условиям, без учета погрешности определения исходных данных для вычисления коэффициента сжимаемости, %:
-
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях от Qмин до Qt
-
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях от Qt до Q макс включ.
-
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях от ^^мин до Qмакс для исполнения ПК-ТМ-Т2 модификации «У»
-
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях от ^^мин до Qt для исполнения ПК-ТМ-Р1 модификации «У»
-
- в диапазоне объемных расходов при рабочих условиях от Qt до Qмакс включ. для исполнения ПК-ТМ-Р1 модификации «У»
Значение
±0,25
±0,1
Пределы допускаемой приведенной к верхнему пределу измерений погрешности измерения разности (перепада) давлений, %___________
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения температуры для контроля технологических параметров, %
* Диапазон измерений объемного расхода комплекса при рабочих условиях определяется типоразмером применяемого счетчика.
** Диапазон измерений определяется диапазоном применяемого преобразователя давления (разности давлений).
*** Выбирается при заказе.
Примечание - Приняты следующие обозначения:
Qmuh - минимальный объемный расход при рабочих условиях, м3/ч;
Qt - значение переходного объемного расхода при рабочих условиях, которое зависит от типа счетчика, м3/ч;
Qмакс - максимальный объемный расход при рабочих условиях, м3/ч.
Таблица 3 - Основные технические
Наименование параметра |
Значение |
Измеряемая среда |
Природный газ по ГОСТ 5542-2022, воздух и другие неагрессивные сухие газы |
Частота импульсного сигнала от счетчика газа, Г ц, не более |
8 |
Интерфейсы связи |
графический (дисплей); оптический; проводной RS-485; беспроводной (опционально) |
Параметры электрического питания:
|
3,6 от 5 до 9 |
Условия эксплуатации: *
|
от -40 до +60 95 от 84,0 до 106,7 |
Наименование параметра |
Значение |
Габаритные размеры исполнение ПК-ТМ-Р1, мм, не более: | |
- длина |
от 130 до 680 |
- ширина |
от 300 до 930 |
- высота |
от 400 до 810 |
Габаритные размеры исполнение ПК-ТМ-Р2, мм, не более: | |
- длина |
от 170 до 250 |
- ширина |
от 300 до 660 |
- высота |
от 520 до 590 |
Габаритные размеры исполнение ПК-ТМ-Т1, мм, не более: | |
- длина |
от 240 до 2200 |
- ширина |
от 270 до 595 |
- высота |
от 500 до 2200 |
Габаритные размеры исполнение ПК-ТМ-Т2, мм, не более: | |
- длина |
от 150 до 2350 |
- ширина |
от 330 до 710 |
- высота |
от 517 до 2370 |
Масса, кг, не более: - исполнение ПК-ТМ-Т1 |
от 17 до 182 |
- исполнение ПК-ТМ-Т2 |
от 20 до 201 |
- исполнение ПК-ТМ-Р1 |
от 10 до 150 |
- исполнение ПК-ТМ-Р2 |
от 15 до 55 |
* Определяется характеристиками средств измерений, входящих в состав комплекса. | |
Конкретное значение приводится в паспорте на комплекс. |
Таблица 4 - Показатели надежности
Наименование параметра |
Значение |
Средний срок службы, лет |
12 |
наносится на шильдик, расположенный на крепежной пластине корректора, методом термопечати, металлографики и/или гравировки и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Комплексы промышленного учета газа ПК-ТМ |
ТМР.407279.400 |
1 |
Руководство по эксплуатации* |
ТМР.407279.400 РЭ |
1 |
Паспорт* |
ТМР.407279.400 ПС |
1 |
* В бумажной и/или электронной форме. |
ГОСТ Р 8.740-2023 «Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем газа. Методика (метод) измерений с применением турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению ФР.1.29.2023.46993.
методики измерений единства
измерений
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.7.1);
Приказ Росстандарта от 11 мая 2022 г. № 1133 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа»;
Приказ Росстандарта от 19 ноября 2024 г. № 2712 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;
Приказ Росстандарта от 6 декабря 2019 г. № 2900 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений абсолютного давления в диапазоне 1-10-1 - 1^107 Па»;
Приказ Росстандарта от 31 августа 2021 г. № 1904 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений разности давлений до 1-105 Па»;
ТМР.407279.400 ТУ «Комплексы промышленного учета газа ПК-ТМ. Технические условия».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «Техномер» (ООО «Техномер»)
ИНН 5243026514
Юридический адрес: 607220, Нижегородская обл., г. Арзамас, ул. Калинина, д. 68 Телефон:(83147) 7-66-74, факс (83147) 7-66-74
E-mail: info@tehnomer.ru
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «Техномер» (ООО «Техномер») ИНН 5243026514
Адрес: 607220, Нижегородская обл., г. Арзамас, ул. Калинина, д. 68 Телефон:(83147) 7-66-74, факс (83147) 7-66-74
E-mail: info@tehnomer.ru
Испытательный центрОбщество 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 «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 9
Регистрационный № 95477-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал АО «Кузбассэнерго» - «Кемеровская теплосетевая компания»
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал АО «Кузбассэнерго» - «Кемеровская теплосетевая компания» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измеренийАИИС 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 по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - 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 по тексту - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе блока коррекции времени ЭНКС-2 (далее по тексту - УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ) и программное обеспечение (далее по тексту - ПО) программный комплекс (далее по тексту -ПК) «Энергосфера».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
в составе
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер АИИС КУЭ верхнего - второго уровня системы.
обработка мощности
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию, получаемую посредством интеграции и/или в формате XML-макетов в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet, от АИИС КУЭ утвержденного типа.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК).
Сервер АИИС КУЭ оснащен УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемников. Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения более ±0,1 с (программируемый параметр) сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ равного ±2 с (программируемый параметр) и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Заводской номер (№ 026) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером в составе уровня ИВК.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 -
данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Метрологические и технические характеристикиСостав 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 |
Счетчик |
УССВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ВРУ-0,4 кВ ПНС-2, ввод 1 0,4 кВ |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. №37610-08 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17 |
ЭНКС-2 Per. №37328-15 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,5 |
2 |
ВРУ-0,4 кВ ПНС-2, ввод 2 0,4 кВ |
ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. №37610-08 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±3,0 ±5,5 | |
3 |
ПС 35 кВ Авторемзаводская №34, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.7, КЛ-10 кВ ф. 10-34-7 |
ТОЛ Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Per. № 47959-16 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. №831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 | |
4 |
ПС 35 кВ Авторемзаводская №34, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.Ю, КЛ-10 кВ ф. 10-34- 10 |
ТОЛ Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Per. № 47959-16 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. №831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±4,0 ±6,9 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Примечания:
-
1 Характеристики погрешности ПК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
-
3 Погрешность в рабочих условиях указана созф = 0,8 инд 1=0,02(0,05)-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ПК от - 40 до + 60 °C.
-
4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения. Per. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
-
5 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 метрологических характеристик.
-
6 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
-
7 Допускается замена сервера АПИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
-
8 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений.
-
9 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
4 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -45 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, оС |
от -40 до +70 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
120000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
- при отключении питания, год, не менее |
30 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, 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:
-
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
-
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
-
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
-
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
-
- перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
-
- журнал сервера:
-
- изменение значений результатов измерений;
-
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
-
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
-
- пропадание питания;
-
- замена счетчика;
-
- полученные с уровней ИИК «Журналы событий». Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера;
информации при хранении,
передаче,
-
- защита на программном уровне 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).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ |
6 |
Трансформаторы тока |
ТШП-0,66 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
Блок коррекции времени |
ЭНКС-2 |
1 |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
Паспорт-формуляр |
ТЕРЦ.100.00.026 ПФ |
1 |
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал АО «Кузбассэнерго» - «Кемеровская теплосетевая компания», аттестованном ФБУ «Нижегородский ЦСМ», г. Нижний Новгород, уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц Росаккредитации 01.00269-2013.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ПравообладательАкционерное общество «Кузбассэнерго» (АО «Кузбассэнерго») ИНН 4200000333
Юридический адрес: 650000, г. Кемерово, пр-кт Кузнецкий, д .7, эт. 3
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «ТЕРЦИУС» (ООО «ТЕРЦИУС») ИНН 3702268237
Адрес: 153000, г. Иваново, ул. Почтовая, д. 9/37, оф. 4
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «ЛЕММА» (ООО «ЛЕММА») ИНН 6658513154
Адрес: 620028, г Екатеринбург, б-р Верх-Исетский, д. 13, лит. «Н», помещ. № 22, помещ. № 26
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314006.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 95478-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа
БПТГ-3000 блока подготовки топливного газа Омбинского месторождения
Назначение средства измеренийСистема измерений количества и параметров свободного нефтяного газа БПТГ-3000 блока подготовки топливного газа Омбинского месторождения (далее - СИКГ) предназначена для измерений объёма и объёмного расхода газа, приведённого к стандартным условиям (температура плюс 20 °C, абсолютное давление 0,101325 МПа).
Описание средства измеренийПринцип действия СИКГ: блоки преобразователя-усилителя расходомеров-счетчиков ультразвуковых, используя сигналы пьезоэлектрических преобразователей, первичного преобразователя температуры и первичного преобразователя давления, измеряют температуру, давление, объёмный расход измеряемой среды при рабочих условиях и вычисляют объёмный расход и объем газа, приведённый к стандартным условиям.
Монтаж и наладка СИКГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКГ и её компоненты. СИКГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта.
Состав СИКГ с измерительными компонентами представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКГ
Наименование и тип средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Расходомеры-счетчики ультразвуковые ИРВИС-Ультра мод. ИРВИС-Ультра-Пn16-DN80-ВП (В комплект входит сенсор абсолютного давления ICS 86-1,7 МПа) |
74731-19 |
Термометры сопротивления из платины технические ТПТ-17 мод. ТПТ-17-2 |
46155-10 |
В состав СИКГ входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утверждённых типов.
СИКГ, заводской номер 006/01, располагается на территории газопоршневой электростанции Омбинского месторождения, блок подготовки газа БПТГ-3000: РФ, Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Нефтеюганский район, Омбинское месторождение добычи нефти, район КНС-2. Заводской номер в виде цифрового обозначения указан на информационной табличке, установленной на стене блока измерительных линий, типографским способом. Пломбирование СИКГ не предусмотрено. Нанесение знака поверки на СИКГ не предусмотрено.
Общий вид СИКГ представлен на рисунке 1. Информационная табличка приведена на рисунке 2.

заводского
Рисунок 2 - Место нанесения заводского номера
Рисунок 1 - Общий вид СИКГ
Программное обеспечение (далее - ПО) является встроенным ПО блока интерфейса и питания и блока преобразователя усилителя. ПО СИКГ реализовано на базе ПО расходомера-счетчика ИРВИС. Метрологические характеристики СИКГ нормированы с учётом влияния программного обеспечения на результаты измерений.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) | |
Идентификационное наименование ПО |
РИ |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
98х |
Цифровой идентификатор ПО |
0X233EAABE |
Примечание — Последняя цифра трехзначного номера версии ПО относится к обозначению метрологически незначимой части ПО. |
Метрологические и технические характеристики
Таблица 3 -
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон объёмного расхода газа, приведённого к стандартным условиям, м3/ч |
от 30 до 7000 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения объёма и объёмного расхода, приведённого к стандартным условиям, % |
±2,5 % |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных линий |
2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
Диапазон измерений объёмного расхода при рабочих условиях по одной измерительной линии, м3/ч |
от 3,3 до 553,0 |
Характеристики измеряемой среды:
|
от +5 до +40 от 0,4 до 1,7 |
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С |
от +5 до +36 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКГ типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа БПТГ-3000 блока подготовки топливного газа Омбинского месторождения |
1 | |
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 |
приведены в документе «Инструкция «Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа БПТГ-3000 блока подготовки топливного газа Омбинского месторождения», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2021.40606.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.6);
Приказ Росстандарта от 11 мая 2022 г. № 1133 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа».
Правообладательответственностью
«Альянс-Энерджи»
Общество с ограниченной
(ООО «Альянс-Энерджи»)
ИНН 7709843116
Юридический адрес: 119034, г. Москва, вн.тер.г. муниципальный округ Хамовники, ул. Остоженка, д. 28
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «Научно-Производственное Предприятие
«Индустрия» (ООО «НПП «Индустрия»)
ИНН 5638072478
Адрес: 123376, г. Москва, ул. Рочдельская, д. 14Б, стр. 2, оф. 1
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской и Курганской областях, Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, Ямало-Ненецком автономном округе» (ФБУ «Тюменский ЦСМ»)
Адрес: 625027, Тюменская обл., г.о. город Тюмень, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88
Телефон: (3452) 500-532
E-mail: info@csm72.ru
Web-сайт: https://тцсм.рф
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311495.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 95479-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Мерники металлические 1-го разряда SERIES «М»
Назначение средства измеренийМерники металлические 1-го разряда SERIES «М» (далее - мерники) предназначены для измерения, хранения и передачи единицы объема жидкости. Может применяться для передачи единицы объёма жидкости и вместимости при статических измерениях рабочим эталонам 2 разряда и средствам измерений методами непосредственного сличения и сличения при помощи компаратора.
Описание средства измеренийПринцип работы мерников основан на измерении объема жидкости при наполнении мерников и определении количества жидкости, находящейся в мерниках, по отметке шкалы, соответствующей нижнему краю уровня жидкости в водомерной трубке (метод налива). Вместимость поверяемой меры вместимости также определяют, наполняя жидкостью из поверяемой меры вместимости мерник (метод слива).
Мерники состоят из вертикального цилиндрического сосуда с измерительной горловиной в верхней части и приваренным патрубком с краном для слива поверочной жидкости в нижней части. Мерники изготовлены из коррозионно-стойкой (нержавеющей) стали не взаимодействующей с поверочной жидкостью. Контроль объёма жидкости, налитой в мерники, осуществляется по мерной линейке. Мерники выставляются по пузырьковому уровню на корпусе мерника вращением винтов опор.
Общий вид мерника представлен на рисунке 1.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерения объема жидкости, конструкцией мерников предусмотрена установка пломб, несущих на себе знак поверки, который наносится методом давления на свинцовые (пластмассовые) пломбы, установленные на проволоках, пропущенных через специальные отверстия в сливных с заводским номером 11-52792-02, указатели уровня. Схема установки обозначение места нанесения знака мерников нанесены на маркировочных табличках, установленных на цилиндрической стенке мерников, методом гравировки. Заводские номера 11-52792-02, 08-47880.
кранах и отверстия на шкалах мерников. У мерника в дополнение к перечисленному выше, пломбируются пломб для защиты от несанкционированного доступа, поверки представлены на рисунке 2. Заводские номера

Место нанесения заводского номера
Место нанесения знака утверждения типа
Рисунок 1 - Общий вид мерника

Рисунок 2 - Места установки пломб после поверки
Метрологические и технические характеристикиТаблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Номинальная вместимость при температуре плюс 20 °С, дм3 |
40 |
Значение верхней отметки шкалы при температуре плюс 20 °С, дм3 |
0,3 |
Значение нижней отметки шкалы при температуре плюс 20 °С, дм3 |
-0,3 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при температуре 20 °С (доверительные границы суммарной погрешности), % |
± 0,02 |
Цена деления шкалы мерного стекла, дм3 |
0,004 |
Таблица 2 - Основные технические
Наименование характеристики |
Значение |
Измеряемая среда |
вода |
Условия эксплуатации:
|
от 10 до 30 от 30 до 80 от 84 до 106 от 10 до 30 |
Габаритные размеры не более, мм:
|
1100 1145 |
Масса не более, кг |
19 |
Таблица 3 - Показатели надёжности
Наименование характеристики |
Значение |
Средний срок службы, лет |
20 |
наносится на шкалы мерников методом наклейки и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 4 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество, экз./шт. |
Мерник эталонный 1 -го разряда |
SERIES «М» |
1 |
Паспорт |
010.00.00 ПС |
1 |
изложены в разделе 4 «Методика измерений» паспорта 010.00.00 ПС.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ 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».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Уренгой» (ООО «Газпром добыча Уренгой»)
ИНН 8904034784
Юридический адрес: 629305, Ямало-Ненецкий автономный округ, г.о. город Новый
Уренгой, г. Новый Уренгой, ул. Железнодорожная, д. 8
ИзготовительФирма «Seraphin Test Measure Co.», США Адрес: 30 Indel Ave. Rancocas, NJ 08073, USA
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской и Курганской областях, Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, Ямало-Ненецком автономном округе» (ФБУ «Тюменский ЦСМ»)
Адрес: 625027, Тюменская обл., г.о. город Тюмень, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88
Телефон: (3452) 500-532
E-mail: info@csm72.ru
Web-сайт: https://тцсм.рф
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311495.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 11
Регистрационный № 95480-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Измерители температуры Verdo TR
Назначение средства измеренийИзмерители температуры Verdo TR (далее - измерители) предназначены для измерений температуры жидких, газообразных, сыпучих сред и поверхности твердых тел.
Описание средства измеренийПринцип действия измерителей основан на измерении температуры с помощью внешнего преобразователя термоэлектрического (далее также - термопара), который создает электродвижущую силу (далее также - ЭДС) при возникновении разности температур между горячим спаем и свободными концами термопары, и последующем преобразовании выходных электрических сигналов термопары вторичным измерительным преобразователем, а также отображении измеренных значений на жидкокристаллическом индикаторе (далее также -дисплей).
Конструктивно измерители состоят из вторичного измерительного преобразователя, состоящего из пластикового корпуса с дисплеем, в комплекте с термопарой Verdo TR-K-S (стандартная термопара с номинальной статической характеристикой (далее также - НСХ) типа «К» по ГОСТ Р 8.585-2001). По отдельному заказу в комплект измерителей могут входить следующие термопары типа «К» по Verdo TR1203-K, Verdo TR1204-K, Verdo TR1208-K.
преобразователи выпускаются в 7 исполнениях
ГОСТ Р 8.585-2001: Verdo TR1201-K, Verdo TR1202-K,
Verdo TR1205-K, Verdo TR1206-K, Verdo TR1207-K,
Вторичные измерительные
Verdo TR1101, Verdo TR1102, Verdo TR1103, Verdo TR1104, Verdo TR1105, Verdo TR1106, Verdo TR1107, отличающихся конструктивными особенностями, метрологическими и техническими характеристиками
Вторичные измерительные преобразователи могут работать автономно с термопарами типов «К» или «J» по ГОСТ Р 8.585-2001.
Заводской номер в виде цифрового кода вторичных измерительных преобразователей наносится любым технологическим способом на маркировочную наклейку на заднюю панель корпуса вторичных измерительных преобразователей.
Заводской номер в виде цифрового кода термопар наносится любым технологическим способом на маркировочную наклейку на рукоятку термопар.
Общий вид вторичных измерительных преобразователей с указанием места нанесения знака утверждения типа и места нанесения заводского номера представлен на рисунках 1-2. Общий вид термопар с указанием места нанесения заводского номера представлен на рисунке 3. Места нанесения знака утверждения типа и заводского номера могут отличаться от указанных и ограничиваются корпусом вторичных измерительных преобразователей и термопар. Нанесение знака поверки на измерители в обязательном порядке не предусмотрено. Пломбирование мест настройки (регулировки) измерителей не предусмотрено.


а) исполнение Verdo TR1101
б) исполнение Verdo TR1102


в) исполнение Verdo TR1103
г) исполнение Verdo TR1104


д) исполнение Verdo TR1105
е) исполнение Verdo TR1106

ж) исполнение Verdo TR1107
Рисунок 1 - Общий вид передней панели вторичных измерительных преобразователей

а) исполнение Verdo TR1101
б) исполнение Verdo TR1102

в) исполнение Verdo TR1103
г) исполнение Verdo TR1104

Место нанесения заводского номера
д) исполнение Verdo TR1105
Место нанесения знака утверждения типа

е) исполнение Verdo TR1106

Место нанесения заводского номера
Место нанесения знака утверждения типа
ж) исполнение Verdo TR1107
Рисунок 2 - Общий вид задней панели вторичных измерительных преобразователей с указанием места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера

(стандартная термопара типа «К»)
б) Verdo TRI20I-K



ж) Verdo TR1206-K
з) Verdo TRI207-K

Рисунок 3 - Общий вид термопар с указанием места нанесения заводского номера
Программное обеспечение (далее - ПО) вторичных измерительных преобразователей измерительных дополнительно
состоит из встроенного и внешнего ПО (внешнее ПО только для вторичных преобразователей исполнения Verdo TRII07), устанавливаемого на персональный компьютер.
ПО устанавливается на предприятии-изготовителе, недоступно
пользователю и не подлежит изменению на протяжении всего времени функционирования вторичных измерительных преобразователей.
Конструкция вторичных измерительных преобразователей исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.
Встроенное ПО является метрологически значимым. Внешнее ПО является метрологически незначимым.
Метрологические характеристики вторичных измерительных преобразователей нормированы с учетом влияния ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с рекомендациями Р 50.2.077-20I4.
Идентификационные данные метрологически значимого ПО измерителей приведены в таблице I.
Таблица 1 -
данные ПО
Идентификационные данные |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
- |
Номер версии (идентификационный номер ПО), не ниже | |
- для исполнения Verdo TR1101 |
1.0 |
- для исполнения Verdo TR1102 |
1.0 |
- для исполнения Verdo TR1103 |
1.32 |
- для исполнения Verdo TR1104 |
1.32 |
- для исполнения Verdo TR1105 |
3.5 |
- для исполнения Verdo TR1106 |
3.3 |
- для исполнения Verdo TR1107 |
3.5 |
Цифровой идентификатор ПО |
- |
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики вторичных измерительных преобразователей исполнений Verdo TRII0I, Verdo TRII02
Наименование характеристики |
Значение для исполнений Verdo TR1101 и Verdo TR1102 |
Диапазон измерений температуры при использовании термопар с НСХ типа «К» по ГОСТ Р 8.585-2001, °С |
от -75 до +1200 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры (только для вторичного измерительного преобразователя) Лблок, °С |
±(0,002-|t| + 2) |
Разрешающая способность (цена единицы младшего разряда) дисплея вторичного измерительного преобразователя для поддиапазонов измерений температуры, °С:
|
0,1 1 |
Примечание - t - измеренное значение температуры, °С. |
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазоны измерений температуры при использовании термопар с НСХ по ГОСТ Р 8.585-2001, °С:
|
от -196 до +1365 от -196 до +1190 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры (только для вторичного измерительного преобразователя) Лблок, °С |
±(O,0O2^|t| + 2) |
Разрешающая способность (цена единицы младшего разряда) дисплея вторичного измерительного преобразователя для поддиапазонов измерений температуры, °С:
|
0,1 1 |
Примечание - t - измеренное значение температуры, °С. |
Таблица 4 - Метрологические характеристики вторичных измерительных преобразователей исполнений Verdo TR1104
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазоны измерений температуры при использовании термопар с НСХ по ГОСТ Р 8.585-2001, °С:
|
от -75 до +1200 от -75 до +1190 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры (только для вторичного измерительного преобразователя) Лблок, °С |
±(0,002^|t| + 2) |
Разрешающая способность (цена единицы младшего разряда) дисплея вторичного измерительного преобразователя для поддиапазонов измерений температуры, °С:
|
0,1 1 |
Примечание - t - измеренное значение температуры, °С. |
Таблица 5 - Метрологические характеристики вторичных измерительных преобразователей исполнений Verdo TR1105, Verdo TR1106, Verd
Наименование характеристики |
Значение для исполнений Verdo TR1105, Verdo TR1106 и Verdo TRII07 |
Разрешающая способность (цена единицы младшего разряда) дисплея вторичного измерительного преобразователя для поддиапазонов измерений температуры, °С: - от -75 до -100 включ. |
1 |
- св. -100 до +999,9 включ. |
0,1 |
- св. +999,9 до +1200 включ. |
1 |
Примечание - t - измеренное значение температуры, °С. |
Пределы допускаемой суммарной абсолютной погрешности измерителей (вторичный измерительный преобразователь в комплекте с термопарой) Лт, °С, вычисляются по формуле: Ат = ±^Аблок2 + Атп^,
o TR1107
Наименование характеристики |
Значение для исполнений Verdo TR1105, Verdo TR1106 и Verdo TR1107 |
Диапазоны измерений температуры при использовании термопар с НСХ по ГОСТ Р 8.585-2001, °С:
|
от -75 до +1200 от -75 до +1190 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры (только для вторичного измерительного преобразователя), Лблок, °С:
|
±(0,002-|t| + 3) ±(0,01-|t| + 4) |
Таблица 6 - Метрологические характеристики термопар из комплекта измерителей: Verdo TR-K-S (стандартная термопара типа «К»), Verdo TR1201-K, Verdo TR1202-K, Verdo TR1203-K, Verdo TR1204-K, Verdo TR1205-K, Verdo TR1206-K, Verdo TR1207-K, Verdo TR1208-K
Наименование характеристики
Verdo TR-K-S
Значение для исполнения
Verdo TR1201-K |
Verdo TR1202-K |
Verdo TR1203-K |
Verdo TR1204-K |
Verdo TR1205-K |
Verdo TR1206-K |
Verdo TR1207-K |
Verdo TR1208-K |
Условное обозначение НСХ по
ГОСТ Р 8.585-2001 Диапазон измерений температуры, °C Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры (термопары) Атп, °C

от -20 до +200

от -50 до +500
от -50 до +1000
±2 или ±0,03 111 (выбирается большее значение)
Примечание -1 - измеренное значение температуры, °C.
Таблица 7 - Основные технические характеристики вторичных измерительных преобразователей исполнений Verdo TR1101, Verdo TRI 102,
Verdo TRI 103, Verdo TRI 104, Verdo TRI 105, Verdo TRI 106, Verdo TRI 107
Наименование характеристики |
Значение для исполнения | ||||||
TR1101 |
TR1102 |
TR1103 |
TR1104 |
TR1105 |
TR1106 |
TR1107 | |
Количество измерительных каналов, шт. |
1 |
2 |
1 |
2 |
1 |
2 |
4 |
Напряжение питания постоянного тока, В |
3,0 |
4,5 | |||||
Габаритные размеры (высотахдлинахширина), мм, не более |
130x59x29 |
152x55x33 |
177x70x35 | ||||
Размер экрана (длинахширина), мм, не более |
34x31 |
37x41 |
53x44 | ||||
Масса, г, не более (без учета батарей) |
100 |
125 |
189 |
Наименование характеристики |
Значение для исполнения | ||||||
TR1101 |
TR1102 |
TR1103 |
TR1104 |
TR1105 |
TR1106 |
TR1107 | |
Рабочие условия измерений: - температура окружающей среды, °C |
от -10 до +50 | ||||||
- относительная влажность при температуре окружающей среды +25 °C, %, не более |
80 |
Таблица 8 - Основные технические характеристики термопар: Verdo TR-K-S (стандартная термопара типа «К»), Verdo TR1201-K, Verdo TR1202-K, Verdo TR1203-K, Verdo TR1204-K, Verdo TR1205-K, Verdo TR1206-K, Verdo TR1207-K, Verdo TR1208-K
Наименование характеристики |
Значение для исполнения | ||||||||
Verdo TR-K-S |
Verdo TR1201-K |
Verdo TR1202-K |
Verdo TRI 203-К |
Verdo TR1204-K |
Verdo TR1205-K |
Verdo TR1206-K |
Verdo TR1207-K |
Verdo TR1208-K | |
Вид термопары |
Стандартная |
Погружная |
Поверхностная |
Поверхностная |
Поверхностная |
Погружная |
Погружная |
Погружная |
Погружная |
Общая длина (без кабеля), мм, не более |
- |
345 |
188 |
263 |
330 |
365 |
675 |
1175 | |
Длина зонда, мм, не более |
- |
160 |
- |
90 |
160 |
190 |
500 |
1000 | |
Диаметр наконечника зонда, мм, не более |
1 |
3 |
18 |
16 |
8 | ||||
Размер рукоятки (диаметр х длина), мм |
- |
30x130 | |||||||
Длина кабеля, мм, не более |
1000 |
1500 |
Таблица 9 - Показатели надежности
Наименование характеристики |
Значение |
Средний срок службы, лет |
7 |
Средняя наработка до отказа, ч |
5000 |
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом и на маркировочную наклейку на корпусе измерителей любым технологическим способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 10 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Измеритель температуры Verdo TR 1) |
- |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 экз. |
Батарея электропитания |
- |
шт. 2) |
|
приведены в разделе 4 «Порядок работы» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ Р 8.585-2001 «Государственная система обеспечения единства измерений. Термопары. Номинальные статические характеристики преобразования»;
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 июля 2023 г. № 1520 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19 ноября 2024 г. № 2712 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений температуры»;
«Измерители температуры Verdo TR. Стандарт предприятия».
ПравообладательSuzhou TASI Electronics Co., Ltd., Китай
Адрес юридического лица: 5th Floor, Building 5, No. 317, Mudong Road, Wuzhong District, Suzhou City, Jiangsu Province, China
ИзготовительSuzhou TASI Electronics Co., Ltd., Китай
Адрес: 5th Floor, Building 5, No. 317, Mudong Road, Wuzhong District, Suzhou City, Jiangsu Province, China
Испытательный центрответственностью
«РАВНОВЕСИЕ»
Общество с ограниченной (ООО «РАВНОВЕСИЕ»)
Адрес юридического лица: 117105, г. Москва, ш. Варшавское, д. 1, стр. 1-2, эт. 1, помещ. 1, оф. в005, к. 21
Адрес места осуществления деятельности: 117630, г. Москва, ш. Старокалужское, д. 62, эт. 1, помещ. I, ком. 55, 72, 73, 74, 75
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314471.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 14
Регистрационный № 95481-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Измерители сопротивления изоляции VERDO
Назначение средства измеренийИзмерители сопротивления изоляции VERDO (далее - измерители) предназначены для измерений сопротивления изоляции, напряжения переменного тока, напряжения постоянного тока, частоты переменного тока, электрического сопротивления постоянному току.
Описание средства измеренийПринцип действия измерителей при измерении сопротивления изоляции основан на измерении силы постоянного тока, протекающего через измеряемое сопротивление, при приложении испытательного напряжения постоянного тока заданной величины. Принцип действия измерителей при измерении напряжения переменного тока, напряжения постоянного тока, частоты переменного тока, электрического сопротивления постоянному току основан на аналого-цифровом преобразовании входных сигналов в цифровой код. Измеренные значения сигналов проходят последующую математическую обработку с отображением измеренных значений на жидкокристаллическом индикаторе (далее - ЖКИ). Результаты измерений могут быть сохранены во внутренней памяти измерителей.
Конструктивно измерители выполнены в прямоугольных корпусах из пластика.
Основные узлы измерителей: преобразователь напряжения, измеритель тока, аналого-цифровой преобразователь, микроконтроллер, ЖКИ, импульсный преобразователь.
На лицевой панели расположены входные разъемы, ЖКИ, функциональные клавиши, поворотный переключатель режимов работы (только для модификаций VERDO IH6101, VERDO IH6102, VERDO IH6301).
На тыльной панели находится отсек для батареи питания.
Управление процессом измерений осуществляется при помощи встроенного микроконтроллера. Высокое испытательное напряжение формируется импульсным преобразователем из напряжения питания. Измерители имеют несколько диапазонов установки выходного напряжения.
По отношению сопротивлений изоляции, измеренных через 60 и 15 секунд после начала измерений измерители рассчитывают коэффициент диэлектрической абсорбции (DAR). По отношению сопротивлений изоляции, измеренных через 10 и 1 минуту после начала измерений измерители рассчитывают индекс поляризации (PI).
Для выбора режима измерений и выходного напряжения в измерителях используются поворотный переключатель и функциональные кнопки.
Измерители снабжены функциями удержания показаний, подсветки ЖКИ, индикации заряда батареи питания.
Измерители выпускаются в модификациях VERDO IH6101, VERDO IH6102, VERDO IH6201, VERDO IH6301, отличающихся конструктивным исполнением, метрологическими и техническими характеристиками.
Общий вид измерителей с указанием места нанесения знака утверждения типа, места нанесения серийного номера представлен на рисунке 1. Нанесение знака поверки на измерители в обязательном порядке не предусмотрено. Пломбирование мест настройки (регулировки) измерителей не предусмотрено.
Цветовая гамма корпуса измерителей может быть изменена по решению изготовителя в одностороннем порядке.

Место нанесения знака утверждения типа
а) вид спереди VERDO IH6101, VERDO IH6102

а) вид сзади VERDO IH6101, VERDO IH6102
Рисунок 1 - Общий вид измерителей модификации VERDO IH610, VERDO IH6102 с указанием места нанесения знака утверждения типа и места нанесения серийного номера
Место нанесения серийного номера
Место нанесения знака утверждения типа
Место нанесения серийного номера

а) вид спереди VERDO IH6201
б) вид сзади VERDO IH6201
Рисунок 2 - Общий вид измерителей модификаций VERDO IH6201, с указанием места нанесения знака утверждения типа и места нанесения серийного номера

Место нанесения серийного номера
Место нанесения знака утверждения типа

Рисунок 3 - Общий вид измерителей модификации VERDO IH6301 с указанием места нанесения знака утверждения типа, места нанесения серийного номера
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (далее - ПО) измерителей состоит из встроенного ПО.
ПО устанавливается на предприятии-изготовителе, недоступно пользователю и не подлежит изменению на протяжении всего времени функционирования измерителей.
Конструкция измерителей исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.
ПО является метрологически значимым.
Метрологические характеристики измерителей нормированы с учетом влияния ПО. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с рекомендациями Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные значимого ПО измерителей приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
- |
Номер версии (идентификационный номер ПО), не ниже |
1.0.0.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
- |
Таблица 2 - Метрологические характеристики в режиме измерений сопротивления изоляции измерителей модификации VERDO IH6101
Номинальное значение испытательного напряжения постоянного тока, U, В1)
Поддиапазоны измерений сопротивления изоляции
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.))
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений сопротивления изоляции, МОм, ГОм
Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений сопротивления изоляции, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений, на каждый 1 °С, МОм, ГОм
50
100
250
500
1000
от 0,01 до 19,99 МОм от 20,0 до 50,0 МОм от 0,01 до 19,99 МОм от 20,0 до 100,0 МОм от 0,01 до 19,99 МОм от 20,0 до 199,9 МОм от 200 до 250 МОм от 0,01 до
-
19.99 МОм от 20,0 до 199,9 МОм от 200 до 500 МОм от 0,1 до
199,9 МОм от 200 до 999 МОм от 1,00 до
-
4.99 ГОм от 5,00 до 10,00 ГОм
0,01 МОм
0,1 МОм
0,01 МОм
0,1 МОм
0,01 МОм
0,1 МОм
1 МОм
0,01 МОм
0,1 МОм
1 МОм
0,1 МОм
1 МОм
0,01 ГОм
0,01 ГОм
±(0,03^R+5 е.м.р.)
±(0,03^R+5 е.м.р.)
±(0,03^R+5 е.м.р.)
±(0,03^R+5 е.м.р.)
±(0,03^R+5 е.м.р.)
±(0,03^R+5 е.м.р.)
±(0,03^R+5 е.м.р.)
±(0,03^R+5 е.м.р.)
±(0,03^R+5 е.м.р.)
±(0,03^R+5 е.м.р.)
±(0,03^R+5 е.м.р.)
±(0,03^R+5 е.м.р.)
±(0,03-R+0,1 ГОм)
±(0,1-R+0,2 ГОм)
1) Диапазон установки испытательного напряжения от U до 1,2-U, В. Примечание - R - измеренное значение сопротивления изоляции, МОм, ГОм.

Номинальное значение испытательного напряжения постоянного тока, U, В1) |
Поддиапазоны измерений сопротивления изоляции |
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.)) |
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений сопротивления изоляции, МОм, ГОм |
250 |
от 0,01 до 19,99 МОм |
0,01 МОм |
±(0,03^R+5 е.м.р.) |
от 20,0 до 199,9 МОм |
0,1 МОм |
±(0,03^R+5 е.м.р.) | |
от 200 до 250 МОм |
1 МОм |
±(0,03^R+5 е.м.р.) | |
500 |
от 0,01 до 19,99 МОм |
0,01 МОм |
±(0,03^R+5 е.м.р.) |
от 20,0 до 199,9 МОм |
0,1 МОм |
±(0,03^R+5 е.м.р.) | |
от 200 до 500 МОм |
1 МОм |
±(0,03^R+5 е.м.р.) | |
1000 |
от 0,01 до 19,99 МОм |
0,01 МОм |
±(0,03^R+5 е.м.р.) |
от 20,0 до 199,9 МОм |
0,1 МОм |
±(0,03^R+5 е.м.р.) | |
от 200 до 1000 МОм |
1 МОм |
±(0,03^R+5 е.м.р.) | |
2500 |
от 1,00 до 19,99 МОм |
0,01 МОм |
±(0,03^R+5 е.м.р.) |
от 20,0 до 199,9 МОм |
0,1 МОм |
±(0,03^R+5 е.м.р.) | |
от 200 до 1999 МОм |
1 МОм |
±(0,03^R+5 е.м.р.) | |
от 2,00 до 19,99 ГОм |
0,01 ГОм |
±(0,05^R+0,2 ГОм) | |
от 20,0 до 100,0 ГОм |
0,1 ГОм |
±(0,1-R+2 ГОм) |
Пределы допускаемой абсолютной
дополнительной погрешности измерений сопротивления изоляции, вызванной изменением
температуры окружающей среды от нормальных условий измерений, на каждый 1 °С, МОм, ГОм
1) Диапазон установки испытательного напряжения от U до 1,2-U, В. Примечание - R - измеренное значение сопротивления изоляции, МОм, ГОм.

Поддиапазоны измерений напряжения переменного тока, В |
Частота, Гц |
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.)), В |
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений напряжения переменного тока, В |
Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений напряжения переменного тока, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений, на каждый 1 °С, В |
от 0,1 до 199,9 |
50, 60 |
0,1 |
±(0,015^U+5 е.м.р.) |
±0,05 |
от 200 до 750 |
1 |
±(0,015^U+5 е.м.р.) |
±0,05 |
Примечание - U - измеренное значение напряжения переменного тока, В.
Таблица 5 - Метрологические характеристики в режиме измерений напряжения постоянного тока измерителей модификаций VERDO IH6101 и VERDO IH6102
Поддиапазоны измерений напряжения постоянного тока, В |
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.)), В |
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений напряжения постоянного тока, В |
Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений напряжения постоянного тока, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений, на каждый 1 °С, В |
от 0,1 до 199,9 |
0,1 |
±(0,005^U+5 е.м.р.) |
±0,05 |
от 200 до 1000 |
1 |
±(0,005^U+5 е.м.р.) |
±0,05 |
Примечание - U - измеренное значение напряжения постоянного тока, В. |
Таблица 6 - Метрологические характеристики в режиме измерений электрического сопротивления постоянному току измерителей модификаций VERDO IH6101 и VERDO IH6102
Поддиапазоны измерений электрического сопротивления постоянному току, Ом |
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.)) |
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений электрического сопротивления постоянному току, Ом |
Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений электрического сопротивления постоянному току, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений, на каждый 1 °С, Ом |
от 0,01 до 19,99 |
0,01 Ом |
±(0,01-R+5 е.м.р.) |
±0,05 |
от 20,0 до 200,0 |
0,1 Ом |
±(0,01-R+5 е.м.р.) |
±0,05 |
Примечание - R - измеренное значение электрического сопротивления постоянному току, Ом. |
Номинальное значение испытательного напряжения постоянного тока, U, В1) |
Поддиапазоны измерений сопротивления изоляции |
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.)) |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сопротивления изоляции, МОм, ГОм, ТОм |
250 |
от 0,1 до 99,9 МОм |
0,1 МОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) |
от 100 до 999 МОм |
1 МОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) | |
от 1,00 до 9,99 ГОм |
0,01 ГОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) | |
от 10,0 до 49,9 ГОм |
0,1 ГОм |
±(0,1-R+5 е.м.р.) | |
от 50,0 до 99,9 ГОм |
0,1 ГОм |
±(0,2^R+10 е.м.р.) | |
от 100 до 250 ГОм |
1 ГОм |
±(0,2^R+10 е.м.р.) | |
500 |
от 0,1 до 99,9 МОм |
0,1 МОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) |
от 100 до 999 МОм |
1 МОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) | |
от 1 до 9,99 ГОм |
0,01 ГОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) | |
от 10,0 до 49,9 ГОм |
0,1 ГОм |
±(0,1-R+5 е.м.р.) | |
от 50,0 до 99,9 ГОм |
0,1 ГОм |
±(0,2^R+10 е.м.р.) | |
от 100 до 500 ГОм |
1 ГОм |
±(0,2^R+10 е.м.р.) | |
1000 |
от 0,1 до 99,9 МОм |
0,1 МОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) |
от 100 до 999 МОм |
1 МОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) | |
от 1 до 9,99 ГОм |
0,01 ГОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) | |
от 10,0 до 99,9 ГОм |
0,1 ГОм |
±(0,1-R+5 е.м.р.) | |
от 100 до 499 ГОм |
1 ГОм |
±(0,1-R+5 е.м.р.) | |
от 500 до 1000 ГОм |
1 ГОм |
±(0,3-R+10 е.м.р.) | |
2500 |
от 0,1 до 99,9 МОм |
0,1 МОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) |
от 100 до 999 МОм |
1 МОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) | |
от 1,00 до 9,99 ГОм |
0,01 ГОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) | |
от 10,0 до 99,9 ГОм |
0,1 ГОм |
±(0,1-R+5 е.м.р.) | |
от 100 до 499 ГОм |
1 ГОм |
±(0,1-R+5 е.м.р.) | |
от 500 до 999 ГОм |
1 ГОм |
±(0,3-R+10 е.м.р.) | |
от 1,00 до 2,50 ТОм |
0,01 ТОм |
±(0,3-R+10 е.м.р.) | |
5000 |
от 0,1 до 99,9 МОм |
0,1 МОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) |
от 100 до 999 МОм |
1 МОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) | |
от 1,00 до 9,99 ГОм |
0,01 ГОм |
±(0,05^R+3 е.м.р.) | |
от 10,0 до 99,9 ГОм |
0,1 ГОм |
±(0,1-R+5 е.м.р.) | |
от 100 до 999 ГОм |
1 ГОм |
±0,2-R | |
от 1,00 до 5,00 ТОм |
0,01 ТОм |
±(0,3-R+10 е.м.р.) |
1) Диапазон установки испытательного напряжения от U до 1,2-U, В. Примечание - R - измеренное значение сопротивления изоляции, МОм, ГОм, ТОм.
Таблица 8 - Метрологические характеристики в режиме измерений напряжения переменного
тока измерителей модификации VERDO IH6201 | |||
Диапазон измерений напряжения переменного тока, В |
Частота, Гц |
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.)), В |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений напряжения переменного тока, В |
от 30 до 600 |
50, 60 |
1 |
±(0,02^U+3 е.м.р.) |
Примечание - U - измеренное значение напряжения переменного тока, В. |
Поддиапазоны измерений напряжения постоянного тока, В |
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.)), В |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений напряжения постоянного тока, В |
от -600 до -30 |
1 |
±(0,02^U+3 е.м.р.) |
от 30 до 600 |
1 |
±(0,02^U+3 е.м.р.) |
Примечание - U - измеренное значение напряжения постоянного тока, В. |
Таблица 10 - Метрологические характеристики в режиме измерений сопротивления изоляции измерителей модификации VERDO IH6301

100
Номинальное
напряжения постоянного тока, U, В1)
значение
испытательного
Поддиапазоны измерений сопротивления изоляции |
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.)) |
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений сопротивления изоляции, МОм, ГОм |
от 0,01 до 19,99 МОм |
0,01 МОм |
±(0,015^R+5 е.м.р.) |
от 20,0 до 49,9 МОм |
0,1 МОм |
±(0,015^R+5 е.м.р.) |
от 50 до 199 МОМ |
1 МОм |
±(0,05^R+5 е.м.р.) |
от 0,20 до 0,49 ГОм |
0,01 ГОм |
±(0,05^R+5 е.м.р.) |
от 0,5 до 1,0 ГОм |
0,1 ГОм |
±(0,1-R+5 е.м.р.) |
от 0,01 до 19,99 МОм |
0,01 МОм |
±(0,015^R+5 е.м.р.) |
от 20,0 до 99,9 МОм |
0,1 МОм |
±(0,015^R+5 е.м.р.) |
от 100 до 499 МОм |
1 МОм |
±(0,05^R+5 е.м.р.) |
от 0,51 до 0,99 ГОм |
0,01 ГОм |
±(0,1<R+5 е.м.р.) |
от 1,0 до 2,0 ГОм |
0,1 ГОм |
±(0,1<R+5 е.м.р.) |
Пределы допускаемой абсолютной
дополнительной погрешности измерений сопротивления изоляции, вызванной изменением
температуры окружающей среды от нормальных условий измерений, на каждый 1 °С, МОм, ГОм
±0,1
Номинальное значение испытательного напряжения постоянного тока, U, В1)
Поддиапазоны измерений сопротивления изоляции
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.))
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений сопротивления изоляции, МОм, ГОм
Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений сопротивления изоляции, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений, на каждый 1 °С, МОм, ГОм
250
500
1000
от 0,01 до 19,99 МОм от 20,1 до 199,9 МОм от 200 до 499 МОм от 0,50 до 0,99 ГОм от 1,0 до 5,0 ГОм
от 0,01 до
-
19.99 МОм от 20,0 до
-
199.9 МОм от 200 до 499 МОм от 0,50 до 0,99 ГОм от 1,0 до 10,0 ГОм от 0,01 до
-
99.99 МОм от 100,0 до
-
999.9 МОм
от 1,00 до 1,99 ГОм от 2,0 до 9,9 ГОм от 10 до 20 ГОм от 21 до 100 ГОм
0,01 МОм
0,1 МОм
1 МОм
0,01 ГОм
0,1 ГОм
0,01 МОм
0,1 МОм
1 МОм
0,01 ГОм
0,1 ГОм
0,01 МОм
0,1 МОм
0,01 ГОм
0,1 ГОм
1 ГОм
1 ГОм
±(0,015^R+5 е.м.р.)
±(0,015^R+5 е.м.р.)
±(0,05^R+5 е.м.р.)
±(0,05^R+5 е.м.р.)
±(0,1-R+5 е.м.р.)
±(0,015^R+5 е.м.р.)
±(0,015^R+5 е.м.р.)
±(0,015^R+5 е.м.р.)
±(0,05^R+5 е.м.р.)
±(0,1-R+5 е.м.р.)
±(0,015^R+5 е.м.р.)
±(0,015^R+5 е.м.р.)
±(0,015^R+5 е.м.р.)
±(0,05^R+5 е.м.р.)
±(0,1-R+5 е.м.р.)
±0,2-R
1) Диапазон установки испытательного напряжения от U до 1,2-U, В. Примечание - R - измеренное значение сопротивления изоляции, МОм, ГОм.
±0,1
Диапазон измерений напряжения переменного тока, В |
Частота, Гц |
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.)), В |
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений напряжения переменного тока, В |
Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений напряжения переменного тока, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений, на каждый 1 °С, В |
от 1,0 до 600,0 |
50, 60 |
0,1 |
±(0,015^U+5 е.м.р.) |
±0,1 |
Примечание - U - измеренное значение напряжения переменного тока, В. |
Таблица 12 - Метрологические характеристики в режиме измерений напряжения постоянного тока измерителей модификации VERDO IH6301
Поддиапазоны измерений напряжения постоянного тока, В |
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.)), В |
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений напряжения постоянного тока, В |
Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений напряжения постоянного тока, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений, на каждый 1 °С, В |
от -600,0 до -0,1 |
0,1 |
±(0,015^U+5 е.м.р.) |
±0,1 |
от 0,1 до 600,0 |
0,1 |
±(0,015^U+5 е.м.р.) |
±0,1 |
Примечание - U - измеренное значение напряжения постоянного тока, В. |
Таблица 13 - Метрологические характеристики в режиме измерений электрического сопротивления постоянному току измерителей модификации VERDO IH6301
Диапазон измерений электрического сопротивления постоянному току, Ом |
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.)) |
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений электрического сопротивления постоянному току, Ом |
Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений электрического сопротивления постоянному току, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений, на каждый 1 °С, Ом |
от 0,01 до 200,00 |
0,01 Ом |
±(0,02^R+5 е.м.р.) |
±0,1 |
Примечание - R - измеренное значение электрического сопротивления постоянному току, Ом. |
Диапазон измерений частоты переменного тока, Гц |
Разрешение (единица младшего разряда (е. м. р.)) |
Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений частоты переменного тока, Гц |
Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений частоты переменного тока, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальных условий измерений, на каждый 1 °С, Гц |
от 1,0 до 1000,0 |
0,1 Гц |
±(0,001<F+3 е.м.р.) |
±0,1 |
Примечания:
|
Таблица 15 -
Наименование характеристики |
Значение |
Нормальные условия измерений:
|
от +18 до +28 от 30 до 80 |
Таблица 16 - Основные технические
Наименование характеристики |
Значение |
Параметры электрического питания: - напряжение постоянного тока, В - для модификации VERDO IH6102 |
12 |
- для модификации VERDO IH6101 |
9 |
- для модификации VERDO IH6201 |
12 |
- для модификации VERDO IH6301 |
6 |
Габаритные размеры (высота^длина^ширина), мм, не более: - для модификаций VERDO IH6101 и VERDO IH6I02 |
65x180x140 |
- для модификации VERDO IH6201 |
121x284x221 |
- для модификации VERDO IH6301 |
55,0x189,0x93,8 |
Масса, кг, не более: - для модификаций VERDO IH6101 и VERDO IH6102 (без батареи электропитания) |
0,90 |
- для модификации VERDO IH6201 (с батареей электропитания) |
2,50 |
- для модификации VERDO IH6301 (с батареей электропитания) |
0,45 |
Рабочие условия измерений: - температура окружающей среды, °С |
от 0 до +40 |
- относительная влажность при температуре +30 °С, %, не более |
85 |
Таблица 17 - Показатели надежности
Наименование характеристики |
Значение |
Средняя наработка на отказ, ч |
10000 |
Средний срок службы, лет |
5 |
Таблица 18 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Измеритель сопротивления изоляции VERDO |
1 шт. | |
Руководство по эксплуатации |
1 экз. | |
Измерительные щупы |
1 компл. | |
Измерительные зажимы |
1 компл. | |
Сумка для переноски |
1 шт. 1) | |
1) По заказу |
приведены в разделе 7 «Выполнение основных измерений» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 июля 2023 г. № 1520 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 августа 2023 г. № 1706 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений переменного электрического напряжения до от 1 • 10’1 до 2-109 Гц»;
1000 В в диапазоне частот
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 г. № 3456 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока»;
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2360 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»;
«Измерители сопротивления изоляции VERDO. Стандарт предприятия».
Guilin Huayi Peakmeter Technology Co.,
Адрес юридического лица: No. 15-3
Guilin 541199, China
Ltd, Китай
Xingyuan Road, Sitang Town, Lingui District,
Ltd, Китай
Guilin Huayi Peakmeter Technology Co.,
Адрес: No. 15-3 Xingyuan Road, Sitang Town, Lingui District, Guilin 541199, China
Испытательный центрответственностью
«РАВНОВЕСИЕ»
Общество с ограниченной (ООО «РАВНОВЕСИЕ»)
Адрес юридического лица: 117105, г. Москва, ш. Варшавское, д. 1, стр. 1-2, эт. 1, помещ. 1, оф. в005, к. 21
Адрес места осуществления деятельности: 117630, г. Москва, ш. Старокалужское, д. 62, эт. 1, помещ. I, ком. 55, 72, 73, 74, 75
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314471.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 4
Регистрационный № 95488-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Осадкомеры Третьякова О-1
Назначение средства измеренийОсадкомеры Третьякова О-1 (далее - осадкомеры) предназначены для измерений количества атмосферных осадков.
Описание средства измеренийКонструктивно осадкомеры состоят из двух приемных сосудов, планочной защиты, основания, кронштейна и мерного стакана СО-200. Приемный сосуд представляет собой металлический цилиндр, перегороженный усеченной диафрагмой с отверстием для стока. С наружной стороны цилиндра припаян носик для слива собранных осадков. Для уменьшения испарения атмосферных осадков из приемного сосуда в летнее время отверстие диафрагмы прикрывается воронкой с небольшим отверстием в центре. Приемный сосуд устанавливается на кронштейне основания. Собранные в приемный сосуд атмосферные осадки сливаются в мерный стакан СО-200. Значения количества атмосферных осадков отсчитываются со шкалы мерного стакана СО-200 и суммируются по количеству замеров. Для защиты от ветра на осадкомер крепится планочная защита. Общий вид осадкомеров с указанием составных частей представлен на рисунке 1. Общий вид приемных сосудов осадкомеров представлен на рисунке 2.
Принцип действия осадкомеров основан на измерении количества собранных атмосферных осадков при помощи измерительной шкалы, нанесенной на мерный стакан СО-200 осадкомеров. Каждое деление мерного стакана СО-200 соответствует 2 см3 жидких атмосферных осадков или слою жидких атмосферных осадков в приемном сосуде высотой 0,1 мм.
Нанесение знака поверки на осадкомеры не предусмотрено. Заводской номер, состоящий из четырех арабских цифр, наносится ударно-точечным способом на паспортную табличку, прикрепленную к основанию (тагану) осадкомера, и на приемные сосуды методом тиснения. Место нанесения заводского номера на осадкомеры представлено на рисунках 1, 2; место нанесения знака утверждения типа на осадкомеры представлено на рисунке 2.
Пломбирование осадкомеров не предусмотрено.

1
- приемный сосуд, 2 - планочная защита, 3 - носик для слива собранных осадков, 4 - основание (таган), 5 - мерный стакан СО-200, 6 - место нанесения заводского номера
Рисунок 1 - Общий вид осадкомеров Третьякова О-1 с указанием составных частей, а также с указанием места нанесения заводского номера

1 - Место нанесения заводского номера
2 - Место нанесения заводского номера и знака утверждения типа
Рисунок 2 - Общий вид приемных сосудов осадкомеров Третьякова О-1 с указанием мест нанесения заводского номера и знака утверждения типа
Метрологические и технические характеристикиТаблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений количества атмосферных осадков, мм |
от 0,2 до 320,0 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений количества атмосферных осадков, мм |
±(0,1+0,01-X*) |
*Х - измеренное значение количества атмосферных осадков, мм |
Таблица 2 - Технические
Наименование характеристики |
Значение |
Диаметр приемного сосуда осадкомера, мм |
159,6±0,2 |
Вместимость приемного сосуда осадкомера, л |
3,2±0,2 |
Приемная площадь приемного сосуда осадкомера, см2 |
200,0 |
Число делений мерного стакана СО-200 |
100 |
Цена деления мерного стакана СО-200, см3 |
2 |
Габаритные размеры, мм, не более: -высота |
600 |
-диаметр |
1040 |
Масса, кг, не более |
12,8 |
Условия эксплуатации: -температура воздуха, °C |
от -70 до +45 |
-относительная влажность воздуха, % |
от 30 до 98 |
Таблица 3 - Показатели надежности
Наименование характеристики |
Значение |
Средняя наработка до отказа, ч, не менее |
10000 |
Средний срок службы, лет |
8 |
наносится на поверхность приемного сосуда осадкомеров методом тиснения и на титульный лист Паспорта ОИЭ ОТр4311-002-01,02,03 «Осадкомер Третьякова О-1. Паспорт» типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 4 - Комплектность осадкомеров
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Осадкомер Третьякова |
О-1 |
1 шт. |
Паспорт |
ОИЭ ОТр4311-002-01,02,03 |
1 экз. |
приведены в документе ОИЭ ОТр4311-002-01,02,03 «Осадкомер Третьякова О-1. Паспорт», раздел «Рекомендации при эксплуатации осадкомера».
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийТУ 4311-001-55536779-2020 «Осадкомеры Третьякова О-1. Технические условия».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «Эколог-Юг» (ООО «Эколог-Юг») ИНН 6161034629
Юридический адрес: 344023, г. Ростов-на-Дону, ул. Врубовая, д. 32Б Телефон: 8 (863)2-930-419
E-mail: info@ ecolog-ug.com
Web-сайт: www.ecolog-ug.com
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «Эколог-Юг» (ООО «Эколог-Юг») ИНН 6161034629
Адрес: 344023, г. Ростов-на-Дону, ул. Врубовая, д. 32Б
Телефон: 8 (863)2-930-419
E-mail: info@ ecolog-ug.com
Web-сайт: www.ecolog-ug.com
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева» (ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19
Телефон: (812) 251-76-01
Факс: (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 «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 11
Регистрационный № 95489-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения АО «ННПО имени М.В. Фрунзе»
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения АО «ННПО имени М.В. Фрунзе» (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 измеренийАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер, программный комплекс (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с:
-
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с. активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;
-
- средняя на интервале времени 30 мин. активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.
Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчиках, либо на сервере.
Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) с электронно-цифровой подписью ООО «РТ-Энерго» в виде макетов XML формата 80020, 80040, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером или АРМ энергосбытовой организации по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Сервер также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с зарегистрированными в Федеральном информационном фонде АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML формата 80020, 80040, 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 3. СОЕВ включает в себя УСВ, шкалы времени сервера и счетчиков.
УСВ сравнивает собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сравнение шкалы времени сервера с УСВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения.
Шкала времени счетчиков синхронизируется от шкалы времени сервера. Сравнение шкалы времени счетчиков и сервера происходит при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±1 с (параметр программируемый).
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 АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Заводской номер АИИС КУЭ ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения АО «ННПО имени М.В. Фрунзе» нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода на корпусе сервера ИВК. Дополнительно заводской номер 100 указывается в формуляре.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПК от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПК приведены 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 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК ЛИИС КУЭ
G О S о к |
Наименование ИК |
тт |
TH |
Счетчик |
Сервер/УСВ |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ПС 110 кВ Мыза, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ6 кВ, ф. 601 |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 1261-02 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12 |
Dell ЕМС PowerEdge R640 УСВ-3 Per. № 64242-16 |
2 |
ПС 110 кВ Мыза, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ6 кВ, ф. 612 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 1261-59 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12 | |
3 |
ПС 110 кВ Мыза, ЗРУ-6 кВ, 2 СП! 6 кВ, ф. 617 |
ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5 1000/5 Per. № 1261-02 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12 | |
4 |
ПС 110 кВ Мыза, КРУН-6 кВ, 3 СП! 6 кВ, ф. 631 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 800/5 Per. № 2473-69 Фазы: А; С |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12 | |
5 |
КТП-8 6 кВ, СП! 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ 13-1-2 0,4 кВ |
ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Per. №28139-07 Фазы: А; В; С |
— |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-08 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
КТП-7 6 кВ, СП! 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ 13-1-2 0,4 кВ |
ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Per. №28139-07 Фазы: А; В; С |
— |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-08 |
7 |
ТП-3 6 кВ Корпус 4, РУ-6 кВ, 1 СП! 6 кВ, яч. 11 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 1261-59 Фазы: А; С |
НТМК-6-48 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 323-49 Фазы: АВС |
ТЕЗООО.ОЗ Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 77036-19 |
8 |
ТП-3 6 кВ Корпус 4, РУ-6 кВ, 2 СП! 6 кВ, яч. 12 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 1261-59 Фазы: А; С |
НТМК-6-48 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 323-49 Фазы: АВС |
ТЕЗООО.ОЗ Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 77036-19 |
9 |
ТП-2 6 кВ Квазар, РУ-0,4кВ, 1 СП! 0,4 кВ, ф. 13 |
ТТЕ-Р 88 Кл.т. 0,5 800/5 Per. №73622-18 Фазы: А; В; С |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 64450-16 |
10 |
ТП-2 6 кВ Квазар, РУ-0,4кВ, 2 СП! 0,4 кВ, ф. 14 |
ТТЕ-Р 88 Кл.т. 0,5 800/5 Per. №73622-18 Фазы: А; В; С |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 64450-16 |
11 |
ВРУ-0,4 кВ ООО ВВИК, ввод 0,4 кВ |
Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,5S 100/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С |
— |
Меркурий 234 ARTM-03 PB.G Кл.т. 0,58/1,0 Per. №48266-11 |
Dell ЕМС
PowerEdge R640
УСВ-3
Per. № 64242-16
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
12 |
КТП-5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СП! 0,4 кВ, РЩ-0,4 кВ |
Т-0,66 М УЗ Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 36382-07 Фазы: А; В; С |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18 |
13 |
ЦрП 6 кВ Кварц, РУ-бкВ, 1 СП! 6 кВ, яч. 5 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 2363-68 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 831-53 Фазы: АВС |
ТЕЗООО.ОЗ Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 77036-19 |
14 |
ЦрП 6 кВ Кварц, РУ-бкВ, 2 СП! 6 кВ, яч. 8 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 2363-68 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 831-53 Фазы: АВС |
ТЕЗООО.ОЗ Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 77036-19 |
15 |
ЦрП 6 кВ Кварц, РУ-бкВ, 1 СП! 6 кВ, яч. 17 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 2363-68 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 831-53 Фазы: АВС |
ТЕЗООО.ОЗ Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 77036-19 |
16 |
ЦрП 6 кВ Кварц, РУ-бкВ, 2 СП! 6 кВ, яч. 18 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 2363-68 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 831-53 Фазы: АВС |
ТЕЗООО.ОЗ Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 77036-19 |
17 |
РУ-0,4 кВ нежилого помещения, ЩЭ №1 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
— |
— |
Меркурий 230 ART-02 PQR8IN Кл.т. 1,0/2,0 Per. № 23345-07 |
Dell ЕМС
PowerEdge R640
УСВ-3
Per. № 64242-16
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
18 |
РУ-0,4 кВ нежилого помещения, ЩЭ №2 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
— |
— |
Меркурий 230 ART-01 PQRSIN Кл.т. 1,0/2,0 Per. № 23345-07 |
19 |
РУ-0,4 кВ нежилого помещения, ЩЭ №3 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ |
— |
— |
Меркурий 230 ART-01 PQRSIN Кл.т. 1,0/2,0 Per. № 23345-07 |
20 |
РУ-0,4 кВ нежилого помещения, ЩЭ №4 0,4, ввод 0,4 кВ |
— |
— |
Меркурий 230 ART-01 PQRSIN Кл.т. 1,0/2,0 Per. № 23345-07 |
21 |
ТП-2 6 кВ Кварц, РУ-0,4 кВ, 2 СП! 0,4 кВ ф. 18 |
ТТЕ-А Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 73808-19 Фазы: А; В; С |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 |
Dell ЕМС
PowerEdge R640
УСВ-3
Per. № 64242-16
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 2, при условии, что Предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
-
3 Допускается замена У СВ на аналогичное утвержденного типа.
-
4 Допускается замена сервера ИВК без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
-
5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
1-4 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
3,0 4,8 |
7, 8, 13-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
5, 6, 9, 10, 12 21 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,6 |
17-20 |
Активная Реактивная |
1,0 2,0 |
|
11 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,3 5,7 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Л), с |
5 | ||
П р и м е ч а н и я
|
1 |
2 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
для счетчиков типа Меркурий 234, ТЕ3000: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
Федеральном информационном фонде 36697-12), ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчика типа Меркурий 230: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
150000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
Федеральном информационном фонде 36697-08): | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСВ: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
для сервера ИВК: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: | |
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М, | |
ПСЧ-4ТМ.05МК, ТЕ3000: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее |
113 |
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
для счетчиков типов Меркурий 234: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее |
170 |
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
для счетчиков типа Меркурий 230: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее |
85 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
для сервера ИВК: | |
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 типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийКомплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ 10 |
4 |
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
8 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 У3 |
3 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 М У3 |
3 |
Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ |
ТТИ-60 |
6 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТТЕ-А |
3 |
Трансформаторы тока измерительные разъемные |
ТТЕ-Р 88 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
2 |
1 |
2 |
3 |
Трансформаторы напряжения измерительные, трехфазные, двухобмоточные, с масляным заполнением, стационарные, с номинальным напряжением 6000 и 3000 В |
НТМК-6-48 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные - измерители ПКЭ |
ТЕ3000 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
4 |
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 234 |
1 |
Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
Меркурий 230 |
4 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
Сервер ИВК |
Dell EMC PowerEdge R640 |
1 |
Методика поверки |
— |
1 |
Формуляр |
68072726.411711.100.ФО |
1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения АО «ННПО имени М.В. Фрунзе», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «РТ-Энергоэффективность» (ООО «РТ-Энерго»)
ИНН 7729663922
Юридический адрес: 115054, г. Москва, Стремянный пер., д. 11
Телефон: (499) 426-00-96
E-mail: info@rtenergy.ru
Web-сайт: www.rtenergy.ru
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «ЭСО-96» (ООО «ЭСО-96»)
ИНН 7718660052
Адрес: 115432, г. Москва, вн.тер.г. м. о. Даниловский, пр-д 2-й Кожуховский, д. 29, к. 5, помещ. 1/6
Телефон: (985) 822-71-17
E-mail: eso-96@inbox.ru
Испытательный центрОбщество 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.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК ____________________Наименование характеристики 1
Значение
Количество ИК________________________
Нормальные условия: параметры сети:
напряжение, % от Uном сила тока, % от Iном для ИК № 11 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 № 11 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Гц
температура окружающей среды в месте расположения
ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера ИВК, °С
2
21
от 95 до 105
от 1 до 120
от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +21 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 +40
от +15 до +25
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 95496-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Сканеры лазерные трехмерные Персей-3D
Назначение средства измерений
Сканеры лазерные трехмерные Персей-3D (далее - сканеры)
предназначены для измерений габаритных размеров по полученному в процессе сканирования массиву точек объектов.
Описание средства измерений
Принцип работы сканера заключается в автоматическом пространственного положения точек окружающих объектов и дальнейшем трёхмерной модели сканируемых окружающих объектов в виде облака точек.
Сканеры состоят из измерительного блока (лазерного датчика) на
определении
построении
поворотной платформе и шкафа управления, соединённых кабелями передачи данных и электропитания. Измерительный блок представляет собой алюминиевый корпус, вмещающий импульсный лазерный дальномер, оптико-зеркальную поворотно-отклоняющую систему, электрический привод и датчик угла поворота. Данные с измерительного блока передаются в шкаф управления, где осуществляется их обработка и хранение.
Сканеры выпускаются одной модификации: GS-PERS3D-V16.
Пломбирование корпуса сканера от несанкционированного доступа не предусмотрено. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Общий вид маркировочной таблички сканера представлен на рисунке 1.
Общий вид сканеров приведен на рисунке 2. Заводской номер в виде буквенно-цифрового обозначения, наносится методом лазерной гравировки на маркировочную табличку.

, гсрцдсние I СЕРВИСЫ
СКАНЕР ЛАЗЕРНЫЙ ТРЕХМЕРН
МОДЕЛЬ;
С/Н:
ТИП;
ОПЦИИ;
Конфигурация;
H/W версия;

Производитель; ООО «Городские сервисы»
Место нанесения заводского номера
Рисунок 1 - Общий вид маркировочной таблички сканеров
Место нанесения маркировочной таблички

Рисунок 2 - Общий вид сканеров
Программное обеспечение (далее - ПО) «Персей-3D Сканер» представляет собой ПО для выполнения настроек систем, выполнения проверок и компенсаций.
ПО «Персей-3D Вычислитель» применяется для сбора, обработки и анализа измерительной информации.
Таблица 1 -
обеспечения
данные
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
Идентификационное наименование ПО |
Персей-3D Сканер |
Персей-3D Вычислитель |
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже |
1.0.6 |
1.0.2 |
Цифровой идентификатор ПО |
- |
- |
Программное обеспечение является неизменным. Средства для программирования или изменения метрологически значимых функций отсутствуют.
Защита программного обеспечения сканеров соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиМетрологические и технические характеристики сканеров представлены в таблицах 2-4.
Таблица 2 -
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений расстояния, м |
От 1 до 18 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности определений координат точек, мм |
±30 |
Таблица 3 - Технические характеристики сканеров
Наименование характеристики |
Значение |
Угловое поле сканирования, - в горизонтальной плоскости |
±60° |
- в вертикальной плоскости |
±45° |
Количество лучей, шт. |
16 |
Длина волны излучения |
905 нм |
Класс опасности лазера по ГОСТ 31581-2012 |
1 |
Скорость измерения, точек/сек |
300 000 |
Максимальный диапазон измерений габаритных размеров объекта сканирования, мм - длинна |
от 3000 до 9000 |
- ширина |
от 2000 до 3000 |
- высота |
от 1500 до 4000 |
Развертка лазера |
140° |
Угловая разрешающая способность |
0,67° - 1,34° |
Угловое разрешение при повороте платформы |
0,072° |
Скорость поворота, °/с, не более |
200 |
Кол-во точек измерения в зоне объекта сканирования |
от 80 000 до 150 000 |
Шкаф управления сканера: - напряжение, В |
220+22-33 |
- частота питания, Г ц |
50 ±1 |
Потребляемая мощность, Вт |
110 |
Потребляемая мощность с обогревом, Вт |
300 |
Габаритные размеры сканера, мм, не более - длина |
550 |
- ширина |
310 |
- высота |
175 |
Габаритные размеры шкафа управления, мм, не более - длина |
600 |
- ширина |
400 |
- высота |
210 |
Масса сканера, кг, не более |
17 |
Масса шкафа управления, кг, не более |
20 |
Таблица 4 - Условия эксплуатации систем
Наименование характеристики |
Значение |
Температура окружающей среды, °C |
от -45 до +50 |
Относительная влажность, %, без конденсата |
до 99 |
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации сканеров лазерных трехмерных Персей-3D типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность средств измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Сканер лазерный трехмерный Персей-3D |
- |
1 шт |
Паспорт |
- |
1 экз. |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 экз. |
приведены в Разделе № 5 «Процесс измерения» документа «Сканеры лазерные трехмерные Персей-3D. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийТУ 01.07.24-001-41906712-2023 «Семейство лазерных трехмерных сканеров «Персей-3D». Технические условия».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «ГОРОДСКИЕ СЕРВИСЫ» (ООО «ГОРОДСКИЕ СЕРВИСЫ»)
ИНН 7707366877
Юридический адрес: 121151, г. Москва, ул. Раевского, д. 4, стр. 1а, эт. 3, помещ. 1 Тел.: +7 (499) 719-79-79
Web-сайт: www.urbanservices.ru
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «ГОРОДСКИЕ СЕРВИСЫ» (ООО «ГОРОДСКИЕ СЕРВИСЫ»)
ИНН 7707366877
Адрес: 121151, г. Москва, ул. Раевского, д. 4, стр. 1а, эт. 3, помещ. 1 Тел.: +7 (499) 719-79-79
Web-сайт: www.urbanservices.ru
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Научно-исследовательский центр прикладной метрологии - Ростест» (ФБУ «НИЦ ПМ - Ростест»)
Юридический адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский пр-кт, д. 31
Адрес места осуществления деятельности: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон: +7 (495) 544-00-00
E-mail: info@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 «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 95482-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС № 2 Среднебалыкского месторождения
Назначение средства измеренийСистема измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС № 2 Среднебалыкского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефтегазоводяной смеси.
Описание средства измеренийПринцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси, с помощью счётчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей счётчиков-расходомеров поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси по реализованному в нем алгоритму.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта. В состав СИКНС входят:
-
1) блок измерительных линий (БИЛ);
-
2) блок измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенный для измерения параметров нефтегазоводяной смеси;
-
3) система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.
измерительных преобразователей,
Состав СИКНС с измерительными компонентами представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
Наименование и тип средства измерений |
Место установки |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF300 |
БИЛ |
13425-01 13425-06 45115-10 |
Преобразователи давления измерительные 40 мод. 40.4385 |
БИЛ |
19422-03 |
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 мод. 902820/10 |
БИЛ |
32460-06 |
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 мод. ВСН-2-50- 100 |
БИК |
24604-12 |
Счетчики нефти турбинные МИГ мод. МИГ-32Ш |
БИК |
26776-08 |
Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК |
СОИ |
24063-06 |
Примечание - В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утверждённых типов. Кроме того, в состав блока измерений показателей качества нефти входит расходомер. |
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- прямые динамические измерения массы нефтегазоводяной смеси по каждой измерительной линии;
-
- отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517-2012;
-
- проверку счётчиков-расходомеров массовых на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
-
- контроль метрологических характеристик счётчиков-расходомеров массовых без нарушения режима непрерывности процесса измерения с возможностью автоматического формирования и печати протоколов контроля метрологических характеристик;
-
- определение массы нефтегазоводяной смеси по СИКНС в целом.
Место расположения СИКНС, заводской номер 01: ПНС № 2 Среднебалыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКНС осуществляется согласно требований одного из следующих документов: описание типа средства измерений, методика поверки средства измерений, инструкция по эксплуатации СИКНС или МИ 3002-2006. Заводской номер нанесён ударным способом в виде цифрового обозначения на информационной табличке установленной на стене блок-бокса СИКНС. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
ИВК |
АРМ |
Идентификационное наименование ПО |
УЗЕЛ УЧЕТА НЕФТИ ГАЗА И ВОДЫ |
view.exe |
Номер версии ПО |
v.22.07.02 |
1412.0466.0306.0047 |
Метрологические и технические характеристики
Таблица 3 -
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон массового расхода, т/ч |
от 27 до 544 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси, % |
±0,25 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных линий |
3 (2 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
Характеристики измеряемой среды:
|
от +20 до +75 от 0,5 до 4,0 |
|
от 830 до 905 от 1001 до 1020 90 от 0,7 до 1,4 20 0,1 900 |
Режим работы |
непрерывный |
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С
|
от +5 до +35 от +18 до +25 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество, экз. |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС № 2 Среднебалыкского месторождения |
1 | |
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 |
приведены в документе ВЯ-1850/2024 Инструкция. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) на ПНС № 2 с УПСВ Среднебалыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», аттестованном ФБУ «Тюменский ЦСМ», свидетельство об аттестации 1850/01.00248-2014/2024 от 21.10.2024 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.2.1);
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».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «РН-Юганскнефтегаз» (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)
ИНН 8604035473
Юридический адрес: 628301, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г.о. Нефтеюганск, г. Нефтеюганск, ул. Ленина, стр. 26
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «Научно-Производственное предприятие ОЗНА-Инжиниринг» (ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»)
ИНН 0278096217
Адрес: 450071, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, д. 205А, эт. 1, оф. 19
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской и Курганской областях, Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, Ямало-Ненецком автономном округе» (ФБУ «Тюменский ЦСМ»)
Адрес: 625027, Тюменская обл., г.о. город Тюмень, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88
Телефон: (3452) 500-532
E-mail: info@csm72.ru
Web-сайт: https://тцсм.рф
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311495.


Рисунок 1 - Общий вид СИКНС
программное обеспечение
(ПО),
реализованное в измерительно-вычислительном комплексе (ИВК) и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора. Метрологические характеристики СИКН нормированы с учётом влияния программного обеспечения на результаты измерений.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 6
Регистрационный № 95483-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на объекте
УПСВ-1 ПНС № 4 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения ЦППН-9
Назначение средства измеренийСистема измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на объекте УПСВ-1 ПНС № 4 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения ЦППН-9 (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.
Описание средства измеренийПринцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси и массу нетто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта. В состав СИКНС входят:
-
1) блок измерительных линий (БИЛ);
-
2) блок измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенный для измерения параметров нефтегазоводяной смеси;
-
3) система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.
измерительных преобразователей,
Состав СИКНС с измерительными компонентами представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
Наименование и тип средства измерений |
Место установки |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF400 |
БИЛ |
13425-06 |
Преобразователи давления измерительные 3051 |
БИЛ, БИК |
14061-04 |
Преобразователи измерительные 644 |
БИЛ, БИК |
14683-04 |
Термопреобразователи сопротивления платиновые мод. 65 |
БИЛ, БИК |
22257-05 |
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 |
БИК |
24604-12 |
Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 |
БИК |
15644-06 |
Счетчики нефти турбинные МИГ |
БИК |
26776-08 |
Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК |
СОИ |
24063-06 |
Примечание - В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утверждённых типов. Кроме того, в состав блока измерений показателей качества нефти входит расходомер. |
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- прямые динамические измерения массы нефтегазоводяной смеси по каждой измерительной линии;
-
- отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517-2012;
-
- контроль метрологических характеристик средств измерений без нарушения режима непрерывности процесса измерения с возможностью автоматического формирования и печати протоколов контроля метрологических характеристик;
-
- определение массы нефтегазоводяной смеси по СИКНС в целом;
-
- косвенные измерения массы нетто нефти по СИКНС в целом.
СИКНС может вести измерение массы одновременно с применением трёх измерительных линий.
Место расположения СИКНС, заводской номер 196/2007: УПСВ-1 ПНС № 4 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения ЦППН-9. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКНС осуществляется согласно требований их описаний типа или МИ 3002-2006. Заводской номер в виде цифрового обозначения указан на информационной табличке установленной на стене блок-бокса СИКНС методом ударной маркировки. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1.
Таблица 2 -
обеспечения
данные
Идентификационные данные (признаки) |
ИВК |
АРМ |
Идентификационное наименование ПО |
УЗЕЛ УЧЕТА НЕФТИ ГАЗА И ВОДЫ |
view.exe |
Номер версии ПО |
2.1.0091214 |
0586.0207.0139.0031 |
Метрологические и технические характеристики
Таблица 3 -
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Диапазон массового расхода, т/ч |
от 27 до 1090 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси, % |
±0,25 |
П Продолжение таблицы 3
1 |
2 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды, %, при содержании объёмной доли воды в измеряемой среде, %: - при определении массовой доли воды в лаборатории: от 0 до 5 включ. св. 5 до 15 включ. св. 15 до 20 включ. |
±1,0 ±(0,15 ф* + 0,25) ±(0,075 ф* + 1,375) | |
- при использовании влагомера сырой нефти: св. 7 до 15 включ. св. 15 до 35 включ. св. 35 до 55 включ. св. 55 до 65 включ. св. 65 до 70 включ. св. 70 до 85 включ. |
±(0,15 ф* + 0,25) ±(0,075 ф* + 1,375) ±(0,15 ф* - 1,25) ±(0,3 ф* - 9,5) ±10 ±20 | |
П римечания
| ||
Таблица 4 - Основные технические характеристики | ||
Наименование характеристики |
Значение | |
Количество измерительных линий |
3 (2 рабочих, 1 контрольно-резервная) | |
Характеристики измеряемой среды:
|
от +20 до +50 от 0,3 до 4,0 от 830 до 905 от 1001 до 1020 85,0 от 0,7 до 1,4 от 0,1 до 20 0,1 900 | |
Режим работы |
непрерывный | |
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С
|
от +5 до +35 от +18 до +25 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество, экз./шт |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на объекте УПСВ-1 ПНС № 4 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения ЦППН-9 |
1 | |
Инструкции по эксплуатации |
- |
1 |
приведены в документе ВЯ-1781/2023 «Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) на ПНС
№ 4 УПСВ Мало-Балыкского месторождения УПСВ-1 аттестованном ФБУ «Тюменский ЦСМ», свидетельство
ООО «РН-Юганскнефтегаз»,
об аттестации методики (метода) измерений № 1781/01.00248-2014/2023 от 17 октября 2023 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.2.1);
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».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «РН-Юганскнефтегаз»
(ООО «РН-Юганскнефтегаз»)
ИНН 8604035473
Юридический адрес: 628301, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г.о. Нефтеюганск, г. Нефтеюганск, ул. Ленина, стр. 26
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз»
(ООО «ИМС Индастриз»)
ИНН 7736545870
Адрес: 142703, Московская обл., г. Видное, ул. Донбасская, д. 2, стр. 10, ком. 611

- Общий вид СИКНС
Рисунок 1
программное
обеспечение
(ПО),
реализованное в измерительно-вычислительном комплексе (ИВК) и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора. Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учётом влияния программного обеспечения на результаты измерений.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской и Курганской областях, Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, Ямало-Ненецком автономном округе» (ФБУ «Тюменский ЦСМ»)
Адрес: 625027, Тюменская обл., г.о. город Тюмень, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88
Телефон: (3452) 500-532
E-mail: info@csm72.ru
Web-сайт: https://тцсм.рф
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311495.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 95484-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Ваттметры и варметры KLY
Назначение средства измеренийВаттметры и варметры KLY (далее - приборы) предназначены для измерений активной и реактивной электрической мощности прямого и (или) обратного направления в однофазных или трехфазных цепях переменного тока в диапазоне частот от 45 до 65 Гц при равномерной и неравномерной нагрузке фаз.
Описание средства измеренийПринцип действия приборов основан на измерении напряжения и силы переменного тока контролируемой цепи и их преобразовании в электрический сигнал, отображаемый на шкале прибора.
Конструктивно приборы состоят из электронной измерительной части, преобразующей электрическую мощность в сигнал переменного тока, и стрелочного индикатора, размещенных в одном корпусе.
Приборы выпускаются в модификациях, отличающихся метрологическими и техническими характеристиками, а также габаритными размерами.
KLY
Степень защиты IP
(в соответствии с ГОСТ 14254-2015) 4:
IP52 - для приборов морского исполнения;
IP54 - для приборов общепромышленного исполнения
Наличие индикационной отметки на шкале
прибора 4:
□ - отсутствует;
Rxx - присутствует
(«хх» - обозначение места отметки)
Вид исполнения 4:
□ - общепромышленное;
SC - морское_________________
Вид шкалы 4:
□ - дуговая шкала с углом 90°;
G - круговая шкала с углом дуги 250 °
Значение силы переменного тока________________
Номинальное значение входного среднеквадратического линейного/фазного напряжения______________________
Верхняя граница диапазона измерений___________________
Нижняя граница диапазона измерений_______________________________
Тип подключения: 1b - однофазное;
3b - трехфазное трехпроводное со сбалансированной нагрузкой;
3u - трехфазное трехпроводное с несбалансированной нагрузкой;
4b - трехфазное четырехпроводное со сбалансированной нагрузкой;
4и - трехфазное четырехпроводное с несбалансированной нагрузкой
Габаритные размеры прибора:
72 - 72x72 мм;
96 - 96x96 мм;
120 - 120x120 мм;
144 - 144x144 мм
Обозначение вида прибора:
W - ваттметр;
Var - варметр____________
Наименование типа прибора

Метрологические и технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерения активной электрической мощности, МВт 1) |
от -6 до 6 |
Пределы допускаемой приведенной (к диапазону измерений) погрешности измерений активной электрической мощности, % |
±1,5 |
Диапазон измерения реактивной электрической мощности, Мвар 1) |
от -5 до 5 |
Пределы допускаемой приведенной (к диапазону измерений) погрешности измерений реактивной электрической мощности, % |
±1,5 |
Диапазон входных значений силы переменного тока, А |
от 0,01 до 6,00 |
Диапазон входных среднеквадратических значений напряжения переменного тока, В |
от 0,01 до 440,00 |
Диапазон частоты входных значений переменного напряжения и силы переменного тока, Гц |
от 45 до 65 |
Примечание: 1) приведен максимально возможный диапазон измерений; конкретный диапазон измерений указан на корпусе прибора. |
Таблица 2 - Технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
Габаритные размеры (глубинахвысотахширина), мм, не более |
118x149x149 |
Масса, кг, не более |
0,8 |
Условия эксплуатации:
|
от -25 до +55 от 40 до 98 |
Таблица 3 - Показатели надежности
Наименование характеристики |
Значение |
Средний срок службы, лет |
10 |
Средняя наработка на отказ, ч |
85000 |
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Ваттметр или варметр |
KLY |
1 шт. |
Паспорт |
- |
1 экз. |
приведены в разделе 5 «Работа устройства» документа «Варметр, ваттметр KLY. Паспорт».
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Росстандарта от 23 июля 2021 г. № 1436 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений электроэнергетических величин в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц»;
DVK.KLY-W.SP «Ваттметры и варметры KLY. Стандарт предприятия».
ПравообладательShanghai Complee Instrument Co., Ltd., Китай
Адрес юридического лица: 201614, No.790 Pengfeng Road, Technology Zone, Songjiang, Shanghai, China
ИзготовительShanghai Complee Instrument Co., Ltd., Китай
Адрес: 201614, No.790 Pengfeng Road, Technology Zone, Songjiang, Shanghai, China
Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский «ЭНЕРГО» (ООО «НИЦ «ЭНЕРГО»)
Адрес юридического лица: 117405, г. Москва, вн.тер.г. муниципальный Чертаново Южное, ул. Дорожная, д. 60, эт./помещ. 1/1, ком. 14-17
Адрес места осуществления деятельности: 117405, г. Москва, ул. Дорожная, помещ. № 1 (ком. №№ 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17), помещ. № 2 (ком. № 15) Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314019.
центр
округ
д. 60,

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 3
Регистрационный № 95485-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВСП-30000
Назначение средства измеренийРезервуары вертикальные стальные цилиндрические РВСП-30000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объёма нефти и нефтепродуктов при приёме, хранении и отпуске.
Описание средства измеренийПринцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтью или нефтепродуктом до определённого уровня, соответствующего заданному значению объёма.
Резервуары представляют собой стальную вертикальную конструкцию, состоящую из цилиндрической стенки, днища, понтона и крыши.
Резервуары оборудованы смотровыми площадками с лестницей и ограждениями. Заполнение и выдача продукта осуществляется через приёмо-раздаточные устройства. Резервуары с заводскими номерами 29,
30, 31, 32 расположены на территории 353916, Россия, Краснодарский край,
ПП «Грушовая» ПК «Шесхарис» по адресу:
г. Новороссийск, Грушовая Балка.
кода нанесены методом аэрографии
Заводские номера в виде цифрового непосредственно на резервуары.
Пломбирование резервуаров не предусмотрено.
Нанесение знака поверки на резервуары не предусмотрено.
Общий вид резервуаров представлен на рисунке 1.

■ |^|ТйПрч>ДГК1
ггжХ1ПАено

grHeCmitHO
к --

Рисунок 1 - Общий вид резервуаров РВСП-30000
Метрологические и технические характеристикиТаблица 1 -
Наименование характеристики |
Значение |
Номинальная вместимость, м3 |
30000 |
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуара (геометрический метод), % |
± 0,1 |
Таблица 2 - Технические
Наименование характеристики |
Значение |
Условия эксплуатации:
|
от -40 до +50 от 84,0 до 106,7 |
Таблица 3 - Показатели надежности
Наименование характеристики |
Значение |
Средний срок службы, лет, не менее |
30 |
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 4 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Резервуар вертикальный стальной цилиндрический |
РВСП-30000 |
1 шт. |
Паспорт на резервуар |
- |
1 экз. |
Градуировочная таблица |
- |
1 экз. |
ФР.1.29.2021.40082 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений косвенным методом статических измерений в вертикальных резервуарах»
ФР.1.29.2021.40085 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтепродуктов. Методика измерений косвенным методом статических измерений в вертикальных резервуарах».
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объёма жидкости в потоке, объёма жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объёмного расходов жидкости».
Акционерное общество «Черноморские
(АО «Черномортранснефть»)
ИНН 2315072242
Юридический адрес: 353911, Краснодарский
г. Новороссийск, ш. Сухумское, д. 85, к. 1
магистральные
край, г.о. город
нефтепроводы»
Новороссийск,
Акционерное общество «Черноморские магистральные (АО «Черномортранснефть»)
ИНН 2315072242
Адрес: 353911, Краснодарский край, г.о. город Новороссийск, ш. Сухумское, д. 85, к. 1
Тел.: +7 (8617) 729-222
нефтепроводы»
г.
Новороссийск,
Метрология»
Акционерное общество «Транснефть - Автоматизация (АО «Транснефть - Автоматизация и Метрология»)
ИНН 7723107453
Адрес: 123112, г. Москва, Пресненская наб., д. 4, стр. 2 Телефон: +7 (495) 950-87-00
E-mail: TAM@transneft.ru
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.313994.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2025 г. № 962
Регистрационный № 95486-25
Лист № 1
Всего листов 3
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Резервуар вертикальный стальной цилиндрический РВСП-20000
Назначение средства измеренийРезервуар вертикальный стальной цилиндрический РВСП-20000 (далее - резервуар) предназначен для измерения объёма нефтепродуктов при приёме, хранении и отпуске.
Описание средства измеренийПринцип действия резервуара основан на заполнении его нефтепродуктами до определённого уровня, соответствующего заданному значению объёма.
Резервуар представляет собой стальную вертикальную конструкцию, состоящую из цилиндрической стенки, днища, понтона и крыши.
Резервуар оборудован смотровой площадкой с лестницей и ограждениями.
Заполнение и выдача продукта осуществляется через приёмо-раздаточные устройства.
Резервуар с заводским номером 14
расположен по адресу: 188910, Ленинградская область, Выборгский район, проезд Портовый (Приморская тер.), д. 7, нефтебаза № 2 (нефтепродукты).
Заводской номер нанесен методом аэрографии непосредственно на резервуар. Пломбирование резервуара не предусмотрено.
Нанесение знака поверки на резервуар не предусмотрено. Общий вид резервуара представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВСП-20000
Таблица 1 -
Наименование характеристики |
Значение |
Номинальная вместимость, м3 |
20000 |
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуара (геометрический метод), % |
± 0,1 |
Таблица 2 - Технические
Наименование характеристики |
Значение |
Условия эксплуатации:
|
от -40 до +50 от 84,0 до 106,7 |
Таблица 3 - Показатели надежности
Наименование характеристики |
Значение |
Средний срок службы, лет, не менее |
50 |
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 4 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Резервуар вертикальный стальной цилиндрический |
РВСП-20000 |
1 шт. |
Паспорт на резервуар |
- |
1 экз. |
Градуировочная таблица |
- |
1 экз. |
ФР.1.29.2021.40085 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтепродуктов. Методика измерений косвенным методом статических измерений в вертикальных резервуарах»
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объёма жидкости в потоке, объёма жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объёмного расходов жидкости».
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «Транснефть - Порт Приморск» (ООО «Транснефть - Порт Приморск»)
ИНН 4704045809
Юридический адрес: 188910, Ленинградская обл., Выборгский р-н, пр-д Портовый (Приморская тер.), д. 7
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «Транснефть - Порт Приморск» (ООО «Транснефть - Порт Приморск»)
ИНН 4704045809
Адрес: 188910, Ленинградская обл., Выборгский р-н, пр-д Портовый (Приморская тер.), д. 7
Телефон: (81378) 78-778
Испытательный центрАкционерное общество «Транснефть - Автоматизация и Метрология» (АО «Транснефть - Автоматизация и Метрология»)
ИНН 7723107453
Адрес: 123112, г. Москва, Пресненская наб., д. 4, стр. 2 Телефон: +7 (495) 950-87-00
E-mail: TAM@transneft.ru
Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.313994.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «15» мая 2025 г. № 962
Лист № 1
Всего листов 7
Регистрационный № 95487-25
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Преобразователи измерительные постоянного тока и напряжения Е3856ЭЛ
Назначение средства измеренийПреобразователи измерительные постоянного тока и напряжения Е3856ЭЛ
(далее по тексту - преобразователи) предназначены для преобразования силы тока, напряжения, мощности в электрических цепях постоянного тока в унифицированный аналоговый сигнал и передачи по последовательному цифровому интерфейсу RS-485.
Описание средства измеренийПреобразователи предназначены для непрерывной работы в составе автоматизированных информационно-измерительных систем.
Преобразователи относятся к классу цифровых микропроцессорных программируемых измерительно-вычислительных преобразователей, реализующих принцип аналого-цифрового преобразования входных величин с последующей математической и алгоритмической обработкой измеренных/преобразованных величин. Полученные результаты, включая результаты измерений/преобразования, отображаются на дисплее преобразователя (при его наличии) и передаются через коммуникационные интерфейсы.
Конструкция клемм обеспечивает надежное механическое крепление и электрический контакт подключаемых проводов.
Цепи питания гальванически изолированы от других цепей преобразователя и корпуса.
входным наличию дисплея.
Преобразователи являются многоканальными и имеют исполнения по сигналам, диапазонам измерений, количеству каналов, напряжению питания, дополнительного интерфейса, дискретным и аналоговым выходам, наличию При необходимости возможен заказ специального исполнения преобразователя.
Информация об исполнениях преобразователей содержится в коде полного условного обозначения:
Е3856ЭЛ - а1, а2, а3 - b - с - d - e - f - g,
где а1, а2, а3 - условное обозначение диапазонов измерений;
b - условное обозначение напряжения питания;
c - условное обозначение наличия дополнительного интерфейса RS-485;
d - условное обозначение количества аналоговых выходов и диапазонов изменений аналоговых выходов;
e - условное обозначение дискретных выходов; f - условное обозначение наличия дисплея;
g - специальное исполнение.
Преобразователи имеют единый конструктив: ударопрочный, пылезащищенный, пластмассовый корпус с креплением на DIN-рейку.
Преобразователи работоспособны при установке в любом положении.
Преобразователи не имеют подвижных частей и являются виброустойчивыми и вибростойкими.
Доступ к внутренним частям преобразователей возможен только с нарушением пломб/этикеток.
Преобразователи являются восстанавливаемыми, ремонтируемыми изделиями методом печати.
Общий вид преобразователей показан на рисунках 1 и 2.
Заводские номера наносятся в цифровом формате на лицевой панели преобразователей с помощью УФ-печати, как показано на рисунке 1.
Места нанесения знака поверки и клейма ОТК с помощью пломбы-наклейки (разрушающейся полиэфирной пленки) с оттиском показаны на рисунке 3.
Место нанесения знака утверждения типа
Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид преобразователей Е3856ЭЛ
с указанием мест нанесения заводского (серийного) номера и знака утверждения типа

Рисунок 2 - Вид крепления преобразователей на DIN-рейку

п. 1 - место нанесения клейма ОТК
п. 2 - место нанесения знака поверки
Рисунок 3 - Места нанесения знака поверки и клейма ОТК
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (ПО) преобразователей является встроенным и обеспечивает функционирование прибора, включая измерение и вычисление метрологических величин, прием и передачу данных, отображение данных на лицевой панели преобразователя.
Встраиваемое программное обеспечение преобразователей защищено от изменения.
При проведении санкционированных регламентных работ, программируется диапазон показаний и, при необходимости, проводится калибровка (формируются калибровочные коэффициенты). При изменении диапазона показаний производится отметка в паспорте, которая содержит установленный диапазон показаний, дату и подпись ответственного исполнителя. Изменение диапазона показаний или проведение калибровочных работ не ведет к изменению контрольной суммы ВПО.
Сервисное ПО Конфигуратор обеспечивает (в случае необходимости) перенастройку параметров подключения, параметров индикации, изменение диапазона показаний, задание параметров аналоговых/дискретных выходов, настройки связи и индикации параметров на дисплее (в зависимости от исполнения преобразователя).
Сведения об идентификационных данных программного обеспечения (ПО) представлены в таблицах 1, 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные внешнего программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Наименование программного обеспечения |
Сервисное ПО Конфигуратор |
Идентификационное наименование ПО |
- |
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
не ниже v.1.3.6 |
Цифровой идентификатор ПО |
- |
Другие идентификационные данные |
- |
Таблица 2 -
обеспечения
данные
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Наименование программного обеспечения |
E3856.elp |
Идентификационное наименование ПО |
- |
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
не ниже v.1.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
5be74413b1b97f1fca3cd4f3fdf981f4 |
Другие идентификационные данные |
- |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиМетрологические и технические характеристики преобразователей приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 -
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон номинальных значений входного сигнала:
|
от ± 0,06 до ± 750,00 от 2 до 10 |
от ±1 до ± 2000, от 4 до 20 | |
от ± 6^10'4 до ± 1500 | |
Диапазон измерений входного сигнала:
|
от 0 до ± 1,2^ином 1) |
от 0 до ± 1,2^1ном 2) | |
от 0 до ± 1,2^Рном 3) | |
Диапазон изменения выходного аналогового сигнала, мА4)5) |
от 0 до 5 (5) от 4 до 20 (20) от 0 до 20 (20) от 0 до 2,5 до 5 (5) от 4 до 12 до 20 (20) от 0 до 10 до 20 (20) |
Пределы допускаемой основной приведенной (к номинальному значению) погрешности измерений, %:
|
± 0,2 ± 0,5 |
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности преобразования входного сигнала в выходной аналоговый сигнал, % |
± 0,5 |
Окончание таблицы 3
Наименование характеристики |
Значение |
Пределы допускаемой дополнительной погрешности, вызванной отклонением температуры окружающего воздуха на каждые ±10 °С от нормальных условий6), %: - по напряжению и силе постоянного тока |
± 0,1 |
- по мощности |
± 0,25 |
Пределы допускаемой дополнительной погрешности, вызванной отклонением влажности воздуха от нормальных условий7), %: - по напряжению и силе постоянного тока |
± 0,1 |
- по мощности |
± 0,25 |
1) ином - номинальное значение входного сигнала по напряжению; | |
2) 1ном - номинальное значение входного сигнала по току; | |
3) Рном - номинальное значение входного сигнала по мощности | |
(где Рном = иномх1ном). 4) В скобках приведено нормирующее значение выходного аналогового сигнала. | |
5) Диапазон изменений выходного аналогового сигнала может быть | |
перепрограммирован при помощи программы-конфигуратора. 6) Диапазон значений влияющей температуры: от -40 °С до +15 °С (не включ.); | |
свыше +25 °С до + 70 °С. 7) Диапазон значений влияющей величины: св. 80 % до 98 % (при температуре +35 °С). |
Таблица 4 - Технические
Наименование характеристики |
Значение |
Параметры электрического питания 1):
|
от 80 до 305 |
от 47,5 до 52,5 | |
от 100 до 430 от 9 до 18 от 18 до 36 | |
Мощность, потребляемая по цепи питания, В^А, не более 2) |
10 |
Габаритные размеры (длина^высота^глубина), мм, не более 3) |
110x93x57 |
Масса, кг, не более |
0,4 |
Нормальные условия применения:
|
от +15 до +25 от 30 до 80 от 84,0 до 106,7 (от 630 до 795) |
Рабочие условия применения:
|
от - 40 до + 70 98 от 70,0 до 106,7 (от 525 до 795) |
Средний срок службы, лет |
20 |
Средняя наработка на отказ, ч |
200 000 |
Окончание таблицы 4
_____________Наименование характеристики
Значение
-
1) Зависит от исполнения преобразователя.
-
2) Значение мощности приведено для преобразователя с максимальным количеством опций.
-
3) Габаритные размеры приведены без учета выдвинутого крепежа. Примечания:
1) Преобразователи соответствуют требованиям безопасности по ГОСТ 22261-94, ГОСТ IEC 61010-1-2014, включая безопасность обслуживающего персонала в части защиты от поражения электрическим током, опасной температуры, воспламенения.
2) По пожарной безопасности преобразователи соответствуют ГОСТ 12.1.004-91.
Знак утверждения типананосится в верхней части лицевой панели преобразователя и в паспорт преобразователя с помощью типографской печати.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Преобразователь измерительный постоянного тока и напряжения (исполнение - по заказу) |
Е3856ЭЛ |
1 шт. |
Комплект монтажных частей |
- |
1 шт. |
Паспорт |
0ПЧ.468.728 |
1 экз. |
Руководство по эксплуатации |
0ПЧ.140.367 РЭ |
1 экз. 1) |
Примечание - 1) допускается один экземпляр на партию до 10 шт. |
приведены в руководстве по эксплуатации 0ПЧ.140.367 РЭ «Преобразователи измерительные постоянного тока и напряжения Е3856ЭЛ. Руководство по эксплуатации» раздел 3 «Использование по назначению».
Нормативные документы, устанавливающие требования к средствам измеренийГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ 14014-91 «Приборы и преобразователи измерительные цифровые напряжения, тока, сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний»;
ГОСТ Р МЭК 60688-2015 «Преобразователи электрические измерительные для преобразования электрических параметров переменного и постоянного тока в аналоговые и цифровые сигналы»;
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 июля 2023 г. № 1520 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от 1 •IO-16 до 100 А»;
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 июля 2021 г. № 1436 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электроэнергетических величин в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц»;
ТУ 26.51.43-258-05763903-2024 Преобразователи измерительные постоянного тока и напряжения Е3856ЭЛ. Технические условия.
ПравообладательОткрытое акционерное общество «Электроприбор» (ОАО «Электроприбор») ИНН 2128002051
Юридический адрес: 428020, Чувашская Республика - Чувашия, г. Чебоксары, пр-кт И.Я. Яковлева, д. 3
Телефон (факс): 8 (8352) 39-99-12; 8 (8352) 55-50-02
Web-сайт: www.elpribor.ru
ИзготовительОткрытое акционерное общество «Электроприбор» (ОАО «Электроприбор») ИНН 2128002051
Адрес: 428020, Чувашская Республика - Чувашия, г. Чебоксары, пр-кт И.Я. Яковлева, д. 3
Телефон (факс): 8 (8352) 39-99-12; 8 (8352) 55-50-02
Web-сайт: www.elpribor.ru
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Научно-исследовательский центр промышленной 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.

Примечания:
при указании отрицательного значения нижней границы диапазона измерений активной (реактивной) электрической мощности символ заключается в скобки;
указывается только в случае измерения приборами активной (реактивной) электрической мощности и в прямом, и в обратном направлении;
данный символ на маркировочной табличке отсутствует, указывается в паспорте и используется при заказе.
Рисунок 1 - Структура условного обозначения модификаций приборов
Серийный номер наносится любым технологическим способом на верхнюю поверхность прибора в виде буквенно-цифрового кода.
Общий вид приборов с указанием места нанесения серийного номера представлен на рисунке 2. Способ ограничения доступа к местам настройки (регулировки) -конструктивный: конструкция приборов не предполагает доступа к органам настройки и регулировки. Нанесение знака поверки на приборы не предусмотрено.