МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

(Росстандарт)

---

зовые про-мышлен-ные SFGC- 3000G. Методика поверки»

ковская обл., г. Чехов

21.

Хроматографы газовые промышленные

SFGC- 3000A

С

95791-25

G00C011X0001

Guoyi (Beijing) Analytical Instrument Co., LTD, Китай

Guoyi (Beijing) Analytical Instrument Co., LTD, Китай

ОС

МП-8532025 «ГСИ. Хроматографы газовые про-мышлен-ные SFGC-3000A. Методика поверки»

1 год

Guoyi (Beijing) Analytical Instrument Co., LTD, Китай

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

15.05.2025

---

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95791-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Хроматографы газовые промышленные SFGC-3000A

Назначение средства измерений

Хроматографы газовые промышленные SFGC-3000A (далее - хроматографы) предназначены для непрерывных автоматических измерений содержания компонентов в газовых смесях переменного состава.

Описание средства измерений

Принцип действия хроматографов основан на детектированием компонентов анализируемой пробы на хроматографических вследствие различного распределения и подвижной фазой - газом-носителем.

Хроматографы представляют представляющие собой единый корпус, термостат колонок, система защиты от внутреннего давления и детекторы.

В зависимости от решаемой аналитической задачи хроматограф может быть укомплектован детекторами из следующего перечня:

• -  Детектор по теплопроводности (ДТП);

• -  Микродетектор по теплопроводности (мДТП);

• -  Пламенно-ионизационный детектор (ПИД), может выпускаться в комплектации со встроенным каталитическим преобразователем метана;

• -  Пламенно-фотометрический детектор (ПФД);

• -  Плазменно-эмиссионный детектор (ПЭД).

Управление хроматографом, сбор и обработка измерительных данных, осуществляется с персонального компьютера с помощью программного обеспечения NovaVIEW.

Хроматографы выпускаются во взрывозащищенном исполнении.

Общий вид хроматографов представлен на рисунке 1.

Заводской номер хроматографов в виде буквенно-цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр и букв латинского алфавита, наносится методом гравировки на идентификационную табличку, приклеиваемую к боковой стенке хроматографа. Место нанесения заводского номера представлено на рисунке 2.

Нанесение знака поверки на хроматограф не предусмотрено.

Пломбирование хроматографа не предусмотрено. Конструкция обеспечивает ограничение доступа к частям хроматографа, несущим первичную измерительную информацию, и местам настройки (регулировки).

ндентнфикяцноннсй тобличигя

Рисунок 1 - Общий вид хроматографов газовых промышленных SFGC-3000A с указанием места нанесения идентификационной таблички

Рисунок 2 - Идентификационная табличка хроматографов газовых промышленных SFGC-3000A с указанием места нанесения заводского номера

Программное обеспечение

Хроматографы эксплуатируются с программным обеспечением NovaVIEW (далее - ПО), которое позволяет выполнять следующие функции: управление хроматографом, передача данных, получение хроматограмм, обработка и хранение результатов измерений, построение градуировочных графиков, проведение диагностических проверок хроматографа и отдельных его блоков.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование	NovaVIEW
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	0.1.9
Цифровой идентификатор ПО	-

Метрологические характеристики хроматографов нормированы с учетом влияния ПО. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Предел детектирования (обнаружения), не более: - ДТП, мДТП, г/см3 (пропан) - ПИД, г/с (метан) - ПФД, г/с (по сере в сероводороде) - ПФД, г/с (по фосфору в метилпаратионе) - ПЭД, г/с (метан)	2^10-4 2^10-6 2^10-3 2^10-4 5^10-8
Предел допускаемого относительного среднеквадратичного отклонения (СКО) выходных сигналов (по площади пика), %	2
Пределы допускаемого относительного изменения выходного сигнала (по площади пика) за 24 ч непрерывной работы, %	±3

Таблица 3 - Технические характеристики
Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В	от 110 до 240
- частота, Г ц	от 50 до 60
Потребляемая мощность, Вт, не более	500
Габаритные размеры, мм, не более:
- высота	1000
- ширина	750
- глубина	550
Масса, кг, не более	300
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С	от -10 до +40

Наименование характеристики	Значение
- относительная влажность, %, не более	95
- атмосферное давление, кПа	от 80 до 120

таблицы 3

Наименование характеристики	Значение
Степень защиты от внешних влияющих воздействий по ГОСТ 14254-2015	IP68
Маркировка взрывозащиты по ГОСТ 31610.0-2019	1Ex pxb IIB+H2 T3 Gb X

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет	25
Средняя наработка на отказ, ч	219 000

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Хроматограф газовый промышленный SFGC-3000А1)	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации и паспорт	SFGC3000А-001.РЭ.ПС	1 экз.
1) Комплект поставки формируется в соответствии с заказом

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в п. 2.2 «Устройство и принцип работы хроматографов» документа SFGC3000А-001.РЭ.ПС «Хроматографы газовые промышленные SFGC-3000A. Руководство по эксплуатации».

Применение средств измерений в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений осуществляется в соответствии с аттестованными методиками (методами) измерений.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Хроматографы газовые промышленные SFGC-3000А. Стандарт предприятия Guoyi (Beijing) Analytical Instrument Co., LTD., Китай;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 декабря 2020 г. № 2315 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений содержания компонентов в газовых и газоконденсатных средах».

Правообладатель

Guoyi (Beijing) Analytical Instrument Co., LTD, Китай

Адрес: (No.1 Shunchuang Second Road) North of Wenhuaying Village, Shunyi District, Beijing, China

Телефон: +8615021280620

Изготовитель

Guoyi (Beijing) Analytical Instrument Co., LTD, Китай

Адрес: (No.1 Shunchuang Second Road) North of Wenhuaying Village, Shunyi District, Beijing, China

Телефон: +8615021280620

Испытательный центр

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

Юридический адрес: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, помещ. 263 Адрес места осуществления деятельности: 142300, Московская обл., г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2, лит. А, помещ. I.

Телефон: +7 (495) 108 69 50

E-mail: info@metrologiya.prommashtest.ru

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

Рисунок 1 - Общий вид преобразователя

Рисунок 2 - Общий вид модуля 3-9900.394

Серийный номер преобразователя, состоящий из арабских цифр, нанесен типографским методом в виде наклейки на корпусе преобразователя с указанием его обозначения (показано стрелкой). Маркировка преобразователя приведена на рисунке 3.

Место нанесения серийного номера

Программное обеспечение

Преобразователи имеют встроенное программное обеспечение (далее - ПО), которое установлено (прошито) в памяти преобразователей при изготовлении. В процессе эксплуатации ПО не может быть изменено, так как пользователь не имеет к нему доступа.

ПО предназначено для преобразования, обработки, передачи и отображения измерительной информации.

Метрологические характеристики преобразователей нормированы с учетом ПО.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование	А9900
Номер версии (идентификационный номер) ПО	21
Цифровой идентификатор ПО	-

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений входных сигналов частоты, Гц1)	от 0,5 до 1500,0
Диапазон измерений входных сигналов электрического сопротивления постоянного тока, МОм1)	от 0,001 до 3,000
Выходной сигнал силы постоянного электрического тока, мА	от 4 до 20
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений входных сигналов частоты, %	±0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений входных сигналов электрического сопротивления постоянного тока, %	±2
1) Указан общий диапазон измерений. Фактический диапазон измерений указан в паспорте преобразователя.

Таблица 3 - Технические

Наименование характеристики	Значение
Напряжение питания постоянного тока, В	от 10,8 до 35,2
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность (без конденсации влаги), %, не более - атмосферное давление, кПа	от -10 до +70 95 от 84,0 до 106,7

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Наработка на отказ, ч, не менее	100000
Срок службы, лет, не менее	15

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Преобразователь   одноканальный   с   дисплеем 3-9900-1P	-	1
Руководство по эксплуатации	26.51.52-003-2024 РЭ	1
Паспорт	26.51.52-003-2024 ПС	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1 «Описание и работа» руководства по эксплуатации 26.51.52-003-2024 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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 1х10’¹⁶ до 100 А»;

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».

Правообладатель

Georg Fisher Signet LLC, США

Адрес: 3401 Irwindale, CA, 5462 North Irwindale Avenue 91706, Irwindale, USA

Изготовитель

Georg Fisher Signet LLC, США

Адрес: 3401 Irwindale, CA, 5462 North Irwindale Avenue 91706, Irwindale, USA

Испытательный центр

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

Юридический адрес: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, помещ. 263 Адрес места осуществления деятельности: 142300, Московская обл., Чеховский р-н, г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95772-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТК-Генерация»

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее 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.

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

На верхнем - втором уровне измерительной информации, в частности с учетом коэффициентов трансформации ее накопление и передача, оформление 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 (№ 027) 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 обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные 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 характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК ЛИР

С 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	ПС 110 кВ КТПБ-3 КТМЭ, ЗРУ-6 кВ, 1 сек. 6 кВ, ЯЧ.5, КЛ-6 кВ	ТЛМ-10 Кл.т. 0,58 Ктт 1500/5 Per. № 2473-05	НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 16687-07	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17	ЭНКС-2 Per. №37328-15	активная реактивная	±1,1 ±2,6	±2,8 ±5,3
2	ПС 110 кВ КТПБ-3 КТМЭ, ЗРУ-6 кВ, 1 сек. 6 кВ, ЯЧ.6, КЛ-6 кВ	ТЛМ-10 Кл.т. 0,58 Ктт 1500/5 Per. № 2473-05	НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 16687-07	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,6	±2,8 ±5,3
3	ПС 110 кВ КТПБ-3 КТМЭ, ЗРУ-6 кВ, 2 сек. 6 кВ, ЯЧ.10, КЛ-6 кВ	ТЛМ-10 Кл.т. 0,58 Ктт 1500/5 Per. № 2473-05	НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 16687-07	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,6	±2,8 ±5,3
4	ПС 110 кВ КТПБ-3 КТМЭ, ЗРУ-6 кВ, 2 сек. 6 кВ, ЯЧ.11, КЛ-6 кВ	ТЛМ-10 Кл.т. 0,58 Ктт 1000/5 Per. № 2473-05	НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Per. № 16687-07	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,6	±2,8 ±5,3
5	ТП 143-16 6 кВ, РУНН-0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ	Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,58 Ктт 500/5 Per. №71031-18	-	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,28/0,5 Per. № 36697-17		активная реактивная	±0,8 ±2,2	±3,0 ±5,5

• 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 * 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 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, при условии, что предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик.

• 6 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа.

• 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. 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	8
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	220000
- 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;

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

• - счетчика;

• - сервера.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Трансформаторы тока	ТЛМ-10	8
Трансформаторы тока	Т-0,66 У3	6
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МК	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	6
Блок коррекции времени	ЭНКС-2	1
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	1
Паспорт-формуляр	ТЕРЦ.100.00.027 ПФ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТК-Генерация», аттестованном ФБУ «Нижегородский ЦСМ», г. Нижний Новгород, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 01.00269-2013.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;

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

Правообладатель

Общество     с     ограниченной

(ООО «РТК-Генерация»)

ИНН 2411025781

Юридический адрес: 660030, Красноярский край, Емельяновский р-н, д. Старцево, тер. Енисейский Тракт, ул Железнодорожная 18 Км, стр. 2

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ТЕРЦИУС» (ООО «ТЕРЦИУС») ИНН 3702268237

Адрес: 153000, г. Иваново, ул. Почтовая, д. 9/37, оф. 4

Испытательный центр

Общество 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 «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95773-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-20000

Назначение средства измерений

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-20000 (далее - резервуар) предназначен для измерений объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуара - стальной вертикальный цилиндрический, номинальной вместимостью 20000 м³.

Принцип действия резервуара основан на заполнении его нефтью или нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.

Резервуар представляет собой наземный вертикально расположенный стальной сосуд, состоящий из цилиндрической стенки, днища и крыши.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки, расположенные в нижней части резервуара.

Заводской номер резервуара в виде цифрового обозначения, состоящий из арабской цифры, нанесен аэрографическим способом на цилиндрическую стенку резервуара.

Резервуар РВС-20000 с заводским номером 2 расположен на

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-20000 № 2

Пломбирование резервуара РВС-20000 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	20000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (геометрический метод), %	±0,10

Таблица 2 - Технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, оС Атмосферное давление, кПа	от -50 до +50 от 84,0 до 106,7

Таблица 3 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет, не менее	50

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический	РВС-20000	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

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

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Курганский завод химического машиностроения» (ООО «Курганхиммаш»)

ИНН 4501184300

Юридический адрес: 640027, Курганская обл., г. Курган, ул. Химмашевская, д. 16

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Курганский завод химического машиностроения» (ООО «Курганхиммаш»)

ИНН 4501184300

Адрес: 640027, Курганская обл., г. Курган, ул. Химмашевская, д. 16

Испытательный центр

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

Адрес места осуществления деятельности: 420036, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Тэцевская, д. 4б, помещ. 1011

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

Телефон: +7 9196969693

E-mail: trifonovua@mail.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95774-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВСП-20000

Назначение средства измерений

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВСП-20000 (далее - резервуар) предназначен для измерений объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуара - стальной вертикальный цилиндрический, номинальной вместимостью 20000 м³.

Принцип действия резервуара основан на заполнении его нефтью или нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.

Резервуар представляет собой наземный вертикально расположенный стальной сосуд, состоящий из цилиндрической стенки, днища, крыши и понтона.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки, расположенные в нижней части резервуара.

Заводской номер резервуара в виде цифрового обозначения, состоящий из арабских цифр, нанесен аэрографическим способом на цилиндрическую стенку резервуара.

Резервуар РВСП-20000 с заводским номером 13 расположен на территории ЛПДС «Нурлино», Черкасского НУ АО «Транснефть - Урал» по адресу: Республика Башкортостан, Уфимский район, с. Нурлино.

Общий вид резервуара РВСП-20000 представлен на рисунке 1.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВСП-20000 № 13

Пломбирование резервуара РВСП-20000 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 -

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	20000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (геометрический метод), %	±0,10

Таблица 2 - Технические

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, оС Атмосферное давление, кПа	от -50 до +50 от 84,0 до 106,7

Таблица 3 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет, не менее	50

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический	РВСП-20000	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

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

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Курганский завод химического машиностроения» (ООО «Курганхиммаш»)

ИНН 4501184300

Юридический адрес: 640027, Курганская обл., г. Курган, ул. Химмашевская, д. 16

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Курганский завод химического машиностроения» (ООО «Курганхиммаш»)

ИНН 4501184300

Адрес: 640027, Курганская область, г. Курган, ул. Химмашевская, д. 16

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 9196969693

E-mail: trifonovua@mail.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95775-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система телемеханики филиала ПАО «РусГидро» - «Саратовская ГЭС»

Назначение средства измерений

Система телемеханики филиала ПАО «РусГидро» - «Саратовская ГЭС» (далее - СТМ) предназначена для измерений действующих значений фазных электрических токов, среднего по трем фазам действующих значений силы электрического тока, действующих значений фазных и линейных напряжений, среднего по трем действующим значениям фазного и линейного напряжений, частоты переменного тока, активной, реактивной, и полной электрических мощностей пофазных и суммарных трёхфазных.

Описание средства измерений

СТМ представляет собой многофункциональную двухуровневую информационноизмерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

СТМ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), контроллеры электрического присоединения ARIS-2205.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс реализованный с применением технологии виртуализации вычислительных ресурсов и включающий в себя основной и резервный виртуальные сервера (далее - сервер ИВК), функционирующие на базе кластеров виртуализации под управлением программного обеспечения (далее - ПО) гипервизора Space VM, средства локальной вычислительной сети и доступа к информации, программное обеспечение SCADA-система АСОКУ (далее - ПО), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (далее - УСВ), автоматизированное рабочее места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Принцип действия системы основан на измерении первичными измерительными преобразователями физических величин, преобразовании их в электрические сигналы, поступающие на вход аппаратуры сбора и преобразования сигналов в цифровой код для дальнейшей его передачи на сервер, осуществляющий обработку, выдачу, хранение информации. СТМ позволяет выполнять задачи, требующие высокой производительности и надежности измерительных систем для непрерывной работы в условиях под управлением оперативной системы реального времени.

В каналах измерения электрических величин первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, низкого уровня которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы контроллеров электрического присоединения ARIS-2205 (далее - измерительные преобразователи), преобразующих мгновенные значения аналоговых сигналов в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре преобразователя с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения вычисляются действующие значения фазных электрических токов (IА, Ib, Ic), среднее по трем фазам действующего значения силы электрического тока (1ср), действующие значения фазных (Ua, Ur, Uc) и линейных напряжений (Uab, Urc, Uca), среднее по трем действующим значениям фазного (иср.ф) и линейного напряжений (Ucp.h), частота переменного тока (f), активная (Ра, Рв, Рс, Рсум), реактивная (Qa, Qb, Qc, Qсум) и полная (Sa, Sb, Sc, Sсум) электрические мощности пофазные и суммарные трёхфазные.

в измерительном преобразователе полученному цифровому сигналу присваивается метка времени после чего цифровой сигнал с выходов измерительных преобразователей поступает в базу данных серверов ИвК и далее на центральные приемо-передающие станции для передачи системному оператору по выделенным каналам связи по протоколу МЭК 60870-5-104.

СТМ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях СТМ (ИИК, ИВК). в состав СОЕВ входят два сервера синхронизации времени ССВ-1Г, синхронизирующие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем GPS/ГЛОНАСС.

Сервер ИВК и измерительные преобразователи сравнивают собственную шкалу времени со шкалой времени соответствующего УСВ с периодом от 64 до 1024 секунд и производят синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ по протоколу NTP.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер 01/25 СТМ наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне аппаратных серверов виртуализации СТМ, типографским способом. Дополнительно заводской номер 01/25 указан в формуляре СТМ, что позволяет идентифицировать заводской номер СТМ.

Программное обеспечение

в системе используется ПО SCADA-система АСОКУ. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «средний» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1- Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные	Значение
Идентификационное наименование ПО	асоку
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 2.0
Цифровой идентификатор ПО	6981с61dc313c80903f5c4643 5415bc4
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

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

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (далее - ИК) СТМ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов СТМ

о S о к	Наименование измерительного канала	Состав измерительного канала
		Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	ИВК
1	2	3	4	5	6
1	1Г	ТШЛ-20-1 6000/5 КТ 0,2 Зав. № 26 Зав. № 27 Зав. № 33 Рег. № 21255-08	ЗНОЛ-ЭК-10 10500/^3:100/^3 КТ 0,2 Зав. № 2278 Зав. № 2275 Зав. № 2273 Рег. № 47583-11	ARIS-2205 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 071801222005494 Рег. № 87159-22	§ Он о CQ О О о о 00 1Г) U о о m и о о § « о о п S 1Г) Ю CQ CD <Z> IT) ю ей со U m и и
2	2Г	ТШЛ-20-1 6000/5 КТ 0,2 Зав. № 23 Зав. № 30 Зав. № 32 Рег. № 21255-08	ЗНОЛ-ЭК-10 10500/^3:100/^3 КТ 0,2 Зав. № 2278 Зав. № 2275 Зав. № 2273 Рег. № 47583-11	ARIS-2205 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 071801222005495 Рег. № 87159-22
3	3Г	ТШЛ-20-1 6000/5 КТ 0,2 Зав. № 31 Зав. № 66 Зав. № 28 Рег. № 21255-08	ЗНОЛ-ЭК-10 10500/^3:100/^3 КТ 0,2 Зав. № 2283 Зав. № 2276 Зав. № 2280 Рег. № 47583-11	ARIS-2205 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 071801222005505 Рег. № 87159-22
4	4Г	ТШЛ-20-1 6000/5 КТ 0,2 Зав. № 24 Зав. № 34 Зав. № 29 Рег. № 21255-08	ЗНОЛ-ЭК-10 10500/^3:100/^3 КТ 0,2 Зав. № 2283 Зав. № 2276 Зав. № 2280 Рег. № 47583-11	ARIS-2205 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 071801222005509 Рег. № 87159-22
5	5Г	ТШЛ-20-1 6000/5 КТ 0,2 Зав. № 346 Зав. № 348 Зав. № 340 Рег. № 21255-08	ЗНОЛ-ЭК-10 10500/^3:100/^3 КТ 0,2 Зав. № 17805 Зав. № 17812 Зав. № 17803 Рег. № 47583-11	ARIS-2205 КТ 0,2S/0,5 Зав. № 071801222005512 Рег. № 87159-22

Таблица 3 - Основные

ИК СТМ

Номер ИК	Измеряемые параметры	Метрологические характеристики
		Пределы допускаемой относительной погрешности результатов измерений, ±5, %
		в нормальных условиях	в рабочих условиях
1	2	3	4
	1а, 1в, 1с	0,3	0,3
	1ср	0,4	0,4
	Ua, Ub, Uc	0,4	0,4
	иср.ф	0,5	0,5
1-8, 21-24	Uab, Ubc, Uca	0,4	0,4
	Иср.л	0,5	0,5
	Ра, Рв, Рс, Рсум	0,4	1,4
	Qa, Qb, Qc, Qсум	1,1	2,2
	Sa, Sb, Sc, Sсум	0,7	2,6
	f	0,1	0,1

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ СТМ относительно национальной шкалы координированного времени UTC (SU), с

Пр имечания:

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

• 2. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,9, токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от Iном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 °С до +35 °С

• 3. В таблице 3 приняты следующие обозначения:

• - 1а, 1в, 1с - действующие значения фазных электрических токов, (А);

• - 1ср - среднее по трем фазам действующих значений силы электрического тока, (А);

• - Uab, Ubc, Uca - действующее значение линейного напряжения (В);

• - Ua, Ub, Uc - действующее значение фазного напряжения (В);

• - иср.ф -среднее по трем действующим значениям фазного напряжения

• - иср.л -среднее по трем действующим значениям линейного напряжения

• - Ра, Рв, Рс, Рсум - активная пофазная и суммарная трёхфазная мощность (кВт^ч);

• - Qa, Qb, Qc, Q^xn - реактивная пофазная и суммарная трёхфазная мощность (кВар^ч);

• - Sa, Sb, Sc, Sсум - суммарная пофазная и суммарная трёхфазная мощность (кВт^ч);

  - f - частота переменного тока (Гц).
  Таблица 4 - Основные технические характеристики СТМ
  Наименование характеристики	Значение
  1	2
  Количество измерительных каналов	24
  Нормальные условия
  параметры сети:
  - напряжение, % от ином	от 98 до 102
  - ток, % от 1ном	от 100 до 120
  - коэффициент мощности	0,9
  - частота, Гц	50
  температура окружающей среды для счетчиков, °С	от +21 до +25

П Продолжение таблицы 4

1	2
Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от Uhom	от 90 до 110
- ток, % от Ihom	от 1(2) до 120
- коэффициент мощности coso (sino)	от 0,5 инд. до 1 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -60 до +40
температура окружающей среды для контроллеров электрического присоединения ARIS-2205, °С	от +5 до +35
температура окружающей среды для серверов ИВК, °С	от +10 до +30
атмосферное давление, кПа	от 80,0 до 106,7
относительная влажность, %, не более	98
Надежность применяемых в СТМ компонентов ARIS-2205 (рег. № 87159-22) - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	130000
ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	22000
Серверов ИВК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации ARIS-2205 (рег. № 87159-22) - каждого профиля при времени интегрирования 30 мин, сут, не менее	150
Серверов ИВК: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

• - резервирование вычислительных ресурсов;

• - резервирование каналов связи;

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа:

• - измерительных преобразователей;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки.

• - защита на программном уровне:

• -   возможность установки многоуровневых паролей преобразователях, сервере;

• - организация доступа к информации на сервере посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала.

Возможность коррекции времени в:

• - измерительных преобразователях (функция автоматизирована);

• - сервере (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность СТМ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность СТМ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Трансформатор тока	ТВ-ЭК	6
	ТШЛ-20-1	60
	ТШЛК-10	6
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-ЭК-10	3
	ЗНОЛ-ЭК-10	39
Контроллер электрического присоединения	ARIS-2205	24
Сервер синхронизации времени	ССВ-1Г	2
Сервер ИВК (основной)	-	1
Сервер ИВК (резервный)	-	1
Автоматизированное рабочее место	-	1
Документация
Формуляр	ФО 26.51.43/03/25	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений действующих значений силы фазного электрического тока, действующих значений линейного напряжения, частоты переменного тока, активной, реактивной мощности с использованием системы телемеханики Филиала ПАО «РусГидро» - «Саратовская ГЭС». МВИ 26.51.43/03/25, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ», г. Самара. Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311290 от 16.11.2015.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Федеральная генерирующая компания -«РусГидро» (ПАО «РусГидро»)

ИНН 2460066195

Юридический адрес: 660017, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Дубровинского, д. 43, стр. 1

Телефон: 8 845 349 53 19

E-mail: office@rushydro.ru

Изготовитель

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

ИНН 7714348389

Адрес: 125124, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д. 2, к. 12, эт. 2, помещ. II, ком. 9 Телефон: 8 (495) 230-02-86

E-mail: info@energometrologia.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный центр стандартизации, метрологии и испытаний (ФБУ «Самарский ЦСМ»)

Адрес: 443013, г. Самара, пр-кт Карла Маркса, д. 134

Телефон: 8 (846) 336-08-27

Факс: 8 (846) 336-15-54

E-mail: info@samaragost.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU 311281.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95776-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Трансформаторы тока измерительные

Назначение средства измерений

Трансформаторы тока измерительные (далее по тексту - трансформаторы) предназначены для преобразования силы переменного тока в электрических цепях с целью передачи сигнала измерительной информации средствам измерений, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока.

Описание средства измерений

Принцип действия трансформаторов основан на явлении электромагнитной индукции переменного тока. Ток первичной обмотки трансформаторов создает переменный магнитный поток в магнитопроводе, вследствие чего во вторичной обмотке создается ток, пропорциональный первичному току.

Первичной обмоткой трансформатора является токоведущая шина или кабель, устанавливаемые в окне магнитопровода трансформатора. Конструктивно трансформаторы представляют собой кольцевой магнитопровод со вторичной обмоткой, заключенный в пластмассовый изолирующий корпус. Цвет корпуса трансформаторов может различаться.

Трансформаторы выпускаются в модификациях ТОП ЭнергоСтар и ТШП ЭнергоСтар:

• - по числу ступеней трансформации: одноступенчатые;

• - по числу коэффициентов трансформации: с одним коэффициентом трансформации.

Модификации трансформаторов могут различаться номинальным первичным током, классом точности, номинальным вторичным током, габаритными размерами и массой, а так же:

• - по принципу конструкции: опорные, шинные;

• -  по числу вторичных обмоток: с одной вторичной обмоткой, с несколькими вторичными обмотками;

• - по назначению вторичных обмоток: для учета, для измерения и защиты.

Пример условного обозначения трансформатора:

заводской номер трансформатора; ---- номинальная нагрузка, В^А; класс точности;

номинальный ток вторичной обмотки, А; номинальный ток первичной обмотки, А;

размер шины, мм; ширина трансформатора, мм; модификация трансформатора.

Заводской номер в цифровом формате наносится типографским способом или лазерной гравировкой на маркировочную табличку, размещаемую на корпусе трансформаторов.

Нанесение знака поверки на трансформаторы не предусмотрено.

Предусмотрено пломбирование корпуса трансформаторов от несанкционированного доступа разрывной голографической пломбой.

Общий вид трансформаторов с указанием мест нанесения заводского номера, знака утверждения типа и пломбирования от несанкционированного доступа приведены на рисунке 1.

Место пломбирования от несанкционированного доступа

Место нанесения знака утверждения типа

h

Места нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид трансформаторов

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальное напряжение Uном, кВ	0,66
Наибольшее рабочее напряжение Un.v., кВ	0,72
Номинальный первичный ток Хтном, А	1; 2,5; 5; 7,5; 10; 12,5; 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 75; 80 и соответствующие им десяти-и стократные значения; 1200; 1600
Номинальный вторичный ток I2нoм, А	1; 5
Класс точности вторичных обмоток по ГОСТ 7746-2015 - для измерений, для учета, для измерений и защиты - для защиты	0,5; 0,5S; 1; 3; 5; 10 5Р;10Р
Номинальная вторичная нагрузка S2ном, В’А: - для cos ф2 = 0,8 - для cos Ф2 = 1,0	3; 5; 10; 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 75; 100 0,5; 1; 2; 2,5; 5
Номинальный коэффициент безопасности вторичных обмоток для измерений АБном	5; 10
Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты Кном	5; 10
Номинальная частота напряжения сети, Г ц	от 50 до 60

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Класс изоляции при +120 °С	Е
Испытательное напряжение частоты 50 Гц воздействия на изоляцию вторичной обмотки в течение 1 мин, кВ	3
Масса, кг, не более	2,2
Габаритные размеры, мм, не более
- длина	205
- ширина	145
- высота	191
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С	от -10 до +45

Таблица 3 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средняя наработка до отказа, ч, не менее	250000
Средний срок службы, лет	25

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы паспорта и руководства по эксплуатации трансформаторов типографским способом, а также на маркировочную табличку трансформаторов методом лазерной гравировки.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор тока измерительный	ТОП ЭнергоСтар или ТШП ЭнергоСтар	1 шт.
Крепежные принадлежности	-	1 комплект
Крепление для DIN-рейки	-	1 шт.1
Руководство по эксплуатации	КЛУЕ.671231.01 РЭ	1 экз.2
Паспорт	-	1 экз.
Сертификат соответствия	-	1 экз.2
Примечания: 1 Поставляется по запросу; 2 Поставляется один экземпляр на всю поставку.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе «Устройство и принцип действия» руководства по эксплуатации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Государственная поверочная схема для средств измерений коэффициентов преобразования силы электрического тока, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 21 июля 2023 г. № 1491;

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

ТУ 27.11.42 -020 - 96722620 - 2023 «Трансформаторы тока измерительные ТОП и ТШП ЭнергоСтар. Технические условия».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОСТАР» (ООО «ЭНЕРГОСТАР») ИНН 7820307592

Юридический адрес: 198302, г. Санкт-Петербург, ул. Морской пехоты, д. 10, к. 2, лит. а, помещ. 8Н

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОСТАР» (ООО «ЭНЕРГОСТАР») ИНН 7820307592

Юридический адрес: 198302, г. Санкт-Петербург, ул. Морской пехоты, д. 10, к. 2, лит. а, помещ. 8Н

Адрес места осуществления деятельности: 188508, Ленинградская обл., Ломоносовский р-н, гп. Виллозское, тер. Южная, часть производственной зоны Горелово, ул. Понссе, д. 24

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Свердловской области» (ФБУ «УРАЛТЕСТ»)

Адрес: 620075, Свердловская обл., г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, стр. 2а Телефон: 8 (343) 236-30-15

Факс: 8 (343) 350-40-81

Е-mail: uraltest@uraltest.ru

Web-сайт: www.uraltest.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30058-13.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95777-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» (ООО «Башнефть-Добыча» 2 очередь)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» (ООО «Башнефть-Добыча» 2 очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации, а также измерений времени и интервалов времени.

многоуровневую централизованным

(ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) или преобразователи/датчики тока (ПТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) или преобразователи/датчики напряжения (ПН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии или устройства измерительные многофункциональные, выполняющие измерения электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру;

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

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами или преобразователями/датчиками в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.

Для ИК, состоящих из трех уровней, значения электрической энергии и электрической мощности (как активной, так и реактивной) вычисляются на уровне ИИК с коэффициентами трансформации ТТ и ТН равными 1. Затем эти значения передаются на уровень ИВКЭ (в УСПД), где производится умножение результатов измерений количества электрической энергии и электрической мощности на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача измерительной информации на уровень ИВК.

Для ИК, состоящих из двух уровней, значения электрической энергии и электрической мощности (как активной, так и реактивной) вычисляются на уровне ИИК с коэффициентами трансформации ТТ и ТН равными 1, за исключением ИК № 3, № 4, № 51. По ИК № 3 и № 4 значения электрической энергии и электрической мощности (как активной, так и реактивной) вычисляются на уровне ИИК путем пересчета номинальных значений низкоуровневых входных сигналов (каналов) счетчика по току и напряжению к номинальным значениям 5 А и 57,7 В соответственно. По ИК № 51 значения электрической энергии и электрической мощности (как активной, так и реактивной) вычисляются на уровне ИИК с учетом коэффициентов масштабного преобразования ПТ и ПН.

На уровне ИВК выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, (по тем ИК, по которым не предусмотрено вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН на других уровнях), а также обобщенных коэффициентов масштабного преобразования, учитывающих коэффициенты масштабного преобразования ПТ, ПН и счетчиков, 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 производится с третьего уровня настоящей системы.

Сервер АИИС КУЭ имеет возможность получать измерительную информацию в виде XML-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы координированного времени Российской Федерации UTC(SU) на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ, ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется периодически (не реже 1 раза в 1 час). При наличии расхождения сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.

Для ИК, состоящих из трех уровней, сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется периодически (не реже 1 раза в 1 сутки). При расхождении шкалы времени УСПД от шкалы времени сервера АИИС КУЭ на ±1 с и более производится синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ. Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (не реже 1 раза в 1 сутки). При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД на ±1 си более, производится синхронизация шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД.

Для ИК, состоящих из двух уровней, сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (не реже 1 раза в 1 сутки). При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ на ±1 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера АИИС КУЭ.

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 счетчиков, УСПД и сервера АИИС КУЭ).

Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.

Заводской номер АИИС КУЭ 001 наносится на корпус сервера АИИС КУЭ и в виде наклейки и типографским способом в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	«Пирамида 2.0»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 10.10
Наименование программного модуля ПО	BinarvPackControls.dll
Цифровой идентификатор ПО	EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476
Наименование программного модуля ПО	CheckDataIntegritv.dll
Цифровой идентификатор ПО	E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7
Наименование программного модуля ПО	ComIECFunctions.dll
Цифровой идентификатор ПО	BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27
Наименование программного модуля ПО	ComModbusFunctions.dll
Цифровой идентификатор ПО	AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917
Наименование программного модуля ПО	ComStdFunctions.dll
Цифровой идентификатор ПО	EC9A86471F3 713E60C1DAD056CD6E3 73
Наименование программного модуля ПО	DateTimeProcessing. dll
Цифровой идентификатор ПО	D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D
Наименование программного модуля ПО	SaleValuesDataUpdate.dll
Цифровой идентификатор ПО	B6740D3419A3BC1A42763 860BB6FC8AB
Наименование программного модуля ПО	SimpleVerifvDataStatuses.dll
Цифровой идентификатор ПО	61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A3 9
Наименование программного модуля ПО	SummaryCheckCRC. dll
Цифровой идентификатор ПО	EFCC55E91291DA6F80597932364430D5
Наименование программного модуля ПО	ValuesDataProcessing.dll
Цифровой идентификатор ПО	013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК ЛИИС КУЭ

о. о S о к	Наименование ИК	ТТ/ПТ	тн/пн	Счетчик	УСПД/УССВ/Сервер	Вид электрической энергии и мощности
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС ПО кВ Семилетка, 1 сек. ш. 35 кВ, ВЛ 35 кВ Семилетка-Яркеево 1ц.	ТВГ-УЭТМ® 300/5 Кл. т. 0,5 Per. № 52619-13	НАМИ 35000/100 Кл. т. 0,2 Per. №60002-15	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-08	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АИИС КУЭ: УМуаге	активная реактивная
2	ПС 110 кВ Семилетка, 2 сек. ш. 35 кВ, ВЛ 35 кВ Семилетка-Базы	ТВГ-УЭТМ® 200/5 Кл. т. 0,5 Per. № 52619-13	НАМИ 35000/100 Кл. т. 0,2 Per. №60002-15	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12		активная реактивная
3	ВЛ 35 кВ Телепаново - Буралы 1 ц., оп. 45, отпайка в сторону ПС 35 кВ Базы, ПКУ-35 кВ	ТЕСУ 200 А/2 В Кл. т. 0,2S Per. № 69430-17	ТЕСУ 35000/л/3; 1 Кл. т. 0,2 Per. № 69430-17	Е8М-ЕТ75-24-А2Е2-058 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 66884-17	УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АИИС КУЭ: УМуаге	активная реактивная
4	ВЛ-35 кВ Семилетка - Яркеево 1 ц., оп. 72, ПКУ-35 кВ	ТЕСУ 200 А/2 В Кл. т. 0,2S Per. № 69430-17	ТЕСУ 35000/л/3; 1 Кл. т. 0,2 Per. № 69430-17	Е8М-ЕТ75-24-А2Е2-058 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 66884-17		активная реактивная
5	ПС 35 кВ Игметово, РУ-6 кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, яч. 4, ВЛ-6 кВ ф. 4	ТОЛ-СВЭЛ 150/5 Кл. т. 0,5S Per. № 70106-17	НАМИТ-10-2 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 18178-99	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-08	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АИИС КУЭ: УМуаге	активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
6	СУ скважины № 185 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону летний лагерь	ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5 Per. № 15174-06	-	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07	УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АПИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
7	ТП № 5063П 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т	ТОП 100/5 Кл. т. 0,5 Per. №47959-11	-	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07		активная реактивная
8	ПС 35 кВ Илишево, 1 с.ш. 6 кВ, ввод 6 кВ	ТОЛ-СВЭЛ 600/5 Кл. т. 0,5S Per. № 70106-17	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 16687-07	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АПИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
9	ПС 35 кВ Илишево, 2 с.ш. 6 кВ, ввод 6 кВ	ТОЛ-СВЭЛ 600/5 Кл. т. 0,5S Per. № 70106-17	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 16687-07	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21		активная реактивная
10	ПС 35 кВ Илишево, ввод 0,4 кВ ТСН-1	ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5 Per. № 15174-06	-	СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-08		активная реактивная
11	ПС 35 кВ Илишево, ввод 0,4 кВ ТСН-2	ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5 Per. № 15174-06	-	СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-08		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
12	ПС 35 кВ Аккузево, 1 с.ш. 6 кВ, ввод 6 кВ	ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Per. № 1856-63	НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АНИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
13	ПС 35 кВ Аккузево, ввод 0,4 кВ ТСН-1	ТОП-М-0,66 200/5 Кл. т. 0,5 Per. №71205-18	-	ТЕ2000.05.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21		активная реактивная
14	ПС 35 кВ Илишево, КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 5, ВЛ-6 кВ ф. 5	ТОЛ-СВЭЛ 200/5 Кл. т. 0,5S Per. № 70106-17	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 16687-07	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АНИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
15	ПС 35 кВ Илишево, КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 15, ВЛ-6 кВ ф. 15	ТОЛ-СВЭЛ 200/5 Кл. т. 0,5S Per. № 70106-17	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 16687-07	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21		активная реактивная
16	ПС 35 кВ Илишево, КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16, ВЛ-6 кВ яч. 16	ТОЛ-СВЭЛ 100/5 Кл. т. 0,5S Per. № 70106-17	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 16687-07	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21		активная реактивная
17	ПС 35 кВ Илишево, КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 18, ВЛ-6 кВ яч. 18	ТОЛ-СВЭЛ 100/5 Кл. т. 0,5S Per. № 70106-17	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 16687-07	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21		активная реактивная
18	АВР-0,4 кВ узел учета ООО МНКТ, КЛ-0,4 кВ в сторону ООО МНКТ	ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5 Per. № 15174-06	-	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07	УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АНИС КУЭ: VMvare	активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
25	ПС 110 кВ Балтачево, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 7, КЛ-6 кВ ф. 7	ТОЛ-СЭЩ-10 600/5 Кл. т. 0,5S Per. №32139-11	НОЛ-СЭЩ 6000/л/З; 100/л/З Кл. т. 0,5 Per. № 54370-13	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АПИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
26	ПС 110 кВ Балтачево, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 10, КЛ-6 кВ ф. 10	ТОЛ-СЭЩ-10 400/5 Кл. т. 0,5S Per. №32139-11	НОЛ-СЭЩ 6000/л/З; 100/л/З Кл. т. 0,5 Per. № 54370-13	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12		активная реактивная
27	ВЛ-6 кВ ф. 17 от ПС 110 кВ Балтачево, ВЛ-6 кВ в сторону МУП ДЭиТС, он. 1, ВММ-3 6 кВ	ТПЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Per. № 2363-68	НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70	ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07	УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АПИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
28	ТП № 707 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т	ТОП-0,66 100/5 Кл. т. 0,5 Per. № 15174-06	-	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07		активная реактивная
29	ВЛ-6 кВ ф. 5 от ПС 110 кВ Балтачево, он. 3, ВМО-6 кВ ф. 5	ТПЛ-10 75/5 Кл. т. 0,5 Per. № 1276-59	НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70	ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07		активная реактивная
30	ВЛ-6 кВ ф. 12 от ПС 110 кВ Балтачево, он. 2, ВМО-6 кВ ф. 12	ТПЛМ-10 75/5 Кл. т. 0,5 Per. № 2363-68	НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70	ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07		активная реактивная
31	ТП УБР 6 кВ, РЩ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону Скважина воды д. Кушулево	ТОП 100/5 Кл. т. 0,5 Per. №47959-11	-	ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. №46634-11		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
32	ПС 35 кВ Конезавод, КРУП-10 кВ, 1 сек.ш. 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1	ТВК-10 300/5 Кл. т. 0,5 Per. № 8913-82	НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АНИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
33	ПС 35 кВ Конезавод, КРУП-10 кВ, 2 сек.ш. 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-2	ТПЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Per. № 1276-59	НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 831-69	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21		активная реактивная
34	ПС 35 кВ Мокроусово, КРУП-10 кВ, 1 сек.ш. 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-1	ТЛМ-10 ТОЛ-НТЗ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Per. № 2473-69 Per. № 51679-12	НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АНИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
35	ПС 35 кВ Мокроусово, КРУП-10 кВ, 2 сек.ш. 10 кВ, Ввод 10 кВ Т-2	ТВК-10 600/5 Кл. т. 0,5 Per. № 8913-82	НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Per. № 11094-87	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-08		активная реактивная
36	ПС 35 кВ Мокроусово, РУСН-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ	Т-0,66 100/5 Кл. т. 0,5 Per. № 67928-17	-	СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-08		активная реактивная
37	ТП СНТ Агро 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т	ТОП 150/5 Кл. т. 0,5 Per. №47959-11	-	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07	УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АНИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
38	ТП № 4009 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т	ТОП 50/5 Кл. т. 0,5 Per. №47959-11	-	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
39	ПС 35 кВ Уязы-Тамак, РУ-6 кВ, 2 сек.ш. 6 кВ, яч. 10, ВЛ-6 кВ ф. 37-02	ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Per. № 1276-59	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 16687-02	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АНИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
40	ПС 35 кВ Уязы-Тамак, РУ-6 кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, яч. 04, ВЛ-6 кВ ф. 37-03	ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Per. № 1276-59	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 16687-02	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21		активная реактивная
41	ПС 35 кВ Уязы-Тамак, РУ-6 кВ, 2 сек.ш. 6 кВ, яч. 08, ВЛ-6 кВ ф. 37-05	ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Per. № 1276-59	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 16687-02	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21		активная реактивная
42	ПС 35 кВ Уязы-Тамак, РУ-6 кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, яч. 03, ВЛ-6 кВ ф. 37-08	ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Per. № 1276-59	НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 16687-02	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21		активная реактивная
43	СКЗ № 13 0,23 кВ, КЛ-0,23 кВ от ОМП СКЗ № 13 6 кВ	-	-	СЭБ-1ТМ.02Д.02 Кл. т. 1,0 Per. № 39617-09	УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АНИС КУЭ: VMvare	активная
44	СКЗ № 181 0,23 кВ, КЛ-0,23 кВ от ОМП СКЗ № 181 6 кВ	-	-	СЭБ-1ТМ.02Д.02 Кл. т. 1,0 Per. № 39617-09		активная
45	ТП АКЗ-1 6 кВ, РУ-0,23 кВ, ввод 0,23 кВ Т	-	-	СЭБ-1ТМ.02Д.02 Кл. т. 1,0 Per. № 39617-09		активная
46	КТП № 1А 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т	ТОП 50/5 Кл. т. 0,5 Per. №47959-11	-	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07		активная реактивная

1	2	3	4	5	6	7
54	ПС 110/35/6 кВ Агидель	ТВГ-УЭТМ® 300/5	ЗНОМ-35-65 35000/л/3; 100/л/З	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-08	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05	активная
	ВЛ-35 кВ Агидель - Кабаново 1ц	Кл. т. 0,5S Per. № 52619-13	Кл. т. 0,5 Per. № 912-70		УССВ: УСВ-2	реактивная
55	ПС 110/35/6 кВ Агидель	ТВГ-УЭТМ® 300/5	ЗНОМ-35-65 35000/л/3; 100/л/З	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-08	Per. № 82570-21	активная
	ВЛ-35 кВ Агидель - Кабаново 2ц	Кл. т. 0,5S Per. № 52619-13	Кл. т. 0,5 Per. № 912-70		Сервер АНИС КУЭ: VMvare	реактивная
		ТЛМ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Per. № 2473-69	НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70	ПСЧ-4ТМ.05М		активная
56	ПС 35/6 кВ Кабаново ввод 6 кВ Т-1			Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05	реактивная
57	ПС 35/6 кВ Кабаново ввод 6 кВ Т-2	ТЛМ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Per. № 2473-69	НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70	ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07	УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21	активная реактивная
58	ПС 35/6 кВ Кабаново ввод 0,4 кВ ТСН	Т-0,66 УЗ 100/5 Кл. т. 0,5 Per. № 9504-84	-	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07	Сервер АНИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
		ТОП-0,66 150/5 Кл. т. 0,5 Per. № 57218-14			УССВ: УСВ-2
	КТП-6/0,4 кВ ООО АК «Прикамье»			СЭТ-4ТМ.03М.09	Per. № 82570-21	активная
59	РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ (ПС 35 кВ Кабаново, ф. 7, дом пчеловода)			Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12	Сервер АНИС КУЭ: VMvare	реактивная

1	2	3	4	5	6	7
60	ПС 35 кВ Кабаново, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. № 9, ВЛ-6 кВ ф. 9	ТЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Per. № 2473-69	НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21	УСПД: СИКОН С70 Per. № 28822-05 УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АПИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
61	ПС 35 кВ Кабаново, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. № 12, ВЛ-6 кВ ф. 12	ТЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Per. № 2473-69	НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70	ТЕ2000.01.00.00 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 83048-21		активная реактивная
62	РУВН № 1, РУ-0,4 кВ, ввод-1, 0,4 кВ (ПС 35 кВ Кабаново, ф. 2)	ТОП-0,66 50/5 Кл. т. 0,5 Per. № 15174-06	-	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07	УССВ: УСВ-2 Per. № 82570-21 Сервер АПИС КУЭ: VMvare	активная реактивная
63	РУВН № 2, РУ-0,4 кВ, ввод-1, 0,4 кВ (ПС 35 кВ Кабаново, ф. 2)	ТОП-0,66 50/5 Кл. т. 0,5 Per. № 15174-06	-	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07		активная реактивная
64	КТП 6/0,4 кВ № 9, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ (ПС 35 кВ Кабаново, ф. 2)	ТОП-0,66 50/5 Кл. т. 0,5 Per. № 15174-06	-	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07		активная реактивная
65	ПС 35 кВ Кабаново РВНО-12-12-01-6 кВ ф. 126 кВ	ТОЛ-СВЭЛ 200/5 Кл. т. 0,58 Per. № 70106-17	НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-08		активная реактивная
66	КТП-8170, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ (ПС 35 кВ Кабаново, ф. 9)	ТОП-0,66 150/5 Кл. т. 0,5 Per. № 15174-06	-	ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36355-07		активная реактивная

Примечания

• 1 Допускается замена ТТ/ПТ, ТН/ПН 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.

• 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичное утвержденного типа.

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

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

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

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность)

Номер ИК и классы точности компонентов (средств измерений), входящих в состав уровня ИИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы основной относительной погрешности измерений, (+ б), %			Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (+ б), %
		cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1	2	3	4	5	6	7	8
1; 2; 12; 32; 34; 35 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S)	I1ном < I1 ~ 1,2I1ном	0,9	1,2	2,0	1,6	2,1	2,6
	0,2I1ном ~ I1   I1ном	1,1	1,6	2,8	1,7	2,3	3,3
	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	1,8	2,8	5,3	2,2	3,3	5,6
3; 4 (ПТ 0,2S; ПН 0,2; Счетчик 0,5S)	I1ном ~ I1 ~ 1,2I1ном	0,6	0,8	1,1	1,5	1,9	2,0
	0,2I1ном ~ I1 < I1ном	0,6	0,8	1,1	1,5	1,9	2,0
	0,1I1ном   I1 < 0,2I1ном	0,7	0,9	1,3	1,5	2,0	2,2
	0,05I1ном   I1 < 0,1I1ном	0,7	1,3	1,5	1,5	2,2	2,3
	0,01I1ном < I1 < 0,05I1ном	1,4	1,6	2,2	2,2	2,4	2,8
5; 8; 9; 14 - 17; 25; 26; 50; 54; 55; 65; 67; 75 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	I1ном < I1 < 1,2I1ном	1,0	1,4	2,3	1,7	2,2	2,9
	0,2I1ном < I1 < I1ном	1,0	1,4	2,3	1,7	2,2	2,9
	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	1,2	1,7	3,0	1,8	2,4	3,5
	0,01I1ном < I1 < 0,05I1ном	2,1	3,0	5,5	2,7	3,5	5,8
6; 7; 10; 11; 13; 18; 28; 31; 36 - 38; 46 - 49; 52; 53; 58; 59; 62 - 64; 66; 68; 70; 72 - 74 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S)	I1ном < I1 < 1,2I1ном	0,8	1,1	1,9	1,6	2,1	2,6
	0,2I1ном < I1 < I1ном	1,0	1,5	2,7	1,7	2,3	3,2
	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	1,7	2,8	5,3	2,2	3,3	5,6
19 - 24 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)	I1ном < I1 < 1,2I1ном	0,9	1,2	2,2	1,1	1,5	2,3
	0,2I1ном < I1 < I1ном	0,9	1,2	2,2	1,1	1,5	2,3
	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	1,1	1,6	2,9	1,2	1,8	3,0
	0,011,ном < I1 < 0,05I1ном	1,8	2,9	5,4	2,0	3,0	5,5
27; 29; 30; 33; 39- 42; 56; 57; 60; 61 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	I1ном < I1 < 1,2I1ном	1,0	1,4	2,3	1,7	2,2	2,9
	0,2I1ном < I1 < I1ном	1,2	1,7	3,0	1,8	2,4	3,5
	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	1,8	2,9	5,4	2,3	3,4	5,7

1	2	3	4	5	6	7	8
43 - 45; 71 (Счетчик 1)	0,21б    1   1  к	1,0	1,0	1,0	2,9	3,3	3,3
	0,11б < I < 0,21б	1,0	1,5	1,5	2,9	3,5	3,5
	0,051б < I < 0,11б	1,5	1,5	1,5	3,4	3,5	3,5
51 (ПТ 0,5S; ПН 0,5; Счетчик 0,5S)	11ном < I1 < 1,211ном	1,0	1,3	2,2	1,7	2,2	2,8
	0,211ном < I1 < 11ном	1,0	1,3	2,2	1,7	2,2	2,8
	0,111ном < I1 < 0,211ном	1,1	1,7	3,0	1,8	2,4	3,4
	0,0511ном < I1 < 0,111ном	1,1	1,9	3,1	1,8	2,6	3,6
	0,0111ном < I1 < 0,0511ном	2,1	3,0	5,5	2,7	3,5	5,8
69 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S)	11ном < I1 < 1,211ном	0,8	1,1	1,9	1,6	2,1	2,6
	0,211ном < I1 < 11ном	0,8	1,1	1,9	1,6	2,1	2,6
	0,0511ном < I1 < 0,211ном	1,0	1,5	2,7	1,7	2,3	3,2
	0,0111ном < I1 < 0,0511ном	2,0	2,9	5,4	2,6	3,4	5,6

Примечания:

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

• 2. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электрической энергии от 0 °С до + 40 °С.

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

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)

Номер ИК и классы точности компонентов (средств измерений), входящих в состав уровня ИИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы основной относительной погрешности измерений, (+ б), %		Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (+ б), %
		cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1	2	3	4	5	6
1; 2; 12; 32; 34; 35 (тТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0)	11ном < I1 < 1,211ном	1,9	1,4	3,9	3,7
	0,211ном < I1 < 11ном	2,4	1,7	4,2	3,8
	0,0511ном < I1 < 0,211ном	4,3	2,6	5,5	4,3

1	2	3	4	5	6
3; 4 (ПТ 0,2S; ПН 0,2; Счетчик 1,0)	I1ном < I1 < 1,2I1ном	1,3	1,2	3,7	3,6
	0,2I1ном ~ I1   I1ном	1,3	1,2	3,7	3,6
	0,1I1ном   I1 < 0,2I1ном	1,4	1,2	3,7	3,7
	0,05I1ном   I1 < 0,1I1ном	1,9	1,7	3,9	3,9
	0,02I1ном   I1 < 0,05I1ном	2,3	1,9	4,1	4,0
5; 8; 9; 14 - 17; 25; 26; 50; 54; 55; 65; 67; 75 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)	I1ном ~ I1 ~ 1,2I1ном	2,1	1,5	4,0	3,8
	0,2I1ном “ I1 < I1ном	2,1	1,5	4,0	3,8
	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	2,6	1,8	4,3	3,9
	0,02I1ном < I1 < 0,05I1ном	4,6	3,0	5,8	4,5
6; 7; 10; 11; 13; 18; 28; 31; 36 - 38; 46 - 49; 52; 53; 58; 59; 62 - 64; 66; 68; 70; 72 - 74 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0)	I1ном < I1 < 1,2I1ном	1,8	1,3	3,9	3,7
	0,2I1ном < I1 < I1ном	2,4	1,6	4,2	3,8
	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	4,3	2,6	5,5	4,3
19 - 24 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)	I1ном < I1 < 1,2I1ном	1,9	1,2	2,6	2,1
	0,2I1ном < I1 < I1ном	1,9	1,2	2,6	2,1
	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	2,4	1,5	3,0	2,3
	0,02I1ном < I1 < 0,05I1ном	4,4	2,7	4,8	3,2
27; 29; 30; 33; 39 - 42; 56; 57; 60; 61 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0)	I1ном < I1 < 1,2I1ном	2,1	1,5	4,0	3,8
	0,2I1ном < I1 < I1ном	2,6	1,8	4,3	3,9
	0,05I1ном < I1 < 0,2I1ном	4,4	2,7	5,6	4,4
51 (ПТ 0,5S; ПН 0,5; Счетчик 1,0)	I1ном < I1 < 1,2I1ном	2,0	1,5	4,0	3,8
	0,2I1ном < I1 < I1ном	2,0	1,5	4,0	3,8
	0,1I1ном < I1 < 0,2I1ном	2,6	1,7	4,3	3,9
	0,05I1ном < I1 < 0,1I1ном	2,8	2,1	4,5	4,1
	0,02I1ном < I1 < 0,05I1ном	4,6	2,9	5,7	4,5

1	2	3	4	5	6
69	I1ном < I1 ~ 1,2I1ном	1,8	1,3	3,9	3,7
	0,2I1ном ~ I1   I1ном	1,8	1,3	3,9	3,7
(ТТ 0,5S; Счетчик 1,0)	0,05I1ном   I1 < 0,2I1ном	2,4	1,6	4,2	3,8
	0,02I1ном < I1 < 0,05I1ном	4,5	2,9	5,7	4,5

Примечания:

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

• 2. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электрической энергии от 0 °С до + 40 °С.

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

Таблица 5 -

СОЕВ

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

Таблица 6 - Основные технические

ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	75
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном - ток (для ИК включающих ТТ/ПТ), % от Ьюм - ток (для ИК включающих счетчики прямого включения), % от Ig - частота, Гц - коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С	от 99 до101 от 1 до 120 от 5 до 1500 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток (для ИК включающих ТТ/ПТ), % от 1ном - ток (для ИК включающих счетчики прямого включения), % от 1б - частота, Гц - коэффициент мощности cosф температура окружающей среды в месте расположения ТТ/ПТ и ТН/ПН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков °С температура окружающей среды в месте расположения УСПД °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 1500 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 0,5

1	2
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более	3
УСПД
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Сервер АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	45
- при отключении питания, лет, не менее	5
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, сут, не менее	45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер АИИС КУЭ:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счетчика:

• - параметрирования;

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

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал УСПД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в УСПД;

• - журнал сервера АИИС КУЭ:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчиках и сервере АИИС КУЭ;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;

• - испытательной коробки;

• - УСПД;

• - сервера АИИС КУЭ;

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

• - счетчиков;

• - УСПД;

• - сервера АИИС КУЭ.

Возможность коррекции времени:

• - в счетчиках (функция автоматизирована);

• - в УСПД (функция автоматизирована);

• - в сервере АИИС КУЭ (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована);

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Трансформатор тока	ТВГ-УЭТМ®	12
Трансформатор тока	ТОЛ-СВЭЛ	23
Трансформатор тока	ТОП-0,66	36
Трансформатор тока	ТОП	33
Трансформатор тока	ТВЛМ-10	2
Трансформатор тока	ТОП-М-0,66	3
Трансформатор тока	ТРГ-УЭТМ®	6
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-35-IV	12
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	6
Трансформатор тока	ТПЛМ-10	4
Трансформатор тока	ТПЛ-10	12
Трансформатор тока	ТВК-10	4
Трансформатор тока	ТЛМ-10	10
Трансформатор тока	ТОЛ-НТЗ-10	1
Трансформатор тока	Т-0,66	6
Трансформатор тока	ТТИ	3
Трансформатор тока	Т-0,66 У3	3
Трансформатор тока	ТОЛ	4
Трансформатор тока	ТТЭ	3
Трансформатор напряжения	НАМИ	2
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10-2	1
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10	5
Трансформатор напряжения	НАМИ-10	4
Трансформатор напряжения	ЗНГ-УЭТМ®	6

1	2	3
Трансформатор напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	2
Трансформатор напряжения	НОЛ-СЭЩ	6
Трансформатор напряжения	НТМИ-6-66	6
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	1
Трансформатор напряжения	НОЛ	4
Трансформатор напряжения	ЗНОМ-35-65	6
Преобразователь тока и напряжения измерительный	TECV	6
Датчик комбинированный электронный тока и напряжения	SMT	3
Счетчик электрической энергии	СЭТ-4ТМ.03М	21
Счетчик электрической энергии	ПСЧ-4ТМ.05М	23
Счетчик электрической энергии	ТЕ2000	16
Счетчик электрической энергии	СЭБ-1ТМ.02Д	4
Счетчик электрической энергии	ПСЧ-4ТМ.05МК	7
Счетчик электрической энергии	SMT	1
Счетчик электрической энергии	СЭТ-4ТМ.03МК	1
Устройство измерительное многофункциональное	ESM	2
Устройство сбора и передачи данных	СИКОН С70	10
Устройство синхронизации времени	УСВ-2	1
Сервер АИИС КУЭ	VMvare	1
Программное обеспечение	Пирамида 2.0	1
Формуляр	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО АНК «Башнефть» (ООО «Башнефть-Добыча» 2 очередь), аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Публичное акционерное общество Акционерная нефтяная компания «Башнефть» (ПАО АНК «Башнефть»)

ИНН 0274051582

Юридический адрес: 450052, Республика Башкортостан, г.о. город Уфа, г. Уфа, ул. Карла Маркса, д. 30/1

Изготовитель

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

ИНН 3327304235

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

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

Телефон: (4922) 33-67-66, (4922) 33-79-60, (4922) 33-93-68

Испытательный центр

Общество с ограниченной (ООО «Спецэнергопроект»)

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

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

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.31242.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95778-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии НАО «СВЕЗА Мантурово»

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту - сервер ИВК), блок коррекции времени ЭНКС-2 (далее по тексту - УСВ), автоматизированное рабочее место (далее по тексту - АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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

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

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

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

Сервер ИВК АИИС КУЭ с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электрической энергии и считывает с них тридцатиминутный профиль нагрузки для каждого канала учета и журналы событий.

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

Сервер ИВК или АРМ ИВК АИИС КУЭ один раз в сутки, в соответствии с регламентами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), формирует отчеты в формате XML и осуществляет передачу отчетов XML в программно-аппаратные комплексы АО «АТС», регионального филиала АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным субъектам ОРЭМ. Передача отчетов XML при этом осуществляется с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта ОРЭМ, и реализуется по каналу связи сети Интернет.

Сервер ИВК или АРМ ИВК АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от АИИС КУЭ смежных участников ОРЭМ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает синхронизацию времени с национальной шкалой времени UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит УСВ, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой времени UTC (SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС/GPS.

Сравнение шкалы времени сервера ИВК со шкалой времени УСВ осуществляется периодически, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация шкалы времени сервера ИВК производится при расхождении показаний часов сервера ИВК со шкалой времени УСВ на величину равную ±1 с и более.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера ИВК осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация шкалы времени счетчиков производится при расхождении шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера ИВК на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии, сервера ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер АИИС КУЭ 25/034 нанесен на маркировочную табличку, расположенную на тыльной стороне сервера ИВК типографским способом. заводской номер 25/034 указан в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, идентифицировать заводской номер АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню в соответствии с Рекомендациями Р 50.2.077-2014. метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

значимой части ПО

данные

Идентификационные данные	Значение
Идентификационное наименование ПО	ac metrologv.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.1
Цифровой идентификатор ПО	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав

каналов АИИС КУЭ

о S К	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	ИВК
1	2	3	4	5	6
1	ПС 35 кВ Фанком, ЗРУ- 35 кВ, 1 СШ 35 кВ, яч.2, ввод 35 кВ Т-1	CTS - CTSО (мод. CTS 38) 300/5 Кл т. 0,2 Рег. № 38209-08	VTB 30-S 35000/V3/100/V3 Кл т. 0,5 Рег. № 54165-13	Меркурий 230 ART-00 Кл т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07	§ Он о CQ О О о 00 г- I-,' о и
2	ПС 35 кВ Фанком, ЗРУ- 35 кВ, 2 СШ 35 кВ, яч.8, ввод 35 кВ Т-2	CTS - CTSО (мод. CTS 38) 300/5 Кл т. 0,2 Рег. № 38209-08	VTB 30-S 35000/^3/100/^3 Кл т. 0,5 Рег. № 54165-13	Меркурий 230 ART-00 Кл т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

Примечания:

• 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

• 2. Допускается замена УСВ на аналогичные, утвержденных типов.

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

• 4. Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-в эксплуатационные документы.

  владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения

  Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номер ИК	Вид электрической энергии	Границы основной погрешности ±5, %	Границы погрешности в рабочих условиях ±5, %
1	2	3	4
1, 2	Активная Реактивная	1,0 1,3	2,0 3,7
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно национальной шкалы координированного времени UTC (SU), с			±5
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8, токе ТТ, равном 100% от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cosф=0,8 и токе ТТ равном 5% от 1ном, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 °С до + 35 °С.

Таблица 4 - Основные технические

АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	2
Нормальные условия параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 98 до 102
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности cos9	0,8
- частота, Гц	50
температура окружающей среды для счетчиков, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 5 до 120
- коэффициент мощности cos9	от 0,5ИНД до 0,9ЕМК
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -40 до +40
температура окружающей среды для счетчиков, °С	от +5 до +35
температура окружающей среды для сервера ИВК, °С	от +10 до +30
атмосферное давление, кПа	от 80,0 до 106,7
относительная влажность, %, не более	98
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Меркурий 230 ART-00 (рег. № 23345-07):
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	150000
ЭНКС-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1

Продолжение таблицы 4

1	2
Сервер ИВК:
- коэффициент готовности, не менее	0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Глубина хранения информации
Меркурий 230 ART-00 (рег. № 23345-07):
- 30-минутный профиль нагрузки, сут, не менее	45
Сервер ИВК:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

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

Регистрация событий:

• - в журнале событий счетчика:

• - параметрирования;

• - коррекции времени в счетчике;

• - формирования обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики счетчика;

• - отсутствия напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

• - перерыва питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

• - в журнале событий сервера ИВК:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и сервере ИВК;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчика электрической энергии;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера ИВК.

• - защита информации на программном уровне:

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

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на сервер ИВК.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчике электрической энергии (функция автоматизирована);

• - сервере ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений;

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

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

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Трансформатор тока	CTS - CTSО (мод. CTS 38)	6
Трансформатор напряжения	VTB 30-S	6
Счетчик электрической энергии	Меркурий 230 ART-00	2
Блок коррекции времени	ЭНКС-2	1
Сервер ИВК	-	1
Автоматизированное рабочее место	-	1
Документация
Паспорт-формуляр	ПФ 26.51/345/25	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной электроэнергии НАО «СВЕЗА ФБУ «Самарский ЦСМ» г. Самара,

№ RA.RU.311290 от 16.11.2015.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Непубличное акционерное общество «СВЕЗА Мантурово» (НАО «СВЕЗА Мантурово») ИНН: 4404000349

Юридический адрес: 157305, Костромская обл., р-н Мантуровский, г. Мантурово, ул. Матросова, д. 2 Б

Телефон: +7 (49446) 2-73-48

E-mail: manturovo@sveza.com

Изготовитель

Непубличное акционерное общество «СВЕЗА Мантурово» (НАО «СВЕЗА Мантурово») ИНН: 4404000349

Адрес: 157305, Костромская обл., р-н Мантуровский, г. Мантурово, ул. Матросова,

д. 2 Б

Телефон: +7 (49446) 2-73-48

E-mail: manturovo@sveza.com

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью (ООО «Энерготестконтроль»)

Адрес: 117449, г. Москва, ул. Карьер, д. 2, стр. 9, помещ. 1 Телефон: 8 (495) 647-88-18

E-mail: golovkonata63@gmail.com

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312560.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95779-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Тестеры автоматических сфигмоманометров ТАСМ-3

Назначение средства измерений

Тестеры автоматических сфигмоманометров ТАСМ-3 (далее предназначены для:

- воспроизведения и измерения избыточного давления воздуха при испытаниях и поверке каналов измерения давления неинвазивных механических измерителей артериального давления (ИАД), служащих для косвенного определения артериального давления путем измерения избыточного давления воздуха в компрессионной манжете в моменты появления и исчезновения тонов Короткова (аускультативный метод);

- воспроизведения и измерения избыточного давления воздуха и воспроизведения осцилляций давления с заданной частотой при испытаниях и поверке каналов измерения давления и частоты пульса автоматических и полуавтоматических неинвазивных измерителей артериального давления (НИАД), принцип действия которых основан на осциллометрическом методе измерения артериального давления.

ТАСМ-3 могут применяться в качестве рабочего эталона 4-го разряда согласно Государственной поверочной схеме для средств измерений избыточного давления до 4000 МПа, утвержденной Приказом Росстандарта от 20.10.2022 № 2653, и в качестве рабочего эталона единицы артериального давления) для электродиагностических Приказом Росстандарта от 30.12.2019 № 3464.

Описание средства измерений

Принцип действия ТАСМ-3 в режиме поверки канала измерения давления основан встроенным в ТАСМ-3 и подключенных к ней частоты пульса основан на создании в измерительном тракте ИАД подключенного к ТАСМ-3 пульсаций давления, аналогичных возникающим в компрессионной манжете ИАД в процессе измерения артериального давления с частотой, задаваемой ТАСМ-3, и сравнением ее с измеренной поверяемым ИАД.

В режиме контроля герметичности пневматической системы ИАД, ТАСМ-3 измеряет скорость снижения давления в результате утечки воздуха в пневматической системе подключенного к ней поверяемого ИАД.

ТАСМ-3 выпускаются в трех модификациях ТАСМ-3А, ТАСМ-3Б и ТАСМ-3В, отличающихся по функциональному наполнению режимов работы и комплектностью поставки.

ТАСМ-3 состоит из электромеханических узлов (компрессора генерации пульса, пневмоклапанов, дросселей), электронной платы управления и измерения, двух штуцеров Ш1 и Ш2 для подключения поверяемых ИАД и (или) компрессионной манжеты, заключенных в пластиковый корпус.

На верхней панели корпуса расположены клавиатура управления и графический дисплей. На экране графического дисплея отображаются результаты измерений в каждом из режимов работы ТАСМ-3. Переключения режима измерений осуществляется при помощи клавиатуры, при этом название режима измерений отображается в верхней строке экрана дисплея.

Заводской номер в виде цифрового обозначения наносится методом цифровой лазерной печати на шильдик, расположенный на верхней боковой поверхности корпуса ТАСМ-3.

Пломбирование ТАСМ-3 осуществляется с помощью пластилиновых пломб на задней поверхности ТАСМ-3, закрывающих головку винта, скрепляющего части корпуса ТАСМ-3.

Общий вид, схема маркировки и пломбирования ТАСМ-3 представлены на рисунках 1 и 2.

Нанесение знака поверки на ТАСМ-3 не предусмотрено.

Рисунок 2 - Общий вид и схема пломбирования ТАСМ-3

Программное обеспечение

ТАСМ-3 имеют встроенное программное обеспечение, которое содержит функции для управления прибором, воспроизведения требуемых параметров, обработки информации, полученной от измерительных устройств в процессе проведения измерений.

Метрологически значимая часть программного обеспечения (далее по тексту - ПО) расположена в программном модуле ТАСМ-3. Конструкция средств измерений исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.

Идентификационные данные (признаки) метрологически значимой части ПО ТАСМ-3 приведены в таблице 1.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки'	ПО
Идентификационные данные (признаки)	Значение
	ТАСМ-3А	ТАСМ-3Б	ТАСМ-3В
Идентификационное наименование ПО	ТАСМ-3А	ТАСМ-3Б	ТАСМ-3В
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	1.25
Цифровой идентификатор ПО	-

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

ТАСМ-3

Наименование характеристики	Значение
	ТАСМ-3А	ТАСМ-3Б	ТАСМ-3В
Диапазон измеряемых значений давления воздуха, мм рт.ст.	от 0 до 400
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений давления воздуха, мм рт.ст.	±0,5
Диапазон воспроизводимых значений частоты пульса, мин-1	от 20 до 220
Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведения частоты пульса, %	±0,5
Диапазон измеряемых значений скорости снижения давления воздуха, мм рт.ст./мин.	-	-	от 0 до 20
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений скорости снижения давления воздуха, %	-	-	±5

Таблица 3 - Основные технические

ТАСМ-3

Наименование характеристики	Значение
	ТАСМ-3А	ТАСМ-3Б	ТАСМ-3В
Диапазон нагнетаемых встроенной в тестер микропомпой значений давления воздуха, мм рт.ст.	-	от 0 до 300
Время установления рабочего режима после включения, мин, не более	1
Время непрерывной автономной работы с использованием   встроенной   аккумуляторной батареи, ч, не менее	30

Продолжение таблицы 3

Наименование характеристики	Значение
	ТАСМ-3А	ТАСМ-3Б	ТАСМ-3В
Параметры питания от сети переменного тока1): - частота, Гц		50,0±0,5
- напряжение, В		220±22
Потребляемая мощность, В •А, не более	20
Габаритные размеры, мм, не более:
- длина		190
- ширина		160
- высота		55
Объем внутренней пневматической камеры жесткого пневматического цилиндра, мл	-	-	500±25
Габаритные   размеры   цилиндра   жесткого пневматического (без учета штуцера), мм, не более:
- длина			200
- диаметр			90
Масса (в транспортной таре), кг, не более	3
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С		от +18 до +26
- относительная влажность при 25 °С, %, не более		80
- атмосферное давление, кПа		от 96 до 104
1) С использованием блока питания из комплектности поставки ТАСМ-3

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом и на лицевую панель ТАСМ-3 методом наклеивания.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Тестер автоматических сфигмоманометров ТАСМ-3	ТАСМ-3А / ТАСМ-3Б / ТАСМ-3В	1
Блок питания1)	МТ-ИЭС2-120100 Вх: ~220В, 50 Гц; Вых.: ивых = 12 В, 1вых = 1,0 А	1
Руководство по эксплуатации	Тестер автоматических сфигмоманометров ТАСМ-3. Руководство по эксплуатации	1
Переходник калибровочный2)	КП-Т	1
Трубка силиконовая по ТУ 9436-004-18037666-94	Внутренний диаметр 4 мм, длина 0,3 м	4
Разветвитель пневматический	3 направления	2
Цилиндр жесткий пневматический 3)	HV-500	1
1) Допускается комплектация прибора и применение в качестве блока питания (зарядного устройства) любого другого стабилизированного источника питания обеспечивающего указанные параметры выходного напряжения. 2) В стандартный комплект поставки не включается. Поставляется по отдельному запросу. 3) Только для модификации ТАСМ-3В

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в главе 2 «Использование по назначению» документа «Тестеры автоматических сфигмоманометров ТАСМ-3. Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 г. № 3464 «Об утверждении государственной поверочной схемы для электродиагностических средств измерений медицинского назначения»;

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

ISO 81060-1-2021 Сфигмоманометры (измерители артериального давления) Часть 1. Требования и методы испытаний моделей с неавтоматическим типом

31515.3-2012 Сфигмоманометры (измерители артериального давления) Часть 3. Дополнительные требования к электромеханическим системам

Правообладатель

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

ИНН 5074053616

Юридический адрес: 142184, Московская обл., г. Подольск, с. Сынково, стр. 78 Телефон +7 (916) 840-28-10

E-mail: 89168402810@mail.ru

Web-сайт: www.npp-puls.ru

Изготовитель

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

ИНН 5074053616

Адрес: 142184, Московская обл., г. Подольск, с. Сынково, стр. 78 Телефон +7 (916) 840-28-10

E-mail: 89168402810@mail.ru

Web-сайт: www.npp-puls.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научноисследовательский институт оптико-физических измерений» (ФГБУ «ВНИИОФИ») ИНН 9729338933

Адрес: 119361, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Очаково-Матвеевское, ул. Озерная, д. 46

Телефон: +7 (495) 437-56-33

Факс: +7 (495) 437-31-47

E-mail: vniiofi@vniiofi.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30003-2014.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95780-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5

Назначение средства измерений

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-12,5 (далее - резервуар) предназначен для измерений объема при приеме, хранении и отпуске нефти и нефтепродуктов.

Описание средства измерений

Резервуар представляет собой горизонтальный цилиндрический сварной стальной сосуд, оборудованный приемо-раздаточными патрубками и технологическими люками. Заполнение и опорожнение резервуара осуществляется через приемо-раздаточные патрубки.

Расположение резервуара подземное.

Заводской номер резервуара в виде буквенно-цифрового обозначения, состоящего из арабской цифры и буквы, нанесен аэрографическим способом на горловину резервуара и типографским способом в паспорт.

Резервуар РГС-12,5 заводской № Е-7 расположен: Самарская обл., г. Похвистнево, ПСП Похвистнево (на территории ЛПДС Похвистнево).

Пломбирование резервуара не предусмотрено.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Эскиз резервуара и общий вид замерного люка представлен на рисунке 1-2.

Место нанесения заводского номера

Рисунок 2 - Общий вид замерного люка РГС-12,5 зав.№ Е-7

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 -

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м3	12,5
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуара (объёмный метод), %	±0,25

Таблица 2 - Технические

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, оС - атмосферное давление, кПа	от -50 до +50 от 84,0 до 106,7

Таблица 3 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет, не менее	30

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический	РГС-12,5	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в пункте 7 паспорта.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Самарский завод резервуарного оборудования» (ООО «СЗНРО»)

ИНН 6316099759

Юридический адрес: 443004, г. Самара, ул. Грозненская, д. 57

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Самарский завод резервуарного оборудования» (ООО «СЗНРО»)

ИНН 6316099759

Адрес: 443004, г. Самара, ул. Грозненская, д. 57

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Сибирская интернет (ООО ИК «СИБИНТЕК»)

Юридический адрес: 117152, г. Москва, Загородное ш., д. 1, стр. 1

Адрес места осуществления деятельности: 443096, г. Самара, ул. Мичурина, д. 52 Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312187.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95781-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Течеискатель масс-спектрометрический гелиевый ТИ1-50

Назначение средства измерений

Течеискатель масс-спектрометрический гелиевый ТИ1-50 предназначен для измерений потоков гелия при проведении неразрушающего контроля герметичности, а также для обнаружения мест нарушения герметичности различных систем и объектов, допускающих откачку внутренней полости, заполнение гелием либо смесью газов, содержащих гелий.

Описание средства измерений

К данному типу средств измерений относится течеискатель масс-спектрометрический гелиевый ТИ1-50 модификации ТИ1-50-01 (далее - течеискатель), зав. № 535 (изготовленный в декабре 2015 г.).

Вакуумная система течеискателя соединяется с системой или объектом, для которого проводится контроль герметичности или обнаружение места нарушения герметичности (далее - испытуемый объект). В зависимости от выбранного режима работы течеискателя производится откачка внутренней полости или заполнение пробным газом (по умолчанию - гелий) вакуумной системы течеискателя в совокупности с испытуемым объектом. Молекулы пробного газа, проникающие через места нарушения герметичности испытуемого объекта, попадают в масс-спектрометрический анализатор течеискателя (далее - анализатор), где ионизируются направленным потоком заряженных частиц от ионного источника. Ионизированные молекулы (далее - ионы) газа ускоряются в магнитном поле анализатора, перемещаясь по окружности, радиус которой зависит от относительной атомной массы иона газа, и фокусируются на ионном коллекторе (мишени), создавая ионный ток.

В корпусе течеискателя находятся масс-спектрометрический анализатор, настроенный на регистрацию ионов пробного газа, вакуумная система, электроника течеискателя и интерфейс оператора (жидкокристаллический дисплей). Подключение испытуемого объекта к вакуумной системе течеискателя осуществляется с помощью присоединительного фланца (испытательный порт), расположенного на верхней панели корпуса течеискателя.

Пломбирование течеискателя не предусмотрено. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер течеискателя в виде цифрового обозначения нанесен способом цифровой печати на маркировочную табличку течеискателя, расположенную на задней панели корпуса течеискателя. Общий вид течеискателя представлен на рисунке 1. Место нанесения заводского номера представлено на рисунке 2.

- Общий вид течеискателя ТИ1-50 модификации ТИ1-50-01

Программное обеспечение

Течеискатель имеет встроенное программное обеспечение (далее - ПО), разработанное изготовителем специально для решения задач измерения потоков гелия при проведении неразрушающего контроля герметичности, обнаружения мест нарушения герметичности различных систем и объектов, допускающих откачку внутренней полости, заполнение гелием либо смесью газов, содержащей гелий.

ПО течеискателя выполняет следующие функции:

• - управление работой вакуумной системы течеискателя (работой вакуумных насосов, клапанов);

• - управление работой анализатора (определение чувствительности, настройка на пик гелия);

• - сбор, обработка, передача на устройство вывода и отображение измерительной информации;

• - автоматическая диагностика состояния течеискателя.

Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.

Влияние метрологически значимого ПО учтено при нормировании метрологических характеристик течеискателя.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки) ПО	Значение
Идентификационное наименование ПО	Течеискатель ТИ1-50
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.45

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений потока газа в вакууме по входу течеискателя (при работе в режиме «прямоток»), Па^м3/с (1)	от 5^10’11 до 5^10’6
Пределы   допускаемой   относительной   погрешности измерений потока газа в вакууме по входу течеискателя (при работе в режиме «прямоток»), %	±30
(1) Производная единица величины потока газа в вакууме Па^м3/с образована в соответствии с п. 5.2.1 ГОСТ 8.417-2024 на основании уравнения связи (измерений), полученного из уравнения состояния идеального газа

Таблица 3 - Технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В	220 ± 22
- частота переменного тока, Гц	50 ± 1
Потребляемая мощность, В^А, не более	500
Габаритные размеры, мм, не более: - ширина	484
- длина	392
- высота	470
Масса, кг, не более	38
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С	от +10 до +35
- относительная влажность, %, не более	80 (при температуре +25 °С)
- атмосферное давление, кПа	от 86 до 106,7

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Срок службы, лет	10

Знак утверждения типа

наносится способом цифровой печати на маркировочную табличку течеискателя, расположенную на задней панели корпуса течеискателя

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Течеискатель масс-спектрометрический гелиевый ТИ1-50	ТФИЯ.406239.024-01	1 шт.
Руководство по эксплуатации	ТФИЯ.406239.024 РЭ	1 экз.
Паспорт	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 3 «Работа с течеискателем» документа ТФИЯ.406239.024 РЭ «Течеискатель масс-спектрометрический гелиевый ТИ1-50. Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 28517-90 Контроль неразрушающий. Масс-спектрометрический метод течеискания. Общие требования;

ГОСТ Р 53177-2008 Вакуумная техника. Определение масс-спектрометрического метода контроля герметичности.

Изготовитель

Открытое акционерное общество «Завод «Измеритель» (ОАО «Завод «Измеритель») ИНН 7813047865

Адрес: 197136, г. Санкт-Петербург, Чкаловский пр-кт, д. 50

Испытательный центр

Федеральное 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 «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95782-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества газа, с газопровода Западная Мессояха - Находкинский

поступающего с газопровода Западная Мессояха - Находкинский (далее - СИКГ) предназначена для измерений в автоматизированном режиме объемного расхода и объема природного газа (далее - газ), приведенных к стандартным условиям (температура плюс 20 °C, абсолютное давление 0,101325 МПа).

Описание средства измерений

Принцип действия СИКГ основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации входных сигналов, поступающих по линиям связи от средств измерений объемного расхода газа, давления, температуры и компонентного состава газа.

СИКГ реализует косвенный метод динамических измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям.

СИКГ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления. Монтаж и наладка СИКГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ и эксплуатационными документами ее компонентов.

К настоящему типу средства измерений относится СИКГ с заводским номером 3329-22.

В состав СИКГ входят следующие основные элементы:

• - блок измерительных линий:

а) входной коллектор DN 400;

б) две рабочие измерительные линии (далее - ИЛ) DN 250 (ИЛ № 1, ИЛ № 2);

в) две резервные ИЛ DN 250 (ИЛ № 3, ИЛ № 4);

г) выходной коллектор DN 400;

д) трубопроводы дренажа, продувки и сброса газа;

• - блок измерений показателей качества газа;

• - система обработки информации;

• - вспомогательное оборудование.

В состав СИКГ входят следующие средства измерений:

• - расходомеры - счетчики газа ультразвуковые Turbo Flow UFG (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 56432-14), модификация Turbo Flow UFG-F, исполнение С1ТР, исполнение Б, с полным дублированием шести пар приемо-передатчиков;

• - хроматографы газовые промышленные специализированные «Хромое ПГХ-1000» (регистрационный номер 61770-15);

• - хроматографы газовые промышленные «Хромое ПГХ-1000.1» (регистрационный номер 74463-19);

• - комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (регистрационный номер 52866-13), модификация ИнКС.425210.003 (далее - ИВК).

В состав СИКГ входят показывающие СИ давления и температуры утвержденных типов. Автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ оператора) входит в состав системы обработки информации.

СИКГ выполняет следующие основные функции:

• - измерение в автоматическом режиме, индикацию, регистрацию и сигнализацию предельных значений объемного расхода газа при рабочей температуре и давлении через каждую ИЛ и СИКГ в целом;

  расхода газа,

• - вычисление в автоматическом режиме, индикацию и регистрацию приведенного к стандартным условиям, через каждую ИЛ и СИКГ в целом;

  сигнализацию

  • - измерение в автоматическом режиме, абсолютного давления газа на каждой ИЛ;

  • - измерение в автоматическом режиме, предельных значений температуры газа на каждой ИЛ;

  • - определение (накопление) суммарного количества перекачанного объема при стандартных условиях за заданные периоды (час, смену, сутки, месяц, год);

  • - автоматическое измерение, вычисление и индикацию компонентного состава, вычисление и индикацию плотности при стандартных условиях, теплоты сгорания и числа Воббе газа по результатам измерений компонентного состава.

  Заводской номер СИКГ, состоящий из шести цифр, разделенных дефисом в формате хххх-хх, наносится на маркировочную табличку, расположенную на блок-боксе СИКГ и на титульный лист паспорта типографским способом.

  Пломбирование СИКГ не предусмотрено. Пломбирование СИ, входящих в состав СИКГ, выполняется в соответствии с утвержденным типом этих СИ.

  Возможность нанесения знака поверки непосредственно на СИКГ отсутствует.

индикацию, регистрацию

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКГ включает встроенное ПО ИВК, а также ПО АРМ оператора, и обеспечивает реализацию функций СИКГ. Защита ПО СИКГ от непреднамеренных утвержденному типу и идентификации, а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи и ведением журнала событий.

ПО СИКГ защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров системой уровней доступа.

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

Таблица 1 -

данные ПО СИКГ,

в ИВК

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Abak.bex
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)	4069091340

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч	от 68572,0 до 374919,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям, %	±1,0

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Измеряемая среда	природный газ, доведенный до требований СТО Газпром 089-2010 и ТР ЕАЭС 046/2018
Избыточное давление газа, МПа	от 5,2 до 7,4
Объемный расход газа при рабочих условиях, м3/ч	от 769,69 до 6699,93
Температура газа, °C	от -20 до +10
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды в месте установки блока измерительных линий и блока измерений показателей качества газа, °С - температура окружающей среды в месте установки системы обработки информации, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа	от 5 до 45 от 15 до 25 90 от 84,0 до 106,7
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц	220-22/380-338 50±1

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта, СИКГ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность СИКГ

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и показателей качества газа, поступающего с газопровода Западная Мессояха - Находкинский	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации	-	1 экз.
Паспорт	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Объемный расход и объем природного газа. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества газа, поступающего с газопровода Мессояха-Находкинский», аттестованном ООО ЦМ «СТП», свидетельство об аттестации № 0702/1-291-RA.RU.311459-2025 от 7 февраля 2025 г., регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2025.50880.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.7.1);

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 мая 2022 г. № 1133 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений объемного и массового расходов газа».

Правообладатель

Акционерное общество «Мессояханефтегаз»

(АО «Мессояханефтегаз»)

ИНН 8910002621

Адрес:   629303, Тюменская обл., Ямало-Ненецкий автономный округ,

г. Новый Уренгой, мкр. Мирный, д. 1, к. 1б

Телефон: (3452) 522-190

E-mail: Messoyakha@tmn.gazprom-neft.ru

Изготовитель

Акционерное общество «Научно-инженерный центр «ИНКОМСИСТЕМ»

(АО НИЦ «ИНКОМСИСТЕМ»)

ИНН 1660002574

Юридический адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Пионерская, 17

Адрес места осуществления деятельности: 420095, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Восстания, здание 104И

Тел.: (843) 212-50-10, факс: (843) 212-50-20

E-mail: mail@incomsystem.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, к. 5, офис 7

Телефон: (843) 214-20-98, факс: (843) 227-40-10

Web-сайт: http://www.ooostp.ru

E-mail: office@ooostp.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95783-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Новая энергосбытовая компания» (1-я очередь)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Новая энергосбытовая компания» (1-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК АИИС КУЭ (далее - сервер), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) типа УСВ-3 и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

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

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на GPRS/GSM-модем и далее по каналам связи поступает на сервер верхнего, второго уровня системы, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.

Передача информации производится через удаленный АРМ субъекта ОРЭМ или с сервера АИИС КУЭ верхнего уровня системы 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 (ОРЭМ) с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы или с АРМ энергосбытовой организации по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet.

Сервер имеет возможность принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.

УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера. Сравнение шкалы времени сервера со шкалой времени УСВ осуществляется во время сеанса связи с УСВ, каждый сеанс связи, но не реже 1 раза в сутки по протоколу МЭК 1162 (NMEA 0183). При расхождения ±1 си более сервер производит синхронизацию собственной шкалы со шкалой времени УСВ.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. При расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера на ±1 си 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.

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

Заводской номер АИИС КУЭ: 001.

Нанесение знака поверки АИИС КУЭ не предусмотрено.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные признаки	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll
Номер   версии   (идентификационный номер) ПО	не ниже 12.01
Цифровой идентификатор ПО	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритм    вычисления    цифрового идентификатора ПО	MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

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

Метрологические и технические характеристики

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

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

о S о к	Наименование ИК	Измерительные компоненты				Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	TH	Счётчик	УСВ		Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих усло-виях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	ПС 35 кВ ДКЗ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 3	тполю Кл. т. 0,5 Ктт 800/5 Per. № 1261-59	НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктг 6000/100 Per. № 380-49	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17	УСВ-3 Per. № 64242-16	активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,2 ±5,4
2	ПС 35 кВ ДКЗ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 29	ТПОЛЮ Кл. т. 0,5 Ктт 800/5 Per. № 1261-59	НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктг 6000/100 Per. № 380-49	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17		активная реактивная	±1,1 ±2,7	±3,2 ±5,4
3	ПС 35 кВ ДКЗ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН-1, ТСН-2	Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктг 2QQI5 Per. № 52667-13	-	СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17		активная реактивная	±0,9 ±2,3	±3,1 ±5,3

Пределы смещений шкалы времени СОЕВ АПИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC (SU) (±А), с_________________________________________________________________________________________________________________________________

Примечания

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

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

• 3 Погрешность в рабочих условиях указана для созф = 0,8 инд, 1=0,05 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ПК № 1 - 4 от +5 °C до +35 °C.

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

• 5 Допускается замена У СВ на аналогичные утвержденных типов.

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

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК	4
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 99 до 101
- ток, % от Iном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,9
- температура окружающей среды, оС	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uном	от 90 до 110
- ток, % от Iном	от 5 до 120
- коэффициент мощности cos9	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС	от -40 до +35
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС	от +5 до +35
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	113
- при отключении питания, лет, не менее	45
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

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

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

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счетчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - результат самодиагностики;

• - перерывы питания;

• - журнал сервера:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчиках и сервере;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• - результат самодиагностики;

• - перерывы питания.

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - счетчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера;

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

• - счетчика;

• - сервера.

Возможность коррекции времени в:

• - счетчиках (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована);

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформатор тока	Т-0,66	3
Трансформатор тока	ТПОЛ10	4
Трансформатор тока	ТЛК-10	2
Трансформатор напряжения	НТМИ-6	2
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП	1
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.01	3
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М.09	1
Модуль приема сигнала точного времени	УСВ-3	1
Программное обеспечение	ПО «АльфаЦЕНТР»	1
Формуляр	ТВА.411711.2024.005.ЭД.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Новая энергосбытовая компания» (1-я очередь), аттестованном ООО «Спецэнергопроект», г. Москва. Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц по аттестации методик измерений № RA.RU.312236.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

ГОСТ Р 59793-2021 «Информационные на автоматизированные системы. Стадии создания»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое

Основные положения».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью (ООО «Новая энергосбытовая компания»)

ИНН 7730674566

Юридический адрес: 142703, Московская

ул. Донбасская, д. 75, помещ. 104

Почтовый адрес: 101000, г. Москва, Армянский пер., д. 9, стр. 1, оф. 103 Телефон/факс: +7 (495) 648-29-42

E-mail: noveskomp@yandex.ru

Изготовитель

Индивидуальный предприниматель Тихонравов (ИП Тихонравов Виталий Анатольевич)

ИНН 602713617396

Адрес: 121601, г. Москва, Филевский б-р, д. 39, кв. 77

Телефон: +7 (916) 771-08-53

E-mail: asdic@bk.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной (ООО «Спецэнергопроект») Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, эт. 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: +7 (495) 410-28-81 E-mail: info@sepenergo.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95784-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оренбургнефть» седьмая очередь

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АО «Оренбургнефть», сервер филиала ПАО «Россети Волга» - «Самарские распределительные сети», программный комплекс (ПК) «Энергосфера», устройства синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Для ИК № 1 первичные электрические сигналы силы и напряжения переменного тока преобразуются в сигналы измерительной информации (аналоговые сигналы низкого уровня) с помощью преобразователей тока и напряжения и по проводным линиям связи передаются на счетчик. В счетчике аналоговые сигналы низкого уровня пересчитываются в первичные значения тока и напряжения с учетом коэффициентов масштабного преобразования, затем преобразуются в цифровой сигнал.

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

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

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

Для ИК № 1 по мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и реактивной мощности, полная мощность вычисляется по мгновенным значениям активной и реактивной мощности и усредняется за период 0,2 с. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,2 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Затем вычисленные значения преобразуются в результаты измерений с учетом коэффициентов трансформации по току и напряжению и при помощи технических средств приема-передачи данных поступают на сервер АО «Оренбургнефть».

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на соответствующие сервера: для ИК №№ 2-13, 15-79 на сервер АО «Оренбургнефть», для ИК №№ 14, 80 на сервер филиала ПАО «Россети Волга» - «Самарские распределительные сети». На каждом сервере осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

От сервера филиала ПАО «Россети Волга» - «Самарские распределительные сети» информация в виде xml-макетов установленных форматов передается на сервер АО «Оренбургнефть» и в АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» по каналу связи сети Internet.

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

Передача информации от АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с действующими требованиями ОРЭ к предоставлению информации.

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

Сравнение показаний часов сервера АО «Оренбургнефть» с соответствующим УСВ осуществляется не реже одного раза в 30 мин. Корректировка часов сервера АО «Оренбургнефть» производится при наличии расхождения.

Сравнение показаний часов сервера филиала ПАО «Россети Волга» - «Самарские распределительные сети» с соответствующим УСВ осуществляется непрерывно. Корректировка часов сервера производится при наличии расхождения.

Сравнение показаний часов счетчика (для ИК №№ 1-13, 15-79) с часами сервера АО «Оренбургнефть» осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчика (для ИК №№ 14, 80) с часами сервера филиала ПАО «Россети Волга» - «Самарские распределительные сети» осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±1 с.

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

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

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

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

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 — Состав ИК Л И ИС КУЭ и их

Номер ИК	Наименование точки измерений	Измерительные компоненты				Сервер	Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
		ТТ	TH	Счетчик	УСВ			Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %	Г раницы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	ВЛ 35 кВ 14-Л Савельевская-Проскуринская, оп. №45, отпайка в сторону ПС 35 кВ Западная, ПКУ 35 кВ	TECV-C3 (мод. А71) Кл.т. 0,58 I1HOM =200 А и 12ном = 2 В Ктн=80 Per. № 69430- 17 Фазы: А; В; С	TECV-C3 (мод. А71) Кл.т. 0,5 U1HOM =35000/л/3 В Нзном = 1 В Ктн=1400 Per. № 69430-17 Фазы: А; В; С	ESM-ET99-24-А2Е2-0,58 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 66884-17	УСВ-3 Per. № 64242- 16	ПРЕ Proliant DL360 Gen 10	Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6
2	ПС 35 кВ Г абдрафиковская, РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т1	ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 58720- 14 Фазы: А; С	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 16687-02 Фазы: АВС	сэт- 4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697- 17			Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 5,7

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
12	ПС ПО кВ Савельевская, ОРУ-ПОкВ, ВЛ ПО кВ Бузулукская-Савельевская №3	TG 145N Кл.т. 0,2S 1200/5 Per. № 30489-09 Фазы: А; В; С	ЗНГА-ПО Кл.т. 0,2 ПОООО/л/З/100/л/З Per. №60290-15 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12			Активная Реактивная	0,6 1,1	1.5 2.5
13	ПС ПО кВ Савельевская, ОРУ-ПО кВ, ОМВ ПО кВ	TG 145N Кл.т. 0,2S 1200/5 Per. № 30489-05 Фазы: А; В; С	ЗНГА-ПО Кл.т. 0,2 ПОООО/л/З/100/л/З Per. №60290-15 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12	УСВ-3 Per. № 64242-16	ПРЕ Proliant DL360 Gen 10	Активная Реактивная	0,6 1,1	1.5 2.5
14	ПС ПО кВ Алексеевка, ОРУ-110 кВ, ВЛ ПО кВ Герасимовская от ПС 110/35/10 кВ Алексеевка	ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Per. №2793-71 Фазы: А; В; С	НКФП0-83У1 Кл.т. 0,5 ПОООО/л/З/100/л/З Per. № 1188-84 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12	СТВ-01 Per. № 86603-22	HP ProLiant DL380 G7	Активная Реактивная	1,1 2,3	3,0 5,7
15	ПС 35 кВ Моргуновская, ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ 35 кВ Курманаевская-Лабазинская	GIF 40.5 Кл.т. 0,58 300/5 Per. № 30368-10 Фазы: А; В; С	НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Per. № 19813-09 Фазы: АВС НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Per. № 19813-09 Фазы: АВС	сэт- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-08	УСВ-3 Per. № 64242-16	ПРЕ Proliant DL360 Gen 10	Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
16	ПС ПО кВ Савельевская, ОРУ-ПОкВ, ВЛ ПО кВ Бузулукская-Савельевская 1 цепь с отпайками	ТО 145N Кл.т. 0,2S 600/5 Per. № 30489-09 Фазы: А; В; С	ЗНГА-ПО Кл.т. 0,2 ПОООО/л/З/100/л/З Per. №60290-15 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12			Активная Реактивная	0,6 1,1	1.5 2.5
17	ПС ПО кВ Савельевская, ОРУ-ПО кВ, ВЛ ПО кВ Бузулукская-Савельевская 2 цепь с отпайками	ТО 145N Кл.т. 0,2S 600/5 Per. № 30489-09 Фазы: А; В; С	ЗНГА-ПО Кл.т. 0,2 ПОООО/л/З/100/л/З Per. №60290-15 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12			Активная Реактивная	0,6 1,1	1.5 2.5
18	ПС ПОкВНово-Медведкинская, ОРУ-ПО кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Бузулукская-Сорочинская 1 цепь с отпайками	ТФЗМ-ПОБ-IV Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 26422-04 Фазы: А; В; С	НАМИ-П0УХЛ1 Кл.т. 0,2 ПОООО/л/З/100/л/З Per. №24218-03 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 27524-04	УСВ-3 Per. № 64242-16	ПРЕ Proliant DL360 Gen 10	Активная Реактивная	1,1 2,2	3,2 5,5
19	ПС ПОкВНово-Медведкинская, ОРУ-ПО кВ, отпайка ВЛ 110 кВ Бузулукская-Сорочинская 2 цепь с отпайками	ТФЗМ-ПОБ-IV Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 26422-04 Фазы: А; В; С	НАМИ-П0УХЛ1 Кл.т. 0,2 ПОООО/л/З/100/л/З Per. №24218-03 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.02.2- 13 Кл.т. 0,58/0,5 Per. №20175-01			Активная Реактивная	1.3 2.3	3,3 4,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
20	ПС 35 кВ Долговская, ОРУ-35 кВ, отпайка ВЛ 35 кВ Курманаевская-Ромашкинская	ТФН-35М Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 3690-73 Фазы: А; С	ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000/л/3/100/л/3 Per. № 912-70 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.02.2- 13 Кл.т. 0,58/0,5 Per. №20175-01			Активная Реактивная	1.3 2.3	3,3 4,6
21	ПС 110/35/6 кВ Росташинская, ОРУ-ПОкВ, ВЛ 110 кВ Южная-Росташинская 1 цепь	ТОГФ-ПО Кл.т. 0,2S 600/5 Per. №44640-10 Фазы: А; В; С	НКФ-П0-83У1 Кл.т. 0,5 ПОООО/л/З/100/л/З Per. № 1188-84 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12	УСВ-3 Per. № 64242-16	ПРЕ Proliant DL360 Gen 10	Активная Реактивная	0,9 1,6	1,6 2,6
22	ПС 110/35/6 кВ Росташинская, ОРУ-ПОкВ, ВЛ 110 кВ Южная-Росташинская 2 цепь	ТОГФ-ПО Кл.т. 0,2S 600/5 Per. №44640-10 Фазы: А; В; С	НКФ-П0-83У1 Кл.т. 0,5 ПОООО/л/З/100/л/З Per. № 1188-84 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12			Активная Реактивная	0,9 1,6	1,6 2,6
23	ПС 110/35/6 кВ Росташинская, ОРУ-ПОкВ, ВЛ ПО кВ Сорочинская-Росташинская	ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 2793-88 Фазы: А; В; С	НКФ-П0-83У1 Кл.т. 0,5 ПОООО/л/З/100/л/З Per. № 1188-84 Фазы: А; В; С	сэт- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
24	ПС 110/35/6 кВ Росташинская, ОРУ-ПОкВ, ОМВ ПО кВ	ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 2793-88 Фазы: А; В; С	НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/л/3/100/л/3 Per. № 1188-84 Фазы: А; В; С НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/л/3/100/л/3 Per. № 1188-84 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 27524-04			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,2
25	ПС 110/6 кВ Ново-Елшанская, РУ- 6 кВ, 1 СП! 6 кВ, Ввод 6 кВ, Т-1	ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Per. № 2473-69 Фазы: А; С	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Per. № 11094-87 Фазы: АВС	сэт- 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17	УСВ-3 Per. № 64242-16	НРЕ Proliant DL360 Gen 10	Активная Реактивная	1,1 2,2	3,2 5,5
26	ПС 110/6 кВ Ново-Елшанская, РУ- 6 кВ, 2 СП! 6 кВ, Ввод 6 кВ, Т- 2	ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Per. № 1261-59 Фазы: А; С	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Per. № 11094-87 Фазы: АВС	сэт- 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	1,1 2,2	3,2 5,5
27	ПС 110/6 кВ Ново-Елшанская, Ввод 0,4 кВ, ТСН-1	Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,58 200/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С	-	сэт- 4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	1,0 2,1	3,3 5,5
28	ПС 110/6 кВ Ново-Елшанская, Ввод 0,4 кВ, ТСН-2	Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,58 200/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С	-	сэт- 4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	1,0 2,1	3,3 5,5

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
29	ПС 110/6 кВ Ново-Елшанская, РУ- 6 кВ, 1 СП! 6 кВ, яч. 15, ВЛ 6 кВ Елшанская-Сельская	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 1856-63 Фазы: А; С	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег.№ 11094-87 Фазы: АВС	сэт- 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	1,1 2,2	3,2 5,5
30	ПС 110/6 кВ Ново-Елшанская, РУ- 6 кВ, 1 СП! 6 кВ, яч. 17, ВЛ 6 кВ Палимовская-Сельская	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 1856-63 Фазы: А; С	НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Per. № 11094-87 Фазы: АВС	сэт- 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17	УСВ-3 Per. № 64242-16	ПРЕ Proliant ВЕЗ 60 Gen 10	Активная Реактивная	1,1 2,2	3,2 5,5
31	ПС 35/6 кВ Лебяжинская, РУ- 6 кВ, СП! 6 кВ, Ввод 6 кВ, Т-1	IMZ Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 16048-04 Фазы: А; С	НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 16687-07 Фазы: АВС	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 75755-19			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6
32	ПС 35/6 кВ Лебяжинская, Ввод 0,4 кВ, ТСН-1	Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,58 100/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С	-	Меркурий 234 ARTM2-03 DPBR.R Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 75755-19			Активная Реактивная	1,0 2,1	3,3 5,5
33	ПС 35/6 кВ ГТЭС Загорская, ОРУ-35 кВ, 1 СП! 35 кВ, ВЛ 35 кВ Новосергиевская-Загорская	ТОЛ-35 III-IV Кл.т. 0,58 300/5 Per. № 34016-07 Фазы: А; В; С	ЗНОЛ-35 III Кл.т. 0,2 35000/л/3/100/л/3 Per. №21257-06 Фазы: А; В; С	сэт- 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12			Активная Реактивная	1,1 2,2	3,3 5,5

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
34	ВЛ-10 кВ фид. №6 от ПС 110/35/10 кВ Новосергиевская, оп. №418, отпайка на КРУП 10 кВ, КРУП 10 кВ	ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 100/5 Per. № 32139-06 Фазы: А; С	НОМ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Per. № 4947-75 Фазы: А; С	сэт- 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	1,0 1,8	2,2 4,0
35	ПС 35/6 кВ Ленинградская, РУ- 6 кВ, СП! 6 кВ, Ввод 6 кВ, Т-1	ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1276-59 Фазы: А; С	НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС	сэт- 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17	УСВ-3 Per. № 64242-16	ПРЕ Proliant DL360 Gen 10	Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6
36	ПС 35/6 кВ Ленинградская, ввод 0,4 кВ, ТСН-1	Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,58 100/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С	-	сэт- 4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	1,0 2,1	3,3 5,5
37	ВЛ 10 кВ Пш-3 от ПС 110/35/10 кВ Плешановская, отпайка на ТП-346 10 кВ, оп. № 18, отпайка на ВЛБ-10 кВ, ВЛБ-10 кВ	ТЛО-10 Кл.т. 0,5 300/5 Per. №25433-11 Фазы: А; С	НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Per. № 16687-97 Фазы: АВС	сэт- 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
38	ВЛ 10 кВ Пш-4 от ПС 110/35/10 кВ Плешановская, отпайка на ТП-424 10 кВ, оп. № 22, отпайка на ВЛБ-10 кВ, ВЛБ-10 кВ	ТЛО-ЮУЗ Кл.т. 0,58 200/5 Per. № 25433-08 Фазы: А; С	НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,2 10000/100 Per. №70324-18 Фазы: АВС	сэт- 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	1,1 2,2	3,3 5,5
39	ВЛ 10 кВ фид.№2 от ПС 110/35/10 кВ Новотепловская, оп.№124, отпайка на КРУП-10 кВ, КРУП-10 кВ	ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 15128-07 Фазы: А; С	НОЛ.08-10УТ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Per. № 3345-09 Фазы: А; С	сэт- 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6
40	ПС 110/35/10 кВ Тверд иловсая, КРУП- 10 кВ, 1 СП! 10 кВ, яч. 18, ВЛ 10 кВ Тв-8	ТЛК-10-5 Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 9143-01 Фазы: А; С	НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Per. № 16687-97 Фазы: АВС	сэт- 4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-17	УСВ-3 Per. № 64242-16	ПРЕ Proliant DL360 Gen 10	Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6
41	ПС 35/6 кВ Тоцкий водозабор, РУ-6 кВ, 1 СП! 6 кВ, Ввод 6 кВ Т-1	ТПЛ-Юс Кл.т. 0,5 300/5 Per. №29390-10 Фазы: А; С	ЗНОЛ.06-6УЗ Кл.т. 0,5 6000/л/3/100/л/3 Per. № 3344-04 Фазы: А; В; С	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 75755-19			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6
42	ПС 35/6 кВ Тоцкий водозабор, РУ-6 кВ, 2 СП! 6 кВ, Ввод 6 кВ Т-2	ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Per. № 58720-14 Фазы: А; С	НОЛ-СЭЩ-6-IV Кл.т. 0,5 6000/л/3/100/л/3 Per. № 54369-13 Фазы: А; В; С	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 75755-19			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
43	ПС 35/6 кВ Тоцкий водозабор, ввод 0,4 кВ ТСН-1	Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,58 100/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С	-	Меркурий 234 ARTM2-03 DPBR.R Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 75755-19			Активная Реактивная	1,0 2,1	3,3 5,5
44	ПС 35/6 кВ Тоцкий водозабор, ввод 0,4 кВ ТСН-2	Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,58 100/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С	-	псч- 4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 50460-18			Активная Реактивная	1,0 2,1	3,3 5,5
45	ПС 35/6 кВ Боголюбовская, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Ключевская -Боголюбовская	ТФЗМ-35А-У1 Кл.т. 0,5 150/5 Per. №26417-04 Фазы: А; С	НОМ-35-66 Кл.т. 0,5 35000/100 Per. № 187-70 Фазы: А; С	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 75755-19			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6
46	ПС 110/35/6 кВ Промысловая, ОРУ-110 кВ, 1 СП! ПО кВ, Ввод ПО кВ Т-1	ТФМ-ПО Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 59535-14 Фазы: А; В; С	НКФ-ПОП Кл.т. 0,5 ПОООО/л/З/100/л/З Per. № 26452-04 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.02.2- 13 Кл.т. 0,58/0,5 Per. №20175-01	УСВ-3 Per. № 64242-16	ПРЕ Proliant DL360 Gen 10	Активная Реактивная	1.3 2.3	3,3 4,6
47	ПС 110/35/6 кВ Промысловая, ОРУ-ПО кВ, 2 СП! ПО кВ, Ввод ПО кВ Т-2	ТФМ-ПО Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 59535-14 Фазы: А; В; С	НКФ-ПОП Кл.т. 0,5 ПОООО/л/З/100/л/З Per. № 26452-04 Фазы: А; В; С	СЭТ-4ТМ.02.2- 13 Кл.т. 0,58/0,5 Per. №20175-01			Активная Реактивная	1.3 2.3	3,3 4,6
48	ПС 110/35/6 кВ Родинская, 1 СП! ПО кВ, ВЛ ПО кВ Промысловая-Родинская	ТАТ Кл.т. 0,5 400/5 Per. №29838-11 Фазы: А; В; С	СР А 123 Кл.т. 0,5 ПОООО/л/З/100/л/З Per. № 15852-06 Фазы: А; В; С	Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.R Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 75755-19			Активная Реактивная	1,3 2,5	3,3 5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
80	ПС 110/35/6 кВ Нефтегорская-2, ЗРУ-6 кВ, 3 СП! 6 кВ, яч. 18, КЛ-6 кВ ф.18	ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 1856-63 Фазы: А; С	НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,2 6000/100 Per. № 16687-13 Фазы: АВС	сэт- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,58/1,0 Per. № 36697-12	СТВ-01 Per. № 86603-22	ПР ProLiant DL380 G7	Активная Реактивная	1,1 2,2	3,2 5,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АПИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)									±5 с

Примечания:

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

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

• 3    Погрешность в рабочих условиях указана для ПК № 1, 5, 12, 13, 15-17, 21, 22, 27, 28, 32-34, 36, 38, 43, 44, 50, 51, 58, 59, 66, 67, 70, 71, 76 для силы тока 2 % от 1ном, для остальных ПК - для силы тока 5 % от 1ном; созф = 0,8инд.

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

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество ИК	80
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном сила тока, % от Iном	от 95 до 105
для ИК № № 1, 5, 12, 13, 15-17, 21, 22, 27, 28, 32-34, 36, 38, 43, 44, 50, 51, 58, 59, 66, 67, 70, 71, 76	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	0,9
частота, Гц	от 49,8 до 50,2
температура окружающей среды, °С	от +15 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном	от 90 до 110
для ИК № № 1, 5, 12, 13, 15-17, 21, 22, 27, 28, 32-34, 36, 38, 43, 44, 50, 51, 58, 59, 66, 67, 70, 71, 76	от 1 до 120
для остальных ИК	от 5 до 120
коэффициент мощности cosф	от 0,5 до 1,0
частота, Гц	от 49,6 до 50,4
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от +10 до +35
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С	от +15 до +25
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ESM:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	170000
среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типов Меркурий 234, Милур 107, Милур 307:	2
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	320000
среднее время восстановления работоспособности, ч для     счетчиков     типов     ПСЧ-4ТМ.05МК,     СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12):	2
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17), СЭТ-4ТМ.03МК:	2
среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч	220000
для счетчиков типа Меркурий 230:	2
среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч	150000
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08):	2
среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч	140000 2

1	2
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для УСВ-3:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для СТВ-01:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для серверов:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации:
для счетчиков типов Меркурий 234:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	170
при отключении питания, лет, не менее	10
для счетчиков типов Милур 107, Милур 307:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	123
при отключении питания, лет, не менее	30
для счетчиков типа ESM:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	90
при отключении питания, лет, не менее	10
для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-
4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03МК, ПСЧ-4ТМ.05МК:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	113
при отключении питания, лет, не менее	40
для счетчиков типа Меркурий 230:
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее	85
при отключении питания, лет, не менее	10
для серверов:
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 серверов: 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;

серверов.

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

счетчиков электрической энергии;

серверов.

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

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

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

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
1	2	3
Преобразователи тока и напряжения измерительные комбинированные высоковольтные	TECV-C3	3
Трансформаторы тока	ТЛК-СТ-10	6
Трансформаторы тока	Т-0,66	5
Трансформаторы тока	TPU 70.53	3
Трансформаторы тока	ICTB-0,66	6
Трансформаторы тока встроенные	ТАТ	12
Трансформаторы тока	ТОЛ-НТЗ-10	8
Трансформаторы тока	ТЛК-10-5	4
Трансформаторы тока	ТЛК-10-6	7
Трансформаторы тока опорные	ТОЛ-10-I	2
Трансформаторы тока	TG 145N	12
Трансформаторы тока измерительные	ТФЗМ-110Б-IУ1	3
Трансформаторы тока	GIF 40.5	3
Трансформаторы тока	ТФЗМ-110Б-IV	6
Трансформаторы тока	ТФН-35М	3
Трансформаторы тока	ТОГФ-110	12

1	2	3
Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1	ТФЗМ-110Б-IУ1	6
Трансформаторы тока	ТЛМ-10	16
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	2
Трансформаторы тока	Т-0,66 УЗ	24
Трансформаторы тока измерительные	ТВЛМ-10	6
Трансформаторы тока	IMZ	2
Трансформаторы тока	ТОЛ-35 III-IV	6
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ-10	4
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией	ТПЛ-10	2
Трансформаторы тока	ТЛО-10	2
Трансформаторы тока	ТЛО-10 УЗ	2
Трансформаторы тока	ТОЛ-10-I	4
Трансформаторы тока	ТПЛ-10с	2
Трансформаторы тока	ТФЗМ-35А-У1	2
Трансформаторы тока	ТФМ-110	6
Трансформаторы тока	ТЛК-10	2
Трансформаторы тока	ТФЗМ- 35Б IУ1	2
Трансформаторы тока	ТОЛ-СЭЩ-35	3
Трансформаторы тока	ТФМ-35-П	2
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10-2 УХЛ2	2
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10-1 УХЛ2	2
Трансформаторы напряжения	TJP7.1	3
Трансформаторы напряжения измерительные	CPB-123	3
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10-2 УХЛ2	2
Трансформаторы напряжения	CPA-123	12
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10-2	7
Трансформаторы напряжения	ЗНГА-110	6
Трансформаторы напряжения	НКФ110-83У1	9
Трансформаторы напряжения	НАМИ-35 УХЛ1	2
Трансформаторы напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	6
Трансформаторы напряжения	ЗНОМ-35-65	9
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-35 III	3
Трансформаторы напряжения	НОМ-10-66	2
Трансформаторы напряжения	НТМИ-6-66	1
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	3
Трансформаторы напряжения	НОЛ.08-10УТ2	2
Трансформаторы напряжения измерительные	ЗНОЛ.06	3
Трансформаторы напряжения	НОЛ-СЭЩ-6-IV	3
Трансформаторы напряжения	НОМ-35-66	2
Трансформаторы напряжения	НКФ-110 II	6
Трансформаторы напряжения	НКФ-110-57	6
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66	1
Трансформаторы напряжения	НОЛ-СЭЩ-10	2
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-СВЭЛ-35 УХЛ1	3
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-НТЗ-35	3

1	2	3
Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные	НАМИ-110 УХЛ1	3
Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные	НАМИ-35 УХЛ1	1
Устройства измерительные многофункциональные	ESM	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	22
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.02М	17
Счетчики электрической энергии трехфазные статические	Меркурий 230	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03	6
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные	СЭТ-4ТМ.02	6
Счетчики электрической энергии статические	Меркурий 234	20
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МК	1
Счетчики электрической энергии статические	Милур 307	3
Счетчики электрической энергии статические	Милур 107	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные - измерители ПКЭ	СЭТ-4ТМ.03МК	1
Серверы точного времени	СТВ-01	1
Устройства синхронизации времени	УСВ-3	1
Сервер АО «Оренбургнефть»	HPE Proliant DL360 Gen 10	1
Сервер филиала ПАО «Россети Волга» - «Самарские распределительные сети»	HP ProLiant DL380 G7	1
Методика поверки	—	1
Формуляр	36322452.07.176-2025 ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием

АИИС КУЭ АО «Оренбургнефть» седьмая очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Акционерное общество «Оренбургнефть» (АО «Оренбургнефть»)

ИНН 5612002469

Юридический адрес: 461046, Оренбургская обл., г. Бузулук, ул. Магистральная, зд. 2 Телефон: (35342) 7-36-70

Факс: (35342) 7-32-01

E-mail: orenburgneft@rosneft.ru

Изготовитель

Акционерное общество «Оренбургнефть» (АО «Оренбургнефть») ИНН 5612002469

Адрес: 461046, Оренбургская обл., г. Бузулук, ул. Магистральная, зд. 2 Телефон: (35342) 7-36-70

Факс: (35342) 7-32-01

Е-mail: orenburgneft@rosneft.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «РМК Энерго» (ООО «РМК Энерго») Адрес: 117246, г. Москва, вн.тер.г. Муниципальный округ Черемушки, пр-д Научный, д. 19, помещ. 6Д

E-mail: management7@yandex.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314819.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95785-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системы измерительные «ЭКВИНТ АЛЬФА ПЛЮС»

Назначение средства измерений

Системы измерительные «ЭКВИНТ АЛЬФА ПЛЮС» (далее - системы) предназначены для измерений массы, объема, температуры жидких продуктов (пищевые продукты, водноспиртовые растворы, ликероводочные и спиртосодержащие жидкости, коньячные спирты, коньяки, пиво, слабоалкогольные напитки, вина и виноматериалы и др.), объемной концентрации (крепости) и объема безводного этилового и денатурированного спирта в растворе.

Описание средства измерений

Принцип действия систем основан на измерении массы и/или объема, температуры и плотности жидких продуктов с использованием массового или электромагнитного расходомеров с последующей обработкой и передачей результатов измерений на устройство отображения или в канал передачи данных для архивации.

Системы состоят из:

• -   одного или нескольких расходомеров массовых Promass 300, 500 (регистрационный № 68358-17), расходомеров электромагнитных Promag 300, 500 (регистрационный № 67922-17), расходомеров электромагнитных ВЗЛЕТ ТЭР (регистрационный № 39735-14), расходомеров электромагнитных SMARTFLOW (регистрационный № 86116-22) - по одному на каждый измерительный канал;

• -   одного или нескольких термопреобразователей сопротивления платиновых серии

TM (регистрационный №    55540-13), термометров сопротивления ДТС

(регистрационный № 28354-10) (далее датчик температуры);

• -   перекачивающего насоса (при необходимости);

• -   модуля измерительного (устройство сбора и передачи данных);

• -  АРМ оператора.

Дополнительно, для исключения влияния газовой составляющей, может устанавливаться воздухоотделитель.

В зависимости от применения системы могут иметь следующие исполнения:

А - для измерений объема водноспиртовых растворов, пива, вина и виноматериалов, объемной концентрации (крепости) и объема безводного этилового и денатурированного спирта в растворе;

Б - для измерений массы и/или объема и температуры жидких пищевых не спиртосодержащих продуктов.

В системах исполнения А объем водноспиртовых растворов вычисляется по измеренным массомерами значениям массы и плотности и температуры. Для измерений объема вина, виноматериалов и пива применяются электромагнитные расходомеры, а для измерений температуры - отдельный датчик температуры.

В системах Б масса рабочей среды измеряется массомерами, температура - при помощи встроенного в прибор отдельного датчика температуры. Для измерений объема применяются электромагнитные расходомеры, а для измерений температуры - отдельный датчик температуры.

Для систем А на основании первичной измерительной информации в модуле измерительном проводится расчет, архивация и местная индикация суммарного объема измеряемой среды суммарного объема безводного спирта, приведенного к 20 °С, и объемной концентрации этилового, коньячного или денатурированного спирта, содержащегося в измеряемой среде (крепости). Модуль измерительный имеет встроенную опцию Ethernet для передачи данных в информационную систему в стандартизованном формате. Опционально модуль предполагает подключение штучного счетчика бутылок (цифровой протокол Modbus). Объем измеряемой среды определяется соотношением значений измеренной массы среды, прошедшей через расходомер, плотности и температуры при применении расходомеров кориолисового типа и прямым измерением объема при применении электромагнитных расходомеров. Расчет концентрации (крепости) спирта в процентах по объему и объем безводного спирта выполняется путем программного пересчета измеренной расходомером плотности и температуры (для расходомеров кориолисового типа) водноспиртового раствора в единицы концентрации (крепости) спирта согласно данным зависимости концентрации от температуры и плотности по ГОСТ 3639-79.

Для систем Б выбор типа расходомера определяется свойствами измеряемой жидкости и необходимостью контроля ее плотности и температуры. Данные с расходомеров передаются в модуль измерительный по цифровым протоколам Modbus, Profibus, Profinet, Ethernet или аналоговым сигналам.

Для систем Б к модулю измерительному возможно подключение дополнительных устройств контроля технологических параметров (температуры, давления, проводимости, рН и др.).

Система обеспечивает индикацию следующих параметров:

• - текущего времени и текущей даты, времени наработки системы с момента первого включения системы по каждой точке измерений;

• - суммарной массы или объема измеряемой среды;

• - суммарного объема измеряемой среды, приведенного к 20 °С;

• - суммарного объема безводного спирта, приведенного к 20 °С, содержащегося в измеряемой среде (для систем А);

• - объемной концентрации этилового и денатурированного спирта, содержащегося в измеряемой среде (крепость) (для систем А);

• - температуры измеряемой среды;

• - плотности измеряемой среды (при применении расходомера кориолисового типа);

• - текущего массового или объемного расхода;

• - плотности и температуры измеряемой среды;

• - режимов работы системы;

• - сообщений об ошибках;

• - вывод на экран ПЭВМ информации из архива за любой интервал времени (по отношению к текущей дате, индицируемой модулем измерительным).

Система обеспечивает выполнение следующих функций:

• - сохранение ранее измеренных значений массы и объема и времени наработки при отключении питания системы с отметкой в памяти системы момента отключения (не менее 10 записей);

• - показателей за период измерений (суммарно объема контролируемой среды, объема безводного спирта в контролируемой среде, приведенного к 20 °С, средней крепости, средней температуры) (для систем А);

- создание архива в системе и возможность вывода из архива на дисплей информации и ошибках

параметров, влияющих на метрологические характеристики, и калибровка системы возможны только через интерфейс рабочего места оператора на модуле измерительном с ограниченным правом доступа. Пломбирование приборов, входящих в систему, производится изготовителем данных приборов.

Маркировка системы измерительной осуществляется металлическим шильдом со знаком утверждения типа и серийным номером системы. Образец маркировки системы приведен на рисунке 1.

Знак утверждения типа наносится в левом нижнем углу шильда, закрепляемого справа внизу на внешней стороне дверцы модуля измерительного (рисунок 2), заводской номер, состоящий из 6 цифр, наносится в правом нижнем углу шильда.

Общая схема системы приведена на рисунке 3.

Система измерительная

"ЭКВИНТ АЛЬФА ПЛЮС"

Общество с ограниченной ответственностью

ЭКВИНТ

Россия, 603011,г. Нижний Новгород. уп.Фааричная, л.2Е,

Гел. <831> 217 44 4S

Е-тай ■ infogetjuint ш Сайт ’лтг’п- cqutnt тч

Рисунок 1 - Маркировка системы измерительной «ЭКВИНТ АЛЬФА ПЛЮС»

Рисунок 2 - Маркировка системы измерительной «ЭКВИНТ АЛЬФА ПЛЮС»

Место установки шильда

Программное обеспечение

Система имеет встроенное программное обеспечение (далее - ПО), устанавливаемое при выпуске из производства.

Обработка результатов измерений и вычислений (метрологически значимая часть ПО) входит в состав программного обеспечения. Доступ к цифровому идентификатору (контрольной сумме) ПО невозможен (проводится самодиагностика без отображения контрольной суммы).

Защита ПО от преднамеренных изменений осуществляется посредством наличия специальных средств защиты (пакета программ для отладки и разработки ПО), исключающих возможность несанкционированных модификаций, загрузки, считывания памяти из CPU, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и результатов измерений.

Идентификационные данные (признаки) метрологически значимой части ПО указаны в таблице 1.

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Alfa Stream.jar
Номер версии (идентификационный номер) ПО	7.x.x
Цифровой идентификатор ПО	Не идентифицируется
*Х.Х - метрологически незначимая часть, где Х = 0 - 100

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические

Наименование характеристики	Значение
Исполнение систем	А	Б
Диапазон измерений расхода в зависимости от диаметра условного прохода расходомеров, входящих в состав системы, м3/ч	от 0,07 до 340	от 0,07 до 340
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема водноспиртового раствора, %	±0,4
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %: - массы - объема - после имитационной поверки расходомеров электромагнитных Promag и SMARTFLOW		+0,2 ±0,5 +1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений концентрации (крепости), %	±0,2	-
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С	±0,5	±0,5

Значение

Продолжение таблицы 2________________

Наименование характеристики

Исполнение систем	А	Б
Пределы допускаемой относительной погрешности вычислений объема безводного спирта, приведенного к 20 °С, %, в диапазоне концентраций (крепости): менее 9 % от 9 до 20 % от 20 до 38 % от 38 до 75 % св. 75 %	±4,0 ±3,0 ±1,5 ±0,8 ±0,6	-
Таблица 3 - Технические характеристики
Наименование характеристики	Значение
Максимальное рабочее давление, МПа	4,0	4,0
Диапазон температур измеряемой среды, °С	от -20 до +40	от -20 до +100
Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С: а) расходомер б) модуль измерительный - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа	от -20 до +50 от +5 до +40 от 10 до 80 от 86 до 106,7	от -20 до +50 от +5 до +40 от 10 до 80 от 86 до 106,7
Напряжение питания от сети переменного тока частотой (50+1) Гц, В	220 (+22/-33)
Количество каналов измерений	до 8
Максимальное удаление расходомера(ов) от шкафа автоматики, м	1200
Максимальное удаление ПК от шкафа автоматики, м	5000
Габаритные размеры МИ, мм, не менее: - высота - ширина - глубина	800 800 300
Масса МИ, кг, не более	20
Наработка на отказ (с учетом технического обслуживания), ч, не менее	25000

Таблица 4 - Показатели надежности

Наработка на отказ (с учетом технического обслуживания), ч, не менее	25000
Хранение данных, лет, не менее	5
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта и на шильд модуля измерительного типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5

Наименование	Обозначение	Количество	Примечание
Система измерительная в составе:	«ЭКВИНТ АЛЬФА ПЛЮС»
- модуль измерительный		1 шт.
- Расходомер	Promag, Promass, SMARFLOW или ВЗЛЕТ ТЭР	от 1 до 8 шт.	В соответствии с заказом
- термометр сопротивления	Pt100	от 1 до 8 шт.	В соответствии с заказом
- ПО АРМ		1 шт.	Дистрибутив
- Счетчик бутылок		от 1 до 8 шт.	В соответствии с заказом
- Перекачивающий насос		от 1 до 8 шт.	В соответствии с заказом
Комплект документации:
- паспорт	БЕСТ.407301.001 ПС	1 экз.
- руководство по эксплуатации	БЕСТ.407301.001 РЭ	1 экз.
- эксплуатационная документация на функциональные устройства, входящие в комплект системы		1 компл.	Согласно комплекту поставки каждого изделия

Сведения о методиках (методах) измерений

изложены в руководстве по эксплуатации системы БЕСТ.407301.001 РЭ в разделе 2.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измерений

Постановление Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2020 г. № 2466 «О ведении и функционировании единой государственной автоматизированной информационной системы учета объема производства и оборота этилового спирта, алкогольной и спиртосодержащей продукции»;

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

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

БЕСТ.407301.001 ТУ. Система измерительная «ЭКВИНТ АЛЬФА ПЛЮС». Технические условия.

Правообладатель

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

ИНН 5262135597

Юридический адрес: 603011, Нижегородская обл., г. Нижний Новгород, ул. Фабричная, д. 2В

Тел./Факс: +7 831 217-44-48

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Эквинт» (ООО «Эквинт») ИНН 5262135597

Адрес: 603011, Нижегородская обл., г. Нижний Новгород, ул. Фабричная, д. 2В Тел./Факс: +7 831 217-44-48

E-mail: info@equint.ru

Испытательный центр

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

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

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

Телефон: +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 «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95786-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Антенны измерительные рупорные широкополосные П6-323

Назначение средства измерений

Антенны измерительные рупорные широкополосные П6-323 (далее - антенны П6-323) предназначены для преобразования плотности потока энергии электромагнитного поля в высокочастотную мощность и в комплекте приёмными устройствами (измерительным приемником, селективным анализатором спектра, ваттметром поглощаемой мощности) - для а в комплекте с генераторами сигналов (или иными устройствами, генерирующими электромагнитные колебания) - для возбуждения электромагнитного поля с заданной ППЭ в соответствии с ГОСТ Р 53112-2008, CISPR 16-1-4-2023, GISPR 25.

Описание средства измерений

Принцип действия антенн П6-323 основан на преобразовании ППЭ электромагнитного поля в соответствующую ей высокочастотную мощность в тракте, передаваемую на СВЧ выход антенн П6-323, подключаемого к измерительному приёмному устройству.

Конструктивно антенны представляют собой рупор на базе Н-образного волновода, в центр которого встроены металлические пластины экспоненциальной формы. Толщина пластин линейно увеличивается по мере приближения к раскрыву рупора. Боковые стенки рупора в Н-плоскости выполнены в виде трапециевидных пластин. Боковые стенки рупора в Е-плоскости выполнены в виде решетчатой пластинчатой структуры, длина пластин которой и расстояние между ними изменяются от первой пластины, расположенной в раскрыве рупора, по закону геометрической прогрессии. Антенны имеют коаксиальный СВЧ - вход с волновым сопротивлением 50 Ом типа SMA - розетка.

Конструкция антенн предусматривает возможность крепления их на специализированную диэлектрическую треногу или опору любого типа с использованием кронштейна для крепления антенны АК-02 производства АО «СКАРД-Электроникс».

Общий вид антенн П6-323 приведён на рисунке 1.

Места нанесения знака утверждения типа представлены на рисунке 2.

Места нанесения заводских номеров в виде последовательности арабских цифр, расположенных на этикетках/шильдиках, изготовленных методом струйной печати на полиэсторовой плёнке, представлены на рисунке 2.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Элементы антенн П6-323, влияющие на их метрологические характеристики, защищены от несанкционированного доступа. Дополнительных мер защиты не требуется.

Пломбирование антенн П6-323 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон рабочих частот, ГГ ц	от 0,5 до 18,0
КСВН входа антенны, не более: в диапазоне частот от 0,5 до 0,7 ГГц включ.	3,0
в диапазоне частот св. 0,7 ГГц до 18,0 ГГц	2,5
Значение коэффициента усиления антенны , дБ	от 1 до 16
Пределы допускаемой абсолютной погрешности коэффициента	±2,0
усиления антенны, дБ

Таблица 2-Технические

Наименование характеристики	Значение
Масса антенны, кг, не более	2,0
Габаритные размеры (ширинахглубинахвысота) мм, не более	264x250x165
Рабочие условия применения	от -40 до +50
температура окружающей среды, °С
относительная влажность при температуре плюс 35 °С, %, не более	95

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и формуляра типографским способом и на шильдик на корпусе антенны П6-323 в виде этикетки, выполненной типографским способом, в месте, указанном на рисунке 2.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Антенна измерительная рупорная широкополосная П6-323	КНПР.464653.098	1 шт.
Формуляр	КНПР. 464653.098ФО	1 экз.
Руководство по эксплуатации *	КНПР. 464653.098РЭ	1 экз.
Кронштейн для крепления антенны АК-02*	КНПР. 301532.021	1 шт.
Короб транспортировочный	-	1 шт.
* - Поставляются по согласованию с Заказчиком

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в пункте 5.4 «Проведение измерений» в руководстве по эксплуатации КНПР.464653.098РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ Р 8.574-2000 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности потока энергии электромагнитного поля в диапазоне частот от 0,3 до 178,4 ГГц;

КНПР.464653.098ТУ «Антенна измерительная рупорная широкополосная П6-323. Технические условия.

Правообладатель

Акционерное Общество «СКАРД-Электроникс» (АО «СКАРД-Электроникс»)

ИНН 4629049921

Юридический адрес: 305021, г. Курск, ул. К. Маркса, д. 70Б

Телефон (факс): 8(4712)39-06-32

E-mail: info@skard.ru

Web-сайт: www.skard.ru

Изготовитель

Акционерное Общество «СКАРД-Электроникс» (АО «СКАРД-Электроникс») ИНН 4629049921

Адрес: 305021, г. Курск, ул. К. Маркса, д. 70Б

Телефон (факс): 8(4712)39-06-32

E-mail: info@skard.ru

Web-сайт: www.skard.ru

Испытательный центр

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

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

Телефон: +7 (495) 544-00-00

Факс: +7 (499)124-99-96

E-mail: info@rostest.ru

Web-сайт: http://www.rostest.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95787-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Уровнемеры радарные CTRAD8

Назначение средства измерений

Уровнемеры радарные CTRAD8 (далее - уровнемеры) предназначены для измерений уровня жидкости и сыпучих материалов в открытых и закрытых ёмкостях, а также в емкостях, работающих под избыточным давлением.

Описание средства измерений

Принцип действия уровнемеров основан на частотном методе измерений при помощи радиолокатора непрерывного излучения с частотной модуляцией (FMCW). Радиолокатор посылает высокочастотный сигнал, частота излучения которого линейно возрастает. Излучаемый сигнал отражается от поверхности продукта и принимается антенной как эхо-сигнал с изменившейся частотой. В электронном блоке (далее - ЭБ) уровнемера определяется разница между частотами отраженного и излучаемого сигналов в текущий момент времени, которая прямо пропорциональна расстоянию до поверхности продукта.

Уровнемеры состоят из чувствительного элемента (антенны), ЭБ, размещенного в корпусе, монтажного крепления в виде резьбового элемента или фланца.

Уровнемеры изготавливаются в модификациях, которые отличаются друг от друга типом измеряемой среды и техническими характеристиками:

• - CTRAD80 - предназначены для измерений уровня жидкости, угол луча 8°;

• - CTRAD81 - предназначены для измерений уровня жидкости и сыпучих материалов, угол луча 3°.

Уровнемеры опционально оснащаются ЖК-дисплеем. В качестве выносного дисплея для уровнемеров используется блок индикации и настройки CTRAD1000.

Уровнемеры имеют возможность удаленной настройки через Bluetooth.

Серийный номер, в виде цифрового обозначения, состоящего из наносится методом лазерной гравировки на маркировочную табличку, на корпусе уровнемеров.

Пломбирование уровнемеров от несанкционированного доступа

Опция: HT - защитный температурный адаптер (только для CTRAD81 с типом антенны Н).______

Исполнение:

G - общепромышленное;

D - 1Ех db IIC Т6 Gb X;

I - 0Ех ia IIC Т6 Ga X.

Кабельный ввод.

ЖК-дисплей: D - есть; N - нет.

Выходной сигнал: 1 - 2-х проводное, от 4 до 20мА, HART; 2 - 4-х проводное, RS-485 MODBUS-RTU, от 4 до 20мА.

Материал корпуса/степень защиты: 1 - алюминиевый сплав/1Р67.

Переходной резьбовой фланец.________________________

Присоединение, материал._________________________________

Тип антенны / температура измеряемой среды:

S - стандартный / от 0 до 120

C - антикоррозионный / от 0 до 120 ^;

H - высокотемпературный / от 0 до 200  ______________________

Диапазон измерений: 1 - от 0,08 до 30 м; 2 - от 0,3 до 60 м; 3 - от 0,6 до 80 м.

Измеряемая среда: L - жидкость; S - сыпучий материал.

Модификация: 0 - CTRAD80; 1 - CTRAD81.

Расшифровка значений полей «Х5», «Х6», «Х10» условного обозначения приведена в руководстве по эксплуатации.

- Общий вид (схема) маркировочной таблички

Рисунок 2 - Общий вид уровнемеров

Место нанесения пломбы и знака поверки

Рисунок 3 - Место пломбирования уровнемеров

Программное обеспечение

Уровнемеры имеют встроенное программное обеспечение (далее - ПО). ПО используется для преобразования измеренных величин в значение уровня продукта, формирования выходных сигналов и самодиагностики.

Метрологически значимая часть ПО защищена паролем и пломбированием уровнемеров и может быть изменена только на заводе-изготовителе.

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

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	-
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1ХХХ*
Цифровой идентификатор ПО	-
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	-
* «Х» не относится к метрологически значимой части ПО и от 0 до 9.	принимает значения

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений уровня1), м	от 0,08 до 80
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений уровня2), мм: - при L < 30000 мм - при L > 30000 мм	±1 ±2,5
Пределы допускаемой приведенной погрешности преобразования измеренного значения уровня в выходной токовый сигнал от 4 до 20 мА, % диапазона преобразования	±0,04
1) Указан максимальный диапазон измерений. Фактические значения указываются в паспорте. 2) При поверке уровнемера на месте эксплуатации пределы допускаемой абсолютной погрешности составляют ±3 мм. Примечание - Принято следующее обозначение: L - значение расстояния до поверхности продукта, мм.

Таблица 3 - Технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон показаний, м	от 0 до 801)
Напряжение питания постоянного тока, В	от 15 до 28
Разрешение ЖК-дисплея и цифрового выходного сигнала, мм	0,01
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более	от -60 до +802) 95
Избыточное давление измеряемой среды, МПа: -CTRAD80 -CTRAD81	от -0,1 до 2 от -0,1 до 20
Температура измеряемой среды, °С: -CTRAD80 -CTRAD81	от 0 до 2001' от 0 до 6001)3)
Габаритные размеры (длина^ширинахвысота), мм, не более4'	285x285x260
Масса, кг, не более4)	13
Маркировка взрывозащиты	1Ех db IIC Т6 Gb X, 0Ех ia IIC Т6 Ga X
Степень защиты от внешних влияющих воздействий по ГОСТ 14254-2015	IP67
1) Указан максимальный диапазон. Фактические значения указываются в паспорте. 2) Работоспособность ЖК-дисплея обеспечивается при температуре окружающей среды от минус 40 °С до 80 °С. Воздействие температуры окружающей среды от минус 60 °С до минус 40 °С не приводит к повреждению цифрового индикатора, при этом показания цифрового индикатора могут быть нечитаемыми, частота его обновлений снижается. 3) Для уровнемеров с опцией НТ. 4) Без учета защитного температурного адаптера.

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Срок службы, лет	20
Средняя наработка на отказ, ч	172000

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку методом лазерной гравировки и на титульные листы паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Уровнемер радарный	CTRAD8	1
Паспорт	-	1
Руководство по эксплуатации	-	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 2 «Описание» руководства по эксплуатации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 г. № 3459 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений уровня жидкости и сыпучих материалов»;

CTRAD 001-2024 «Уровнемеры радарные CTRAD8. Стандарт предприятия».

Правообладатель

Hebei Huachuang M&C Technology Co., Ltd, Китай

Адрес: 18TH BUILDING, NO.26 YINGBIN ROAD, FENGNAN DISTRICT, TANGSHAN

Изготовитель

Hebei Huachuang M&C Technology Co., Ltd, Китай

Адрес: 18TH BUILDING, NO.26 YINGBIN ROAD, FENGNAN DISTRICT, TANGSHAN Адрес места осуществления деятельности: Puhui St, Guangsheng East Rd, High tech Zone, Fengnan Dist, Tangshan

Испытательный центр

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

Юридический адрес: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, помещ. 263 Адрес места осуществления деятельности: 142300, Московская обл., Чеховский р-н, г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95788-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Рабочие эталоны средней мощности оптического излучения в волоконно-оптических системах передачи РЭСМ-ВС-М

Назначение средства измерений

Рабочие эталоны средней мощности оптического излучения в волоконно-оптических системах передачи РЭСМ-ВС-М (далее по тексту - РЭСМ-ВС-М) предназначены для воспроизведения, хранения и передачи единиц средней мощности и ослабления оптического излучения для волоконно-оптических систем связи и передачи информации (ВОСП) для поверки и калибровки измерителей оптической мощности, источников оптического излучения, аттенюаторов, оптических тестеров; измерений оптической мощности и ослабления в оптических волокнах (ОВ) и оптических компонентах, генерации постоянного оптического излучения на фиксированных длинах волн.

Описание средства измерений

К данному типу относятся рабочие эталоны средней мощности оптического излучения в волоконно-оптических системах передачи РЭСМ-ВС-М с заводскими номерами: зав. № 69, зав. № 70.

Принцип действия РЭСМ-ВС-М основан на генерировании стабилизированного оптического излучения с помощью лазерных диодов на фиксированных длинах волн и измерении оптической мощности высокоточным измерителем оптической мощности.

В состав РЭСМ-ВС-М входит:

• -   измеритель оптической мощности (ИОМ) с комплектом измерительных преобразователей;

• -   комплект источников оптического излучения;

• -   аттенюатор волоконно-оптический;

• -   преобразователи фотоэлектрические измерительные (ПР-3К и ПР-3И);

• -    спектральная установка.

Измеритель оптической мощности (ИОМ) с комплектом измерительных преобразователей предназначен для измерений оптической мощности источников с волоконнооптическим выходом. Принцип действия основан на преобразовании фотодиодами оптического сигнала в электрический с последующим усилением, преобразованием в цифровую форму, обработкой и отображением измеренного значения оптической мощности на индикаторе и экране ПК.

Комплект источников оптического излучения предназначен для формирования постоянных уровней оптической мощности с различными длинами волн.

Аттенюатор волоконно-оптический служит для ослабления уровня мощности оптического излучения при сличении с рабочим средством измерений.

Преобразователи фотоэлектрические измерительные ПР-3К и ПР-3И предназначены (совместно с осциллографом) для контроля формы оптического сигнала при поверке источников импульсного оптического излучения. Между собой преобразователи отличаются рабочим спектральным диапазоном.

В состав спектральной установки входит монохроматор МДР-206, осветитель с галогенной лампой МОЛГ и насадка с волоконным входом. В качестве опорного приёмника с известной спектральной характеристикой используется измеритель оптической мощности - опорный приёмник (ИОМ-ОП) аналогичный по конструкции ИОМ.

Блоки, входящие в состав РЭСМ-ВС-М, выполнены в пластиковых, либо металлических корпусах для настольной установки.

Управление работой РЭСМ-ВС-М осуществляется с помощью персонального компьютера.

Внешний вид блоков, входящих в состав РЭСМ-ВС-М, представлен на рисунках 1 - 2.

Заводской номер в виде цифрового обозначения, представляющего собой последовательность арабских цифр, располагается на задних панелях блоков РЭСМ-ВС-М (ИОМ, источников излучения, аттенюатора волоконно-оптического), нанесен методом металлографики, обеспечивающим возможность прочтения и сохранность в процессе эксплуатации.

Для защиты от несанкционированного доступа к элементам схемы корпуса ИОМ, источников излучения, аттенюатора волоконно-оптического и монохроматора пломбируются методом наклеивания пломбирующей наклейки на угловую крышку, закрывающую доступ к одному из винтов крепления крышки корпуса соответствующего блока.

Нанесение знака поверки на РЭСМ-ВС-М не предусмотрено.

1 - ИОМ, 2 - измерительные преобразователи, 3 - аттенюатор волоконно-оптический,

4 - преобразователи фотоэлектрические измерительные,

5 - комплект источников оптического излучения

Рисунок 1 - Внешний вид ИОМ с измерительными преобразователями, аттенюатора волоконно-оптического, преобразователей фотоэлектрических измерительных, комплекта источников оптического излучения

Места нанесения маркировки

Места пломбирования

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) предназначено для управления работой РЭСМ-ВС-М. ПО разделено на две части. Метрологически значимая часть ПО прошита в энергонезависимой памяти ИОМ, ИОМ-ОП монохроматора РЭСМ-ВС-М. Интерфейсная часть ПО запускается на ПК и служит для отображения, обработки и сохранения результатов измерений.

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

Продолжение таблицы 2

Наименование характеристики	Значение
	РЭСМ-ВС-М зав. № 69	РЭСМ-ВС-М зав. № 70
Пределы допускаемой абсолютной погрешности градуировки монохроматора по шкале длин волн, нм	±1
1) Длины волн градуировки соответствуют длинам волн источников излучения РЭСМ-ВС-М;
2) В диапазоне измерений средней мощности оптического излучения Вт или от 1^10'7 до 1 Вт; 3) Источник повышенной мощности.		от 1^10-10 до 1^10-2

Таблица 3 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Электропитание осуществляется: от сети переменного тока - напряжение, В	230±23
- частота, Г ц	50±0,5
Габаритные размеры, мм, не более: - ИОМ	210x160x75
- ИОМ-ОП	210x160x75
- измерительный преобразователь	140x60x35
- источник оптического излучения стандартной мощности	210x160x75
- источник оптического излучения повышенной мощности	210x160x75
- аттенюатор волоконно-оптический	210x160x75
- преобразователь фотоэлектрический измерительный	140x60x35
- монохроматор	320x240x170
- осветитель монохроматора	200x160x160
Масса РЭСМ-ВС-М, кг, не более	20,0
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С	от +15 до +25
- относительная влажность воздуха при 25 °С, %, не более	80
- атмосферное давление, кПа	от 95 до 105

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Рабочий эталон средней мощности оптического излучения в волоконно-оптических системах передачи РЭСМ-ВС-М зав.№ 69 в составе:
Измеритель оптической мощности	ИОМ зав. № 69	1 шт.

Продолжение таблицы 4

Наименование	Обозначение	Количество
Комплект измерительных преобразователей	ИОМ 10 500-1000 зав. № 69 ИОМ 10 1000-1600 зав. № 69 ИОМ 1000 500-1000 зав. № 69 ИОМ 1000 1000-1600 зав. № 69	1 шт. 1 шт. 1 шт. 1 шт.
Источник оптического излучения одномодовый	зав. № 69	1 шт.
Источник оптического излучения многомодовый	зав. № 69	1 шт.
Источник оптического излучения повышенной мощности	зав. № 69	1 шт.
Аттенюатор волоконно-оптический	зав. № 69	1 шт.
Преобразователь фотоэлектрический измерительный	ПР-3К зав. № 69	1 шт.
Преобразователь фотоэлектрический измерительный	ПР-3И зав. № 69	1 шт.
Спектральная установка в составе: - монохроматор - осветитель монохроматора - измеритель оптической мощности - опорный приёмник - измерительный преобразователь - измерительный преобразователь	МДР-206 зав. № АТ0004 МОЛГ зав. № АТ0004 ИОМ-ОП зав. № 69 ИОМ-ОП 10 500-1000 зав. № 69 ИОМ-ОП 10 1000 1600 зав. № 69	1 шт. 1 шт. 1 шт. 1 шт. 1 шт.
Комплект волоконно-оптических кабелей и разветвителей	-	1 шт.
Комплект коаксиальных кабелей, тройников и нагрузок	-	1 шт.
Комплект блоков питания и сетевых кабелей	-	1 шт.
Кабель интерфейсный USB-A - USB-B	-	2 шт.
Персональный компьютер - ноутбук	-	1 шт.
Накопитель с программным обеспечением, руководством по эксплуатации	-	1 шт.
Кейс	-	1 шт.
Рабочий эталон средней мощности оптического излучения в волоконно-оптических системах передачи РЭСМ-ВС-М зав. №70 в составе:
Измеритель оптической мощности	ИОМ зав. № 70	1 шт.
Комплект измерительных преобразователей	ИОМ 10 500-1000 зав. № 70 ИОМ 10 1000-1600 зав. № 70 ИОМ 1000 500-1000 зав. № 70 ИОМ 1000 1000-1600 зав. № 70	1 шт. 1 шт. 1 шт. 1 шт.

Продолжение таблицы 4

Наименование	Обозначение	Количество
Источник оптического излучения одномодовый	зав. № 70	1 шт.
Источник оптического излучения повышенной мощности	зав. № 70	1 шт.
Аттенюатор волоконно-оптический	зав. № 70	1 шт.
Преобразователь фотоэлектрический измерительный	ПР-3К зав. № 70	1 шт.
Преобразователь фотоэлектрический измерительный	ПР-3И зав. № 70	1 шт.
Спектральная установка в составе: - монохроматор - осветитель монохроматора - измеритель оптической мощности - опорный приёмник - измерительный преобразователь - измерительный преобразователь	МДР-206 зав. № АТ0002 МОЛГ зав. № АТ0002 ИОМ-ОП зав. № 70 ИОМ-ОП 10 500-1000 зав. № 70 ИОМ-ОП 10 10001600 зав. № 70	1 шт. 1 шт. 1 шт. 1 шт. 1 шт.
Комплект волоконно-оптических кабелей и разветвителей	-	1 шт.
Комплект коаксиальных кабелей, тройников и нагрузок	-	1 шт.
Комплект блоков питания и сетевых кабелей	-	1 шт.
Кабель интерфейсный USB-A - USB-B	-	2 шт.
Персональный компьютер - ноутбук	-	1 шт.
Накопитель с программным обеспечением, руководством по эксплуатации	-	1 шт.
Кейс	-	1 шт.
Эксплуатационные документы:
Руководство по эксплуатации	КВФШ.201119.076РЭ	1 экз.
Паспорт	КВФШ.201119.076ПС зав. №69	1 экз.
Паспорт	КВФШ.201119.076ПС зав. №70	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе КВФШ.201119.076РЭ «Рабочий эталон единицы средней мощности оптического излучения в волоконно-оптических системах передачи РЭСМ-ВС-М. Руководство по эксплуатации», раздел 2 «Использование по назначению».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 августа 2024 г. № 1804 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений длины и времени распространения сигнала в оптическом волокне, средней мощности, ослабления и длины волны оптического излучения для волоконно-оптических систем передачи информации».

Правообладатель

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научно-исследовательский институт оптико-физических измерений» (ФГБУ «ВНИИОФИ»)

ИНН 9729338933

Юридический адрес: 119361, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Очаково-Матвеевское, ул. Озерная, д. 46

Телефон: +7 (495) 437-56-33

Факс: +7 (495) 437-31-47

E-mail: vniiofi@vniiofi.ru

Web-сайт: www.vniiofi.ru

Изготовитель

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научно-исследовательский      институт      оптико-физических      измерений»

(ФГБУ «ВНИИОФИ»)

ИНН 9729338933

Адрес: 119361, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Очаково-Матвеевское, ул. Озерная, д. 46

Телефон: +7 (495) 437-56-33

Факс: +7 (495) 437-31-47

E-mail: vniiofi@vniiofi.ru

Web-сайт: www.vniiofi.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научно-исследовательский      институт      оптико-физических      измерений»

(ФГБУ «ВНИИОФИ»)

Адрес: 119361, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Очаково-Матвеевское, ул. Озёрная, д. 46

ИНН 9729338933

Телефон: +7 (495) 437-56-33

Факс: +7 (495) 437-31-47

E-mail: vniiofi@vniiofi.ru

Web-сайт: www.vniiofi.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30003-2014.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95789-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Термометры-манометры скважинные

Назначение средства измерений

Термометры-манометры скважинные (далее - термоманометры) предназначены для и других

Описание средства измерений

Принцип действия термоманометров при измерении давления на пьезоэлектрическом эффекте зависимости резонансной частоты чувствительного от изменения линейного размера при воздействии давления. Принцип действия при измерении температуры основан на зависимости частоты пьезоэлектрического резонатора от температуры. Сигналы постоянного тока, исходящие от измерительного моста, преобразуются в цифровой формат двумя Дельта-Сигма преобразователями.

Конструктивно термоманометры выполнены в виде герметичного неразборного цилиндрического корпуса с резьбовым соединением, внутри которого расположены первичные преобразователи (ПП) давления и температуры (по 2 штуки), а также платы измерительных преобразователей сигналов от ПП, образующие вместе с ПП измерительные каналы внутритрубного и затрубного давления и температуры.

Для связи термоманометров с внешним устройством (наземным блоком сбора данных), необходимым для сбора и индикации измеренных значений давления и температуры, и их передачи для дальнейшей обработки, используется одножильный соединительный кабель, при помощи которого также происходит подача электропитания на термоманометр непосредственно с наземного блока.

Наземный блок конструктивно выполнен в виде прямоугольного корпуса с дисплеем, встроенным электронным модулем и источником питания.

К данному типу относятся термометры-манометры скважинные с заводскими номерами: DC11201 и DC11202. Заводской номер наземного блока сбора данных DC11235.

Заводские номера в виде буквенно-цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр и латинских букв, нанесены на корпуса термоманометров методом гравировки. Заводской номер наземного блока сбора данных в виде буквенно-цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр и латинских букв, нанесен на корпус методом гравировки.

Конструкция термоманометров не предусматривает нанесение знака поверки на средство измерений.

Пломбирование термоманометров не предусмотрено.

Общий вид термоманометров и места нанесения заводских номеров приведены на рисунках 1 - 3.

Программное обеспечение

Термоманометры имеют встроенное программное обеспечение (далее - ПО), которое установлено на заводе-изготовителе во время производственного цикла и осуществляет функции преобразования, обработки и передачи измерительной информации. Конструкция термоманометров исключает возможность несанкционированного влияния на ПО СИ и измерительную информацию.

Уровень защиты программного обеспечения «Высокий» в соответствии с Р50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные встроенного ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	DataCan firmware
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0.0
Цифровой идентификатор программного обеспечения	Недоступен

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики термоманометров приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Диапазоны измерений каналов затрубного и внутритрубного абсолютного давления, кПа	от 100 до 68 947
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % от ВПИ (1)	±0,022
Диапазоны измерений каналов затрубной и внутритрубной температуры °C	от +25 до +150
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C	±0,1
Примечания: (1) ВПИ - Верхний предел измерений давления, кПа.

Таблица 3 - Основные технические

Наименование характеристики	Значение
Тип цифрового выходного сигнала	Modbus RTU/TCP (посредством интерфейса RS485/Ethemet)
Напряжение питания (переменный ток), В	от 198 до 242
Габаритные размеры термоманометра, мм, не более: - диаметр - длина	31,75 866
Габаритные размеры наземного блока, мм: - высота - ширина - глубина	355 274 185
Масса термоманометра, кг, не более	1,75
Масса наземного блока, кг	4,80
Рабочие условия эксплуатации термоманометра: - температура окружающей среды, °C	от +25 до +150
Рабочие условия эксплуатации наземного блока: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, %, не более	от -40 до +75 80

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист Руководства по эксплуатации 26.51.52-002-74148117-2025РЭ и паспорта.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество
Термометр-манометр скважинный	—	2 шт.
Руководство по эксплуатации	26.51.52-002-74148117-2025РЭ	1 экз.
Паспорт	—	2 экз.
Наземный блок	—	1 шт.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 1 руководства по эксплуатации на термометры-манометры скважинные 26.51.52-002-74148117-2025РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 декабря 2019 г. № 2900 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений абсолютного давления в диапазоне 1Х10¹ - 1-10⁷ Па»;

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехВеллСервисес» (ООО «ТВС»)

ИНН 7713535749

Юридический адрес: 125252, г. Москва, пр-д Березовой Рощи, д. 12, помещ. 2/3

Web-сайт: www.tws.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехВеллСервисес» (ООО «ТВС»)

ИНН 7713535749

Адрес: 125252, г. Москва, пр-д Березовой Рощи, д. 12, помещ. 2/3

Web-сайт: www.tws.ru

Испытательный центр

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

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

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

Телефон: +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 «02» июля 2025 г. № 1325

Регистрационный № 95790-25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Хроматографы газовые промышленные SFGC-3000G

Назначение средства измерений

Хроматографы газовые промышленные SFGC-3000G (далее - хроматографы) предназначены для измерений содержания органических и неорганических компонентов в газовых смесях, сжиженных углеводородных газах и жидкостях сложных смесей.

Описание средства измерений

Принцип действия хроматографов основан на разделении с последующим детектированием компонентов анализируемой пробы на хроматографических колонках вследствие различного распределения компонентов пробы между неподвижной фазой и подвижной фазой - газом-носителем.

Хроматографы представляют собой стационарные приборы, которые состоят из следующих блоков:

• -   основной блок - это термостат (печь), в котором расположены колонки (насадочные, капиллярные), краны переключения колонок, дозаторы, детекторы (микродетектор по теплопроводности (далее - мДТП), детектор по теплопроводности (далее - ДТП), пламенно-ионизационный детектор (далее - ПИД), пламенно-фотометрический детектор (далее - ПФД). Одновременно может работать до 6 детекторов, включая не более трех ПФД. Хроматограф может состоять из нескольких основных блоков (термостатов) в зависимости от выполняемой задачи;

• -   блок ввода проб с возможностью отбора пробы (в газовой или жидкой фазе) из нескольких точек (технологических потоков) - до 30, а также подачи образцов для градуировки прибора. В случае анализа жидких проб, имеющих высокие температуры кипения, применяют специальный кран-испаритель, где проба переводится в газообразное состояние и затем поступает непосредственно в хроматографическую колонку;

• - блок системы защиты от внутреннего давления, который включает в себя датчик давления, измеряющий давление газа-носителя (газа-управления) на входе в хроматограф и предназначенный для подачи сигнала аварии по давлению газа-носителя в случае его уменьшения ниже установленной величины. При возникновении такой аварии отключается нагрев чувствительных элементов детекторов для предотвращения выхода их из строя в отсутствие потока газа-носителя;

• - электронный блок управления, который с помощью программного обеспечения позволяет осуществлять непрерывный контроль и сохранение данных (хроматограмм, результатов анализа, установочных параметров), передачу данных по связи Ethernet с использованием протокола FTP, управлять хроматографами (максимально до 64 устройств). Передача информации осуществляется по сети Ethernet (протоколы Modbus/TCP, TCP/IP, FTP), по последовательному интерфейсу RS422 (протокол Modbus), по аналоговым выходам от 4 до 20 мА.

На внешней панели электронного блока расположена сенсорная панель диагональю 30,7 см для управления работой прибора, в том числе, для задания режимных параметров работы хроматографа, диагностики состояния прибора, градуировки, обработки результатов анализа.

Хроматографы выпускаются в пяти исполнениях (типах): 1, 2, 3, 4, 5, которые отличаются друг от друга количеством и размером термостатов. Для всех исполнений возможен как настенный монтаж, так и монтаж прибора в отдельно стоящем корпусе.

Хроматографы являются взрывозащищенными и имеют условное обозначение в виде заказного кода, которое указывается в эксплуатационной документации и обозначается буквами латинского алфавита A, B, C или D в зависимости от температурного класса.

Заводской номер хроматографов в виде буквенно-цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр и букв латинского алфавита, наносится методом гравировки на идентификационную табличку, приклеиваемую к боковой стенке хроматографа. Место нанесения заводского номера представлено на рисунке 2. Нанесение знака поверки на хроматограф не предусмотрено.

Пломбирование хроматографа не предусмотрено. Конструкция обеспечивает ограничение доступа к частям хроматографа, несущим первичную измерительную информацию, и местам настройки (регулировки).

Рисунок 1 - Общий вид хроматографов газовых промышленных SFGC-3000G:

а - исполнение 1, б - исполнение 2, в - исполнение 3, г - исполнение 4, д - исполнение 5

(Beijing) Aiiatytical Instrument Co , LTD

" ■' ' ''bun,f,, yv^nhiijtyinq VilIrtQ^. '.^-.rvyt -n-sltKt. eeUING

Рисунок 2 - Идентификационная табличка хроматографов газовых промышленных SFGC-3000G с указанием места нанесения заводского номера

Программное обеспечение

Хроматографы эксплуатируются с программным обеспечением (далее - ПО), которое позволяет проводить контроль процесса измерений, осуществлять сбор экспериментальных данных и сохранять полученные результаты.

ПО защищено от преднамеренных изменений с помощью специальных программных средств криптографической защиты информации. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «Высокий». Влияние ПО учтено при нормировании метрологических характеристик.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 -

данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование	Firmware
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже	2.02.02
Цифровой идентификатор ПО	-

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 -

Наименование характеристики	Значение
Предел детектирования (обнаружения), не более:	5^10-9
- ДТП, г/см3 (пропан)
- мДТП, г/см3 (пропан)	5^10-10
- ПИД, г/с (пропан)	2^10-12
- ПФД, г/с (сероводород)	;^|0-"
Предел допускаемого относительного среднеквадратичного отклонения (СКО) выходных сигналов (по площади пика), %:
- ДТП, мДТП, ПИД	1
- ПФД	2

Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемого относительного изменения выходного сигнала (по площади пика) за 48 ч непрерывной работы, %
- ДТП, мДТП, ПИД	±2
- ПФД	±3
Уровень флуктуационных шумов нулевого сигнала, не более:	2^10-3
- ДТП, мДТП, В
- ПИД, А	3^10-12
- ПФД, А	2^10-11

Таблица 3 - Технические

Наименование характеристики	Значение
	И		сполнение
	1	2	3	4	5
Потребляемая мощность, кВт, не более	1,6	2,9	4,3	3,7	3,0
Габаритные размеры, мм, не более:
настенный монтаж:
- ширина	800	800	800	800	800
- высота	1131	1611	1871	1391	1691
- глубина	450	450	450	450	450
монтаж в отдельно стоящем корпусе:
- ширина	800	800	800	800	800
- высота	1900	2050	2051	1900	1941
- глубина	430	430	430	430	430
Масса, кг, не более	220
Степень защиты от внешних влияющих			IP54
воздействий по ГОСТ 14254-2015
Маркировка взрывозащиты по
ГОСТ 31610.0-2019:
- SFGC-3000G_A		1 Ex db pxb IIB+H2 T1 Gb X
- SFGC-3000G_B		1 Ex db pxb IIB+H2 T2 Gb X
- SFGC-3000G_C		1 Ex db pxb IIB+H2 T3 Gb X
- SFGC-3000G D		1 Ex db pxb IIB+H2 T4 Gb X
Напряжение питания, В	от 100 до 240
Частота питающей сети, Г ц	50
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С		от -10 до +50
- относительная влажность, %		от 0 до 95

Таблица 4 - Показатели надежности

Наименование характеристики	Значение
Средний срок службы, лет	25
Средняя наработка на отказ, ч	219 000

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Хроматограф газовый промышленный SFGC-3000G1)	-	1
Руководство по эксплуатации	SFGC3000G-001.РЭ	1
Паспорт	SFGC3000G-001.ПС	1
1) Комплект поставки формируется в соответствии с заказом

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в п. 2.9 «Работа с хроматографом» документа SFGC3000G-001.РЭ «Хроматографы газовые промышленные SFGC-3000G. Руководство по эксплуатации».

Применение средств измерений в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений осуществляется в соответствии с аттестованными методиками (методами) измерений.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений Хроматографы газовые промышленные SFGC-3000G. Стандарт предприятия Guoyi (Beijing) Analytical Instrument Co., LTD., Китай;

Государственная поверочная схема для средств измерений содержания компонентов в газовых и газоконденсатных средах, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 декабря 2020 г. № 2315.

Правообладатель

Guoyi (Beijing) Analytical Instrument Co., LTD, Китай

Адрес: (No.1 Shunchuang Second Road) North of Wenhuaying Village, Shunyi District, Beijing, China

Телефон: +8615021280620

Изготовитель

Guoyi (Beijing) Analytical Instrument Co., LTD, Китай

Адрес: (No.1 Shunchuang Second Road) North of Wenhuaying Village, Shunyi District, Beijing, China

Телефон: +8615021280620

Испытательный центр

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

Юридический адрес: 119415, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1, помещ. 263 Адрес места осуществления деятельности: 142300, Московская обл., г. Чехов, Симферопольское ш., д. 2, лит. А, помещ. I.

E-mail: info@metrologiya.prommashtest.ru

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

---