№1536 от 23.06.2022
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 335681
ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (16)
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 1536 от 23.06.2022
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)
ПРИКАЗ
23 июня 2022 г.
1536
Москва
Об утверждении типов средств измерений
В соответствии с Административным регламентом по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346 «Об утверждении Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений», приказываю:
-
1. Утвердить:
типы средств измерений, сведения о которых прилагаются к настоящему приказу;
описания типов средств измерений, прилагаемые
к настоящему приказу.
-
2. ФГБУ «ВНИИМС» внести сведения об утвержденных типах средств измерений согласно приложению к настоящему приказу в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 28 августа 2020 г. № 2906.
-
3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.
Г~ >
Заместитель Руководителя
Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.
Е.Р.Лазаренко
СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП
Сертификат: 029D109B000BAE27A64C995DDB060203A9
Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович
Действителен: с 27.12.2021 до 27.12.2022
\________________
ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536 Сведения
об утвержденных типах средств измерений
|
№ п/ п |
Наименование типа |
Обозначение типа |
Код харак тера произ- вод-ства |
Рег. Номер |
Зав. номер(а) * |
Изготовители |
Правообладатель |
Код иде нти фика-ции про извод-ства |
Методика поверки |
Интервал между поверками |
Заявитель |
Юридическое лицо, проводившее испытания |
Дата утверждения акта |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
|
1. |
Газоанализаторы |
"Бинар- ХХ-ХХХ-Х- Х" |
С |
85948-22 |
Бинар-ХХ-110-Б-1 зав. № 0001, Бинар-ХХ-110-Б-2 зав. № 0002, Бинар-ХХ-110-Н-1 зав. № 0003, Бинар-ХХ-110-Н-2 зав. № 0004, Бинар-ХХ-110-Г-1 зав. № 0005, Бинар-ХХ-110-Г-2 зав. № 0006, Бинар-ХХ-110-А-1 зав. № 0007, Бинар-ХХ-110-А-2 зав. № 0008, Бинар-ХХ-110-П-1 зав. № 0009, Бинар-ХХ- |
Акционерное общество "АРТ-ГАЗ" (АО "АРТГАЗ"), г. Москва |
Акционерное общество "АРТГАЗ" (АО "АРТГАЗ"), г. Москва |
ОС |
ВТЛД.4134 15.001 МП |
1 год |
Акционерное общество "АРТГАЗ" (АО "АРТГАЗ"), г. Москва |
АО "Центро-химсерт", г. Москва |
03.12.2021 |
|
110-П-2 зав. № 0010, Бинар-ХХ- 110-К-1 зав. № 0011, Бинар-ХХ- 110-К-2 зав. № 0012, Бинар-08-110-В-1 зав. № 0013, Бинар-08- 110-В-2 зав. № 0014 | |||||||||||||
|
2. |
Комплексы гамма-спектрометрические программноаппаратные |
Эко ПАК |
С |
85949-22 |
Эко ПАК-01-1, зав. № 011115; Эко ПАК-01-2, зав. № 012115; Эко ПАК-01-3, зав. № 013115; Эко ПАК-02-1, зав. № 021115; Эко ПАК-02-2, зав. № 022115; Эко ПАК-02-3, зав. № 023115; Эко ПАК-03-1, зав. № 031115; Эко ПАК-03-2, зав. № 032115; Эко ПАК-03-3, зав. № 033115, Эко ПАК-04, зав. № 010119 |
Общество с ограниченной ответственностью "ЭкоСфера" (ООО "ЭкоСфера"), г. Москва |
Общество с ограниченной ответственностью "ЭкоСфера" (ООО "ЭкоСфера"), г. Москва |
ОС |
СФАТ.412 125.006 МП |
1 год |
Общество с ограниченной ответственностью "ЭкоСфера" (ООО "ЭкоСфера"), г. Москва |
ФГУП "ВНИИФТРИ" , Московская область, Солнечногорский р-н, п/о Мен-делеево |
29.12.2021 |
|
3. |
Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО |
Обозна чение отсутствует |
Е |
85950-22 |
043ТНЭ |
Общество с ограниченной ответственностью "Транс-нефтьэнерго" (ООО "Транс-нефтьэнерго"), г. Москва |
Общество с ограниченной ответственностью "НИИ Транснефть" (ООО "НИИ Транснефть"), г. Москва |
ОС |
МП ТНЭ- 043-2022 |
4 года |
Общество с ограниченной ответственностью "Транс-нефтьэнерго" (ООО "Транс-нефтьэнерго"), г. Москва |
ООО "Транс-нефтьэнерго", г. Москва |
15.02.2022 |
|
"Транснефть" в части ООО "НИИ Транснефть" г. Уфа | |||||||||||||
|
4. |
Резервуары горизонтальные стальные |
РГС |
С |
85951-22 |
РГС-30 № 021, РГС-50 № 022, РГС-100 № 001 |
Общество с ограниченной ответственностью "БелТехРе-зерв" (ООО "БелТехРе-зерв"), Белгородская область, Г.О. Яковлевский, г. Строитель |
Общество с ограниченной ответственностью "БелТехРе-зерв" (ООО "БелТехРе-зерв"), Белгородская область, Г.О. Яковлевский, г. Строитель |
ОС |
ГОСТ 8.346-2000 |
5 лет |
Общество с ограниченной ответственностью "БелТехРе-зерв" (ООО "БелТехРезерв"), Белгородская область, Г.О. Яковлевский, г. Строитель |
ФБУ "Пензенский ЦСМ", г. Пенза |
20.01.2022 |
|
5. |
Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Приволга" по объекту ЛПДС "Кро-товка" Бугурусланского РНУ |
Обозначение отсутствует |
Е |
85952-22 |
044ТНЭ |
Общество с ограниченной ответственностью "Транс-нефтьэнерго" (ООО "Транс-нефтьэнерго"), г. Москва |
Акционерное общество "Транснефть-Приволга" (АО "Транснефть-Приволга"), г. Самара |
ОС |
МП ТНЭ- 044-2022 |
4 года |
Общество с ограниченной ответственностью "Транс-нефтьэнерго" (ООО "Транс-нефтьэнерго"), г. Москва |
ООО "Транс-нефтьэнерго", г. Москва |
03.03.2022 |
|
6. |
Линзметры |
ULM- |
C |
85953-22 |
LM 921D023, LM |
Компания |
Компания |
ОС |
МП |
1 год |
Общество с |
ФГУП |
20.01.2022 |
|
автоматические |
900 |
921D024 |
"UNICOS Co., Ltd.", Республика Корея |
"UNICOS Co., Ltd.", Республика Корея |
043.М44-21 |
ограниченной отвественно-стью "АВЕА" (ООО "АВЕА"), г. Москва |
"ВНИИОФИ", г. Москва | ||||||
|
7. |
Газоанализаторы портативные |
GT |
С |
85954-22 |
сер. № 624967 (модификация GT43), сер. № 624738 (модификация GT42), сер. № 624739 (модификация GT44) |
Teledyne Gas Measurement Instruments Ltd., Соединенное Королевство Великобритании и Северной Ирландии |
Teledyne Gas Measurement Instruments Ltd., Соединенное Королевство Великобритании и Северной Ирландии |
ОС |
МП 0042021 |
1 год |
Общество с ограниченной ответственностью "Кронус Бизнес Сервис" (ООО "Кронус Бизнес Сервис"), г. Москва |
ОАО "Мед-техника", г. Волгоград |
26.11.2021 |
|
8. |
Газоанализаторы непрерывного действия |
Паллада |
С |
85955-22 |
Р012022.1, Р12022.2 |
Общество с ограниченной ответственностью "Центр интеллектуального и инновационного капитала" (ООО "ЦИИК"), г. Москва |
Общество с ограниченной ответственностью "Центр интеллектуального и инновационного капитала" (ООО "ЦИИК"), г. Москва |
ОС |
МП- 425/01 2022 |
1 год |
Общество с ограниченной ответственностью "Центр интеллектуального и инновационного капитала" (ООО "ЦИИК"), г. Москва |
ООО "ПРОММАШ ТЕСТ", г. Москва |
22.03.2022 |
|
9. |
Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АГРОЭКОВОСТОК" 2 очередь |
Обозначение отсутствует |
Е |
85956-22 |
057 |
Закрытое акционерное общество "Ре-конЭнерго" (ЗАО "Ре-конЭнерго"), г. Воронеж |
Общество с ограниченной ответственностью "АГРО- ЭКО-ВОСТОК" (ООО "АГРО-ЭКОВОСТОК"), г. Воронеж |
ОС |
МП 0262022 |
4 года |
Закрытое акционерное общество "РеконЭнерго" (ЗАО "Ре-конЭнерго"), г. Воронеж |
ООО "Спец-энергопроект", г. Москва |
05.04.2022 |
|
10. |
Система ав-томатизиро-ванная ин- |
Обозначение отсут- |
Е |
85957-22 |
01 |
Общество с ограниченной ответственно- |
Публичное акционерное общество "За- |
ОС |
МП 0252022 |
4 года |
Общество с ограниченной ответственно- |
ООО "Спец-энергопроект", г. Москва |
30.03.2022 |
|
формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Заволжский моторный завод" |
ствует |
стью "Стандарт- Строй" (ООО "Стандарт- Строй"), г. Нижний Новгород |
волжский моторный завод" (ПАО "ЗМЗ"), Нижегородская обл., г. Заволжье |
стью "Стандарт-Строй" (ООО "Стандарт-Строй"), г. Нижний Новгород | |||||||||
|
11. |
Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Свет" |
Обозначение отсутствует |
Е |
85958-22 |
124 |
Общество с ограниченной ответственностью "ЕЭС-Гарант" (ООО "ЕЭС-Гарант"), Московская область, г.о. Красногорск |
Акционерное общество "Свет" (АО Свет"), Удмуртская Республика, г. Можга |
ОС |
МП 031 2022 |
4 года |
Общество с ограниченной ответственностью "Связь и Энергетика" (ООО "Связь и Энергетика"), г. Москва |
ООО "Спец-энергопроект", г. Москва |
20.04.2022 |
|
12. |
Каналы измерительные комплексов промышленной безопасности "КАРАТ" |
Обозначение отсутствует |
С |
85959-22 |
2112001 |
Общество с ограниченной ответственностью "Научнопроизводственное предприятие "Системотехника-НН" (ООО "НПП "Системотехника- НН"), г. Нижний Новгород |
Общество с ограниченной ответственностью "Научнопроизводственное предприятие "Системотехника-НН" (ООО "НПП "Системотехника- НН"), г. Нижний Новгород |
ОС |
НБКГ.4214 53.163 МП |
2 года |
Общество с ограниченной ответственностью "Научнопроизводственное предприятие "Системотехника-НН" (ООО "НПП "Системотехника-НН"), г. Нижний Новгород |
ФБУ "Нижегородский ЦСМ", г. Нижний Новгород |
25.03.2022 |
|
13. |
Резервуары горизонтальные стальные |
РГСД |
С |
85960-22 |
РГСД-10 № 011, РГСД-15 № 020, РГСД-25 № 005 |
Общество с ограниченной ответственностью "БелТехРе- |
Общество с ограниченной ответственностью "БелТехРе- |
ОС |
ГОСТ 8.346-2000 |
5 лет |
Общество с ограниченной ответственностью "БелТехРе- |
ФБУ "Пензенский ЦСМ", г. Пенза |
20.01.2022 |
|
зерв" (ООО "БелТехРе-зерв"), Белгородская область, Г.О. Яковлевский, г. Строитель |
зерв" (ООО "БелТехРе-зерв"), Белгородская область, Г.О. Яковлевский, г. Строитель |
зерв" (ООО "БелТехРезерв"), Белгородская область, Г.О. Яковлевский, г. Строитель | |||||||||||
|
14. |
Газоанализаторы |
Примаком |
С |
85961-22 |
10949903, а-03/19-5407, а-08/17-07431, а-08/17-07429, a-09/19-27118, a-09/19-27305 |
Общество с ограниченной ответственностью "Ривал-Ком" (ООО "Ри-валКом"), г. Набережные Челны, Республика Татарстан |
Общество с ограниченной ответственностью "Ривал-Ком" (ООО "Ри-валКом"), г. Набережные Челны, Республика Татарстан |
ОС |
МП- 197/07 2020 |
1 год |
Общество с ограниченной ответственностью "Ривал-Ком" (ООО "Ри-валКом"), г. Набережные Челны, Республика Татарстан |
ООО "ПРОММАШ ТЕСТ", г. Москва |
23.09.2021 |
|
15. |
Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Районная |
Обозначение отсутствует |
Е |
85962-22 |
03 |
Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва |
Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва |
ОС |
МП 0322022 |
4 года |
Общество с ограниченной ответственностью "Фронтэлектро-монтаж" (ООО "ФЭМ"), Самарская область, Красноярский р-н, с. Красный Яр |
ООО "Спец-энергопроект", г. Москва |
25.04.2022 |
|
16. |
Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические |
РГС-50 |
Е |
85963-22 |
1, 2, 3, 4 |
Общество с ограниченной ответственностью "Кутын-ская горногеологическая компания" (ООО "Кутын-ская ГГК"), г. Хабаровск |
Общество с ограниченной ответственностью "Кутын-ская горногеологическая компания" (ООО "Кутын-ская ГГК"), г. Хабаровск |
ОС |
ГОСТ 8.346-2000 |
5 лет |
Общество с ограниченной ответственностью "Кутын-ская горногеологическая компания" (ООО "Кутынская ГГК"), г. Хабаровск |
ООО фирма "Метролог", г. Казань |
25.04.2022 |
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1 Регистрационный № 85948-22 Всего листов 47
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Газоанализаторы «Бинар-ХХ-ХХХ-Х-Х»
Назначение средства измеренийГазоанализаторы «Бинар-ХХ-ХХХ-Х-Х» (далее - газоанализаторы) предназначены для измерения концентраций содержания взрывоопасных газов и паров, кислорода, диоксида углерода, токсичных газов в воздухе рабочей зоны промышленных помещений и открытых пространств промышленных объектов, технологических газовых средах.
Описание средства измеренийПринцип действия газоанализаторов основан на непрерывном преобразовании сигналов, поступающих с газочувствительных измерительных преобразователей (сенсоров), в аналоговую или в цифровую форму, с последующей обработкой встроенным микропроцессором и выводом результатов измерений на цифровой индикатор газоанализатора и (или) передачу их внешнему компьютеру и другим регистрирующим устройствам или исполнительным механизмам.
Газоанализаторы могут комплектоваться сенсорами следующих типов: оптический, полупроводниковый, термокаталитический, фотоионизационный, электрохимический.
Метод отбора проб для модификаций Бинар-ХХ-ХХХ-В-Х - принудительный или диффузионный, для остальных модификаций диффузионный.
Газоанализаторы осуществляют выдачу унифицированного токового сигнала 4-20 мА (опционно HART протокол) и/или RS-485 протокол ModBus, индикацию измеренного значения контролируемого газа на цифровом табло для соответствующей модификации, выдачу управляющих сигналов типа «сухой контакт» для соответствующей модификации, световую сигнализацию о превышении порогов срабатывания для соответствующих модификаций. Опционально предусмотрена возможность обеспечения работоспособности газоанализатора от встроенного аккумуляторного блока.
Газоанализаторы могут выпускаться по отдельному заказу в исполнении с модулем беспроводной передачи данных по радиоканалу.
Газоанализаторы обеспечивают выполнение следующих функций:
-
- непрерывное измерение объемной доли или массовой концентрации определяемого компонента;
-
- сигнализацию о превышении заданных пороговых значений определяемого компонента;
-
- самодиагностику;
-
- сохранение журнала событий, включая пиковые значения концентрации определяемого компонента, тип и длительность события, время, прошедшее с момента регистрации тревоги.
Газоанализаторы выпускаются в модификациях в зависимости от типа корпуса, маркировкой взрывозащиты, функционального исполнения и контролируемых газов.
Структура условного обозначения газоанализаторов: Бинар-ХХ1-Х2ХзХ4-Х5-Хб, где
Лист № 2 Всего листов 47 XXi - указывается формула контролируемого газа. Для модификации многоканального газоанализатора цифрой указывается количество одновременно контролируемых газов, а именно: от 02 до 08;
Х2Х3Х4 - обозначает модификацию газоанализатора по выполняемым функциям. Вместо Х2 указывается обозначение: 1 - при наличии управляющих сигналов типа «сухой контакт» или 0 - при их отсутствии. Вместо Х3 указывается обозначение: 1 - при наличии индикатора или 0 -при его отсутствии. Вместо Х4 указывается обозначение: 1 - при питании от встроенного аккумуляторного блока или 0 - при питании от источника постоянного напряжения 12-32 В;
Х5 - обозначает материал корпуса, а именно: А или Г или Б в зависимости от конструктивных особенностей - алюминий; Н - нержавеющая сталь; П или К или В зависимости от конструктивных особенностей - пластик;
Х6 - обозначает тип выходного сигнала: 0 - без выходных сигналов; 1 - выходной сигнал 4-20 мА опционно с HART протоколом; 2 - RS-485 протокол ModBus.
Заводские номера наносятся на табличку на корпусе газоанализатора.
Пломбирование газоанализаторов «Бинар-ХХ-ХХХ-Х-Х» не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в паспорт.
Общий вид газоанализаторов представлен на рисунке 1.
Газоанализатор Бинар-ХХ-ХХХ-Б-Х
Газоанализатор Бинар-ХХ-ХХХ-Н-Х
Газоанализатор Бинар-ХХ-ХХХ-Г-Х
Газоанализатор Бинар-ХХ-ХХХ-А-Х
ГАЗОАН АЛ ИЗАТОР 08-110-В-2
Газоанализатор Бинар-ХХ-ХХХ-К-Х
Газоанализатор Бинар-ХХ-ХХХ-В-Х
Газоанализатор Бинар-ХХ-ХХХ-П-Х
Рисунок 1 - Фотографии общего вида газоанализаторов «Бинар-ХХ-ХХХ-Х-Х»
Программное обеспечениеГазоанализаторы «Бинар-ХХ-ХХХ-Х-Х» имеют встроенное программное обеспечение и имеют защиту программного обеспечения от преднамеренных или непреднамеренных изменений, реализованную изготовителем на этапе производства посредством установки системы защиты микроконтроллера от чтения и записи.
Конструкция газоанализатора исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.
Уровень защиты встроенного программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - высокий.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Бинар7х |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
PR.2.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
- |
Лист № 4 Всего листов 47 Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические характеристики приборов приведены в таблицах 2.1-2.3.
Таблица 2.1 Диапазоны измерений довзрывоопасных концентраций и объемной доли горючих веществ, пределы допускаемой основной погрешности, пределы времени установления показаний газоанализаторов «Бинар-ХХ-ХХХ-ХХ».
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* до-взрывоопасных концентраций, % НКПР (объемной доли, %) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, % НКПР (объемной доли, %) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Горючие газы (ДВК)5) измеряемые ИК, ТК, Ш1 сенсорами6) | ||||||
|
Акрилонитрил (C3H3N) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1,4) |
±5 (±0,14) |
- |
- | |
|
Аммиак (NH3) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 7,5) |
±3 (±0,45) |
- |
- | |
|
Ацетилен (C2H2) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1,15) |
±5 (±0,115) |
- |
- | |
|
Ацетон (СзНбО) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 1,25) |
±5 (±0,125) |
- |
- | |
|
Ацетонитрил (CH3CN) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1,5) |
±5 (±0,07) |
- |
- | |
|
Ацетонитрил (CH3CN) |
20 |
от 0 до 100 (от 0 до 3) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 1,5 включ.) |
±5 (±0,07) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 1,5 до 3) |
- |
±10 |
- | |||
|
Бензол (CeHe) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,6) |
±5 (±0,06) |
- |
- | |
|
Бензол (CeHe) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 1,2) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 0,6 включ.) |
±5 (±0,06) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 0,6 до 1,2) |
- |
±10 |
- | |||
|
1,3-бутадиен (дивинил) (C4He) |
307) |
от 0 до 100 (от 0 до 1,4) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 0,7 включ.) |
±5 (±0,07) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 0,7 до 1,4) |
- |
±10 |
- | |||
|
Бутан (н-бутан) (C4H10) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,7) |
±3 (±0,033) |
- |
- | |
|
Бутан (н-бутан) (C4H10) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 1,4) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 0,7 включ.) |
±3 (±0,033) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* до-взрывоопасных концентраций, % НКПР (объемной доли, %) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, % НКПР (объемной доли, %) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 50 до 100 (св. 0,7 до 1,4) |
- |
±5 |
- | |||
|
Бутанол (н-бутанол) (C4H9OH) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до, 0,7) |
±5 (±0,07) |
- |
- | |
|
Бутанол (н-бутанол) (C4H9OH) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 1,4) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,7 включ.) |
±5 (±0,07) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 0,7 до 1,4) |
- |
±10 |
- | |||
|
Бутилацетат (СбНпОг) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,6) |
±5 (±0,06) |
- |
- | |
|
1 -бутен (бутилен) (C4Hs) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,8) |
±5 (±0,08) |
- |
- | |
|
Винилхлорид (C2H3Cl) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1,8) |
±5 (±0,18) |
- |
- | |
|
Водород (H2) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 2) |
±5 (±0,2) |
- |
- | |
|
Водород (H2) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 4) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 2 включ.) |
±5 (±0,2) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 2 до 4) |
- |
±10 |
- | |||
|
Гексан (н-гексан) (СбНм) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,5) |
±3 (±0,025) |
- |
- | |
|
Гексан (н-гексан) (СбНм) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 1) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,5 включ.) |
±3 (±0,025) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 0,5 до 1) |
- |
±5 |
- | |||
|
1-гексен (СбНп) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,6) |
±5 (±0,06) |
- |
- | |
|
Гептан (н-гептан) (C7H16) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,425) |
±5 (±0,042) |
- |
- | |
|
Гептан (н-гептан) (C7H16) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 0,85) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 0,425 включ.) |
±5 (±0,042) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* до-взрывоопасных концентраций, % НКПР (объемной доли, %) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, % НКПР (объемной доли, %) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 50 до 100 (св. 0,425 до 0,85) |
- |
±10 |
- | |||
|
Декан (C10H22) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,35) |
±5 (±0,035) |
- |
- | |
|
Диметиловый эфир (C2H6O) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 1,35) |
±5 (±0,135) |
- |
- | |
|
Диметиламин (C2H7N) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1,4) |
±5 (±0,14) |
- |
- | |
|
Диметил-сульфид (C2H2SH) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1,1) |
±5 (±0,11) |
- |
- | |
|
1,2- диметилбен-зол (о-ксилол) (o-CsHio) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,5) |
±5 (±0,05) |
- |
- | |
|
1,3- диметилбен-зол (м-ксилол) (m-CsHio) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,5) |
±5 (±0,05) |
- |
- | |
|
1,4- диметилбен-зол (п-ксилол) (p-CsHio) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,45) |
±5 (±0,045) |
- |
- | |
|
1,2- дихлорэтан (C2H4CI2) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 3,1) |
±5 (±0,31) |
- |
- | |
|
1,2- дихлорэтан (C2H4CI2) |
20 |
от 0 до 100 (от 0 до 6,2) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 3,1 включ.) |
±5 (±0,31) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 3,1 до 6,2) |
- |
±10 |
- | |||
|
Диэтиламин (C4H11N) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,85) |
±5 (±0,085) |
- |
- | |
|
Диэтиловый эфир (C4H1OO) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,85) |
±5 (±0,085) |
- |
- | |
|
Изобутан (i-C4H10) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,65) |
±3 (±0,039) |
- |
- | |
|
Изобутан (i-C4H10) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 1,3) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 0,65 включ.) |
±3 (±0,039) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* до-взрывоопасных концентраций, % НКПР (объемной доли, %) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, % НКПР (объемной доли, %) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 50 до 100 (св. 0,65 до 1^ |
- |
±5 |
- | |||
|
Изобутилен (i-C4Hs) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,8) |
±5 (±0,08) |
- |
- | |
|
Изобутиловый спирт (C4H1OO) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,7) |
±5 (±0,07) |
- |
- | |
|
Изопропен (C5H8) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,85) |
±5 (±0,085) |
- |
- | |
|
Изопропиловый спирт (СзНЮ) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1) |
±5 (±0,1) |
- |
- | |
|
Метан (CH4) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 2,2) |
±3 (±0,1) |
- |
- | |
|
Метан (CH4) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 4,4) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 2,2 включ.) |
±3 (±0,1) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 2,2 до 4,4) |
- |
±5 |
- | |||
|
Метан (CH4) |
207) |
(от 0 до 4,4) |
(от 0 до 2,2 включ.) |
(±0,1) |
- |
- |
|
(св. 2,2 до 4,4) |
- |
±5 |
- | |||
|
Метанол (CH3OH) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 3) |
±5 (±0,3) |
- |
- | |
|
Метилмер-каптан (ме-тантиол) (CH3SH) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 2,05) |
±5 (±0,21) |
- |
- | |
|
Метилацетат (СзН6О2) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1,55) |
±5 (±0,16) |
- |
- | |
|
Метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ) (C5H12O) |
307) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,75) |
±5 (±0,075) |
- |
- | |
|
Монометиламин (CHsN) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 2,1) |
±5 (±0,21) |
- |
- | |
|
Нонан (C9H20) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,35) |
±5 (±0,035) |
- |
- | |
|
Октан (н-октан) (CsHis) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,4) |
±5 (±0,04) |
- |
- | |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* до-взрывоопасных концентраций, % НКПР (объемной доли, %) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, % НКПР (объемной доли, %) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
1-октен (С3Н14) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,45) |
±5 (±0,045) |
- |
- | |
|
Пары нефтепродуктов^ |
207) |
от 0 до 50 |
±5 |
- |
- | |
|
Пары нефтепродуктов^ |
207) |
от 0 до 100 |
±5 |
- |
- | |
|
Пентан (C5H12) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,55) |
±3 (±0,033) |
- |
- | |
|
Пентан (C5H12) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 1,1) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 0,55 включ.) |
±3 (±0,033) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 0,55 до 1,1) |
- |
±5 |
- | |||
|
Пропан (СзНз) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,85) |
±3 (±0,051) |
- |
- | |
|
Пропан (СзНз) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 1,7) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 0,85 включ.) |
±3 (±0,051) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 0,85 до 17) |
- |
±5 |
- | |||
|
Пропан (СзНз) |
207) |
(от 0 до 2) |
(±0,05) |
- |
- | |
|
Пропанол-1 (пропиловый спирт) (Cd 1-ОН) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1,05) |
±5 (±0,1) |
- |
- | |
|
Пропилен (СзН6) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1) |
±5 (±0,1) |
- |
- | |
|
Пропилен (СзН6) |
20 |
от 0 до 100 (от 0 до 2) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±5 (±0,1) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 1 до 2) |
- |
±10 |
- | |||
|
Пропиленок-сид (СзНвО) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,95) |
±5 (±0,095) |
- |
- | |
|
Стирол (СзНз) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,5) |
±5 (±0,055) |
- |
- | |
Лист № 9
Всего листов 47
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) до-взрывоопасных концентраций, % НКПР (объемной доли, %) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, % НКПР (объемной доли, %) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Сумма углеводородов по метану (CxHy) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 2,2) |
±3 (±0,132) |
- |
- | |
|
Сумма углеводородов по метану (CxHy) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 4,4) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 2,2 включ.) |
±3 (±0,132) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 2,2 до 4,4) |
- |
±5 |
- | |||
|
Сумма углеводородов по пропану (CxHy) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,85) |
±3 (±0,051) |
- |
- | |
|
Сумма углеводородов по пропану (CxHy) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 1,7) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 0,85 включ.) |
±3 (±0,051) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 0,85 до 1,7) |
- |
±5 |
- | |||
|
Сумма углеводородов по гексану (CxHy) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,5) |
±3 (±0,03) |
- |
- | |
|
Сумма углеводородов по гексану (CxHy) |
20 |
от 0 до 100 (от 0 до 1) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 0,5 включ.) |
±3 (±0,03) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 0,5 до 1) |
- |
±5 |
- | |||
|
Толуол (ме-тилбензол) (СбН5СНз) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,5) |
±5 (±0,05) |
- |
- | |
|
Хлорбензол (C6H5Cl) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,65) |
±5 (±0,065) |
- |
- | |
|
Циклогексан (C6Hn) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,5) |
±5 (±0,05) |
- |
- | |
|
Циклопентан (C5H10) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 0,7) |
±5 (±0,07) |
- |
- | |
|
Циклопропан (СзН6) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1,2) |
±5 (±0,12) |
- |
- | |
|
Этан (C2H6) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 1,2) |
±3 (±0,03) |
- |
- | |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* до-взрывоопасных концентраций, % НКПР (объемной доли, %) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, % НКПР (объемной доли, %) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Этан (СгНв) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 2,4) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 1,2. включ.) |
±3 (±0,03) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 1,2 до 2,4) |
- |
±5 |
- | |||
|
Этанол (этиловый спирт) (C2H5OH) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 1,55) |
±5 (±0,16) |
- |
- | |
|
Этанол (этиловый спирт) (C2H5OH) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 3,1) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 1,55) |
±5 (±0,16) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 1,55 до 3Д) |
- |
±10 |
- | |||
|
Этилацетат (С4НЮ2) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1) |
±5 (±0,1) |
- |
- | |
|
Этилбензол (CsHio) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 0,4) |
±5 (±0,04) |
- |
- | |
|
Этилен (C2H4) |
207) |
от 0 до 50 (от 0 до 1,15) |
±3 (±0,069) |
- |
- | |
|
Этилен (C2H4) |
207) |
от 0 до 100 (от 0 до 2,3) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 1,15 включ.) |
±3 (±0,069) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 1,15 до 2,3) |
- |
±5 |
- | |||
|
Этиленоксид (C2H4O) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1,3) |
±5 (±0,13) |
- |
- | |
|
Этиленоксид (C2H4O) |
20 |
от 0 до 100 (от 0 до 2,6) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 1,3 включ.) |
±5 (±0,13) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 1,3 до 2,6) |
- |
±10 |
- | |||
|
Этилмеркап-тан (этантиол) (C2H5SH) |
20 |
от 0 до 50 (от 0 до 1,4) |
±5 (±0,14) |
- |
- | |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) до-взрывоопасных концентраций, % НКПР (объемной доли, %) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | ||
|
Абсолютной, % НКПР (объемной доли, %) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1) Газоанализаторы, градуированные на вещества, не приведенные в данной таблице, но указанные в руководстве по эксплуатации, могут применяться в качестве индикаторов для предварительной оценки содержания компонентов.
-
2) Диапазон выходных сигналов устанавливается равным диапазону измерений, указанному в таблице. Он может быть изменен пользователем при помощи ПО.
-
3) В нормальных условиях эксплуатации (20 ОС и 760 мм рт. ст., 60% отн. влажности).
-
4) Погрешность приведена к верхнему пределу диапазона измерений (ВПИ).
-
5) Значения НКПР горючих газов указаны в соответствии с ГОСТ Р МЭК 60079-20-1-2011, для паров нефтепродуктов - в соответствии с государственными стандартами на нефтепродукты конкретного вида.
-
6) Диапазон показаний для всех определяемых компонентов от 0 до 100.
-
7) В исполнении газоанализаторов «Быстродействующий» предел времени установления показаний То,9 - не более 5 секунд.
-
8) Топливо дизельное по ГОСТ 305-2013, уайт-спирит по ГОСТ 3134-78, топливо для реактивных двигателей по ГОСТ 10227-86, бензин автомобильный в соответствии с техническим регламентом «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», бензин авиационный по ГОСТ 1012-2013, газовый конденсат, бензин неэтилированный по ГОСТ Р 51866-2002, керосин по ТУ 38.71-5810-90.
-
9) Предел времени установления показаний модификации Бинар-ХХ-ХХХ-В-Х Т0,9, с. - не более 60.
Таблица 2.2. Диапазоны измерений объемной доли и массовой концентрации токсичных, горючих веществ, кислорода, хладонов, гексафторида серы; пределы допускаемой основной погрешности, пределы времени установления показаний газоанализаторов «Бинар-ХХ-ХХХ-ХХ».
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Токсичные и горючие газы, кислород, измеряемые ЭХ сенсорами | ||||||
|
Азотная кислота (HNO3) (по диоксиду азота NO2) |
60 |
от 0 до 8 (от 0 до 20) |
от 0 до 0,8 включ. (от 0 до 2 включ.) |
±0,16 (±0,4) |
- |
- |
|
св. 0,8 до 8 (св. 2 до 20) |
- |
±20 |
- | |||
|
Акрилонитрил (C3H3N) |
120 |
от 0 до 80 (от 0 до 176) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 22 включ.) |
±1,5 (±3,3) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 10 до 80 (св. 22 до 176) |
- |
±15 |
- | |||
|
Аммиак (ЫНз) |
60 |
от 0 до 100 (от 0 до 71) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 7,1 включ.) |
±2 (±1,4) |
- |
- |
|
св. 10 до 100 (св. 7,1 до 71) |
- |
±20 |
- | |||
|
Аммиак (ЫНз) |
60 |
от 0 до 200 (от 0 до 142) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 7,1 включ.) |
±2 (±1,4) |
- |
- |
|
св. 10 до 200 (св. 7,1 до 142) |
- |
±20 |
- | |||
|
Аммиак (ЫНз) |
60 |
от 0 до 300 (от 0 до 213) |
от 0 до 28,3 включ. (от 0 до 20 включ.) |
±4,2 (±3) |
- |
- |
|
св. 28,3 до 300 (св. 20 до 213) |
- |
±15 |
- | |||
|
Аммиак (ЫНз) |
60 |
от 0 до 500 (от 0 до 355) |
от 0 до 28,3 включ. (от 0 до 20 включ.) |
±4,2 (±3) |
- |
- |
|
св. 28,3 до 500 (св. 20 до 355) |
- |
±15 |
- | |||
|
Аммиак (ЫНз) |
60 |
от 0 до 1000 (от 0 до 710) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 71 включ.) |
±15 (±10,6) |
- |
- |
|
св. 100 до 1000 (св. 71 до 710) |
- |
±15 |
- | |||
|
Аммиак (ЫНз) |
60 |
от 0 до 5000 (от 0 до 3540) |
от 0 до 500 включ. (от 0 до 354 включ.) |
±75 (±53,1) |
- |
- |
|
св. 500 до 5000 (св. 354 до 3540) |
- |
±15 |
- | |||
|
Бром (Bn) |
50 |
от 0 до 5 (от 0 до 33,2) |
от 0 до 1 включ. (от 0 до 6,6 включ.) |
±0,2 (±1,3) |
- |
- |
|
св. 1 до 5 (св. 6,6 до 33,2) |
- |
±20 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Водород (H2) |
60 |
от 0 до 1000 (от 0 до 84) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 8,4 включ.) |
±10 (±0,84) |
- |
- |
|
св. 100 до 1000 (св. 8,4 до 84) |
- |
±10 |
- | |||
|
1,1 -диметил-гидразин (C2H8N2) (НДМГ) |
40 |
от 0 до 0,4 (от 0 до 1) |
от 0 до 0,04 включ. (от 0 до 0,1 включ.) |
±0,04 (±0,025) |
- |
- |
|
св. 0,04 до 0,4 (св. 0,1 до 1) |
- |
±25 |
- | |||
|
Гидразин (N2H4) |
40 |
от 0 до 1 (от 0 до 1,3) |
от 0 до 0,1 включ. (от 0 до 0,13 включ.) |
±0,03 (±0,04) |
- |
- |
|
св. 0,1 до 1 (св. 0,13 до 1,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
Гидразин (N2H4) |
40 |
от 0 до 1 (от 0 до 1,3) |
от 0 до 0,24 включ. (от 0 до 0,3 включ.) |
±0,05 (±0,06) |
- |
- |
|
св. 0,24 до 1 (св. 0,3 до 1,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диоксид азота (NO2) |
30 |
от 0 до 20 (от 0 до 40) |
от 0 до 1 включ. (от 0 до 2 включ.) |
±0,2 (±0,4) |
- |
- |
|
св. 1 до 20 (св. 2 до 40) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диоксид азота (NO2) |
30 |
от 0 до 50 (от 0 до 100) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 20 включ.) |
±2 (±4) |
- |
- |
|
св. 10 до 50 (св. 20 до 100) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диоксид азота (NO2) |
60 |
от 0 до 100 (от 0 до 191) |
от 0 до 20 включ. (от 0 до 40 включ.) |
±4 (±8) |
- |
- |
|
св. 20 до 100 (св. 40 до 191) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диоксид азота (NO2) |
60 |
от 0 до 500 (от 0 до 956) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 191 включ.) |
±20 (±40) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, С.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 100 до 500 (св. 191 до 956) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диоксид серы (SO2) |
40 |
от 0 до 20 (от 0 до 53,3) |
от 0 до 3,8 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±0,76 (±2) |
- |
- |
|
св. 3,8 до 20 (св. 10 до 53,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диоксид серы (SO) |
40 |
от 0 до 100 (от 0 до 266) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 26,6 включ.) |
±2 (±5,3) |
- |
- |
|
св. 10 до 100 (св. 26,6 до 266 включ.) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диоксид серы (SO) |
40 |
от 0 до 200 (от 0 до 532) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 133 включ.) |
±10 (±26,6) |
- |
- |
|
св. 50 до 200 (св. 133 до 532) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диоксид серы (SO) |
40 |
от 0 до 2000 (от 0 до 5320) |
от 0 до 200 включ. (от 0 до 532 включ.) |
±40 (±106,5) |
- |
- |
|
св. 200 до 2000 (св. 532 до 5320) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диэтиламин (C4H11N) |
80 |
от 0 до 10 (от 0 до 30) |
от 0 до 1 включ. (от 0 до 3 включ.) |
±0,2 (±0,6) |
- |
- |
|
св. 1 до 10 (св. 3 до 30) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диэтиламин (C4H11N) |
80 |
от 0 до 100 (от 0 до 300) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 30 включ.) |
±2 (±6) |
- |
- |
|
св. 10 до 100 (св. 30 до 300) |
- |
±20 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Диоксид хлора (CIO2) (по хлору) |
120 |
от 0 до 1 (от 0 до 2,8) |
от 0 до 0,4 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±0,08 (±0,2) |
- |
- |
|
св. 0,4 до 1 (св. 1 до 2,8) |
- |
±20 |
- | |||
|
Карбонилхло-рид (фосген) COCI2 |
120 |
от 0 до 1 (от 0 до 4,1) |
от 0 до 0,12 включ. (от 0 до 0,5 включ.) |
±0,02 (±0,08) |
- |
- |
|
св. 0,12 до 1 (св. 0,5 до 4,1) |
- |
±20 |
- | |||
|
Кислород (O2) |
40 |
от 0 до 10 |
±1 | |||
|
Кислород (O2) |
40 |
от 0 до 20 |
±2 | |||
|
Кислород (O2) |
40 |
от 0 до 50 |
±5 | |||
|
Кислород (O2) |
30 |
от 0 до 100 |
±10 | |||
|
Кислород (O2) |
30 |
от 0 до 200 |
±20 | |||
|
Кислород (O2) |
30 |
от 0 до 500 |
±40 | |||
|
Кислород (O2) |
30 |
от 0 до 1000 |
±50 | |||
|
Кислород (O2) |
30 |
от 0 до 2000 |
±60 | |||
|
Кислород (O2) |
30 |
от 0 до 5000 |
±150 | |||
|
Кислород (O2) |
30 |
от 0 до 10000 |
±300 | |||
|
Метанол (CH3OH) |
40 |
от 0 до 200 (от 0 до 266,4) |
от 0 до 11,3 включ. (от 0 до 15 включ.) |
±2,3 (±3) |
- |
- |
|
св. 11,3 до 200 (св. 15 до 266,4) |
- |
±20 |
- | |||
|
Метилмер-каптан (ме-тантиол) (CH3SH) |
40 |
от 0 до 10 (от 0 до 20) |
от 0 до 0,4 включ. (от 0 до 0,8 включ.) |
±0,08 (±0,16) |
- |
- |
|
св. 0,4 до 10 (св. 0,8 до 20 ) |
- |
±20 |
- | |||
|
Моносилан (SiH4) |
60 |
от 0 до 50 (от 0 до 66,8) |
от 0 до 5 включ. (от 0 до 6,7 включ.) |
±1 (±1,3) |
- |
- |
|
св. 5 до 50 (св. 6,7 до 66,8 ) |
- |
±20 |
- | |||
|
Озон (Оз) |
60 |
от 0 до 0,25 (от 0 до 0,5) |
от 0 до 0,05 включ. (от 0 до 0,1 включ.) |
±0,01 (±0,02) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 0,05 до 0,25 (св. 0,1 до 0,5) |
- |
±20 |
- | |||
|
Оксид азота (NO) |
40 |
от 0 до 25 (от 0 до 31,2) |
от 0 до 4 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,8 (±1) |
- |
- |
|
св. 4 до 25 (св. 5 до 31,2) |
- |
±20 |
- | |||
|
Оксид азота (NO) |
40 |
от 0 до 250 (от 0 до 312) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 62,4 включ.) |
±10 (±12,5) |
- |
- |
|
св. 50 до 250 (св. 62,4 до 312) |
- |
±20 |
- | |||
|
Оксид азота (NO) |
60 |
от 0 до 1000 (от 0 до 1247,4) |
от 0 до 200 включ. (от 0 до 249,5 включ.) |
±50 (±62,4) |
- |
- |
|
св. 200 до 1000 (св. 249,5 до 1247,4) |
- |
±20 |
- | |||
|
Оксид углерода (CO) |
30 |
от 0 до 200 (от 0 до 232,9) |
от 0 до 17,2 включ. (от 0 до 20 включ.) |
±1,72 (±2) |
- |
- |
|
св. 17,2 до 200 (св. 20 до 232,9) |
- |
±10 |
- | |||
|
Оксид углерода (CO) |
30 |
от 0 до 500 (от 0 до 582,2) |
от 0 до 40 включ. (от 0 до 46,6 включ.) |
±4 (±4,6) |
- |
- |
|
св. 40 до 500 (св. 46,6 до 582,2) |
- |
±10 |
- | |||
|
Оксид углерода (CO) |
60 |
от 0 до 1000 (от 0 до 1164,4) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 116,4 включ.) |
±10 (±11,6) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 100 до 1000 (св. 116,4 до 1164,4) |
- |
±10 |
- | |||
|
Оксид углерода (CO) |
60 |
от 0 до 2000 (от 0 до 2328,8) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 116,4 включ.) |
±10 (±11,6) |
- |
- |
|
св. 100 до 2000 (св. 116,4 до 2328,8) |
- |
±10 |
- | |||
|
Оксид углерода (CO) |
60 |
от 0 до 5000 (от 0 до 5822) |
от 0 до 1000 включ. (от 0 до 1164,4 включ.) |
±100 (±116,4) |
- |
- |
|
св. 1000 до 5000 (св. 1164,4 до 5822) |
- |
±10 |
- | |||
|
Сероводород (H2S) |
30 |
от 0 до 7,1 (от 0 до 10) |
от 0 до 2,1 включ. (от 0 до 3 включ.) |
±0,42 (±0,6) |
- |
- |
|
св. 2,1 до 7,1 (св. 3 до 10) |
- |
±20 |
- | |||
|
Сероводород (H2S) |
30 |
от 0 до 17,6 (от 0 до 25) |
от 0 до 7,1 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±1,42 (±2) |
- |
- |
|
св. 7,1 до 17,6 (св. 10 до 25 ) |
- |
±20 |
- | |||
|
Сероводород (H2S) |
30 |
от 0 до 30 (от 0 до 42,5) |
от 0 до 7,1 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±1,42 (±2) |
- |
- |
|
св. 7,1 до 30 (св. 10 до 42,5) |
- |
±20 |
- | |||
|
Сероводород (H2S) |
60 |
от 0 до 50 (от 0 до 70,8) |
от 0 до 7,1 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±1,42 (±2) |
- |
- |
|
св. 7,1 до 50 (св. 10 до 70,8) |
- |
±20 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Сероводород (H2S) |
60 |
от 0 до 100 (от 0 до 141,7) |
от 0 до 7,1 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±1,42 (±2) |
- |
- |
|
св. 7,1 до 100 (св. 10 до 141,7) |
- |
±20 |
- | |||
|
Сероводород (H2S) |
60 |
от 0 до 200 (от 0 до 283,3) |
от 0 до 7,1 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±1,42 (±2) |
- |
- |
|
св. 7,1 до 200 (св. 10 до 283,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
Сероводород (H2S) |
60 |
от 0 до 2000 (от 0 до 2833,1) |
от 0 до 14,2 включ. (от 0 до 20 включ.) |
±2,84 (±4) |
- |
- |
|
св. 14,2 до 2000 (св. 20 до 2833,1) |
- |
±20 |
- | |||
|
Сероуглерод (CS2) |
60 |
от 0 до 100 (от 0 до 316,5) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 31,6 включ.) |
±2 (±6,32) |
- |
- |
|
св. 10 до 100 (св. 31,6 до 316,5) |
- |
±20 |
- | |||
|
Синильная кислота(цианистый водород) (HCN) |
60 |
от 0 до 1 (от 0 до 1,1) |
- |
- |
±20 | |
|
Синильная кислота(цианистый водород) (HCN) |
60 |
от 0 до 30 (от 0 до 33,7) |
от 0 до 0,27 включ. (от 0 до 0,3 включ.) |
±0,05 (±0,06) |
- |
- |
|
св. 0,27 до 30 (св. 0,3 до 33,7) |
- |
±20 |
- | |||
|
Уксусная кислота (С2Н4О2) |
80 |
от 0 до 100 (от 0 до 250) |
от 0 до 2 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,4 (±1) |
- |
- |
|
св. 2 до 100 (св. 5 до 250) |
- |
±20 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Формальдегид (CH2O) |
40 |
от 0 до 10 (от 0 до 12,5) |
от 0 до 0,4 включ. (от 0 до 0,5 включ.) |
±0,08 (±0,1) |
- |
- |
|
св. 0,4 до 10 (св. 0,5 до 12,5) |
- |
±20 |
- | |||
|
Формальдегид (CH2O) |
60 |
от 0 до 1000 (от 0 до 1248,2) |
от 0 до 200 включ. (от 0 до 250 включ.) |
±40 (±50) |
- |
- |
|
св. 200 до 1000 (св. 250 до 1248,2) |
- |
±20 |
- | |||
|
Фосфин (РНз) |
30 |
от 0 до 5 (от 0 до 7,1) |
от 0 до 0,1 включ. (от 0 до 0,14 включ.) |
±0,02 (±0,03) |
- |
- |
|
св. 0,1 до 5 (св. 0,14 до 7,1) |
- |
±20 |
- | |||
|
Фосфин (РНз) |
60 |
от 0 до 10 (от 0 до 14) |
от 0 до 0,1 включ. (от 0 до 0,14 включ.) |
±0,02 (±0,03) |
- |
- |
|
св. 0,1 до 10 (св. 0,14 до 14) |
- |
±20 |
- | |||
|
Фосфин (РНз) |
60 |
от 0 до 20 (от 0 до 28,3) |
от 0 до 5 включ. (от 0 до 7,1 включ.) |
±1 (±1,4) |
- |
- |
|
св. 5 до 20 (св. 7 до 28,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
Фтор (F2) |
80 |
от 0 до 1 (от 0 до 1,6) |
от 0 до 0,1 включ. (от 0 до 0,16 включ.) |
±0,02 (±0,03) |
- |
- |
|
св. 0,1 до 1 (св. 0,16 до 16) |
- |
±20 |
- | |||
|
Фтороводород (HF) |
90 |
от 0 до 5 (от 0 до 4,2) |
- |
- |
±15 | |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Фтороводород (HF) |
90 |
от 0 до 10 (от 0 до 8,5) |
от 0 до 0,6 включ. (от 0 до 0,5 включ.) |
±0,12 (±0,1) |
- |
- |
|
св. 0,6 до 10 (св. 0,5 до 8,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хлор (CI2) |
60 |
от 0 до 3,4 (от 0 до 10) |
от 0 до 0,34 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±0,2 (±0,6) |
- |
- |
|
св. 0,34 до 3,4 (св. 1 до 10) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хлор (CI2) |
60 |
от 0 до 20 (от 0 до 59) |
от 0 до 5 включ. (от 0 до 14,7 включ.) |
±1 (±2,9) |
- |
- |
|
св. 5 до 20 (св. 14,7 до 59) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хлор (CI2) |
60 |
от 0 до 50 (от 0 до 147,4) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 29,5 включ.) |
±2 (±5,9) |
- |
- |
|
св. 10 до 50 (св. 29,5 до 147,4) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хлороводород (HCl) |
60 |
от 0 до 13,2 (от 0 до 20) |
от 0 до 3,3 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,66 (±1) |
- |
- |
|
св. 3,3 до 13,2 (св. 5 до 20) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хлороводород (HCl) |
60 |
от 0 до 20 (от 0 до 30,3) |
от 0 до 3,3 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,66 (±1) |
- |
- |
|
св. 3,3 до 20 (св. 5 до 30,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хлороводород (HCl) |
60 |
от 0 до 30 (от 0 до 45,5) |
от 0 до 3,3 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,66 (±1) |
- |
- |
|
св. 3,3 до 30 (св. 5 до 45,5) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хлороводород (HCl) |
90 |
от 0 до 200 (от 0 до 303,1) |
от 0 до 20 включ. (от 0 до 30,3 включ.) |
±4 (±6,1) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, С.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 20 до 200 (св. 30,3 до 303,1) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этанол (этиловый спирт) (C2H5OH) |
60 |
от 0 до 200 (от 0 до 383) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 95,8 включ.) |
±10 (±19,2) |
- |
- |
|
св. 50 до 200 (св. 95,8 до 383) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этанол (этиловый спирт) (C2H5OH) |
60 |
от 0 до 2000 (от 0 до 3830) |
от 0 до 200 включ. (от 0 до 383 включ.) |
±40 (±76,6) |
- |
- |
|
св. 200 до 2000 (св. 383 до 3830) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этилен (C2H4) |
40 |
от 0 до 10 (от 0 до 11,7) |
от 0 до 5 включ. (от 0 до 5,8 включ.) |
±1 (±1,2) |
- |
- |
|
св. 5 до 10 (св. 5,8 до 11,7) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этилен (C2H4) |
40 |
от 0 до 200 (от 0 до 233,2) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 11,7 включ.) |
±2 (±2,3) |
- |
- |
|
св. 10 до 200 (св. 11,7 до 233,2) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этилен (C2H4) |
40 |
от 0 до 1500(от 0 до 1749,3) |
от 0 до 250 включ. (от 0 до 291,6 включ.) |
±50 (±58,3) |
- |
- |
|
св. 250 до 1500 (св. 291,6 до 1749,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этиленоксид (C2H4O) |
140 |
от 0 до 10 (от 0 до 18,3) |
от 0 до 2 включ. (от 0 до 3,7 включ.) |
±0,2 (±0,4) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, С.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 2 до 10 (св. 3,7 до 18,3) |
- |
±10 |
- | |||
|
Этиленоксид (C2H4O) |
140 |
от 0 до 100 (от 0 до 183) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 91,6 включ.) |
±5 (±9,2) |
- |
- |
|
св. 50 до 100 (св. 91,6 до 183,1) |
- |
±10 |
- | |||
|
Этиленоксид (C2H4O) |
120 |
от 0 до 1000 (от 0 до 1830) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 183,1 включ.) |
±10 (±18,3) |
- |
- |
|
св. 100 до 1000 (св. 183 до 1830) |
- |
±10 |
- | |||
|
Этилмеркап-тан (этантиол) (C2H5SH) |
40 |
от 0 до 10 (от 0 до 28,5) |
от 0 до 0,4 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±0,08 (±0,2) |
- |
- |
|
св. 0,4 до 10 (св. 1 до 25,8) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этилмеркап-тан (этантиол) (C2H5SH) |
60 |
от 0 до 200 (от 0 до 516,6) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 129,1 включ.) |
±10 (±25,8) |
- |
- |
|
св. 50 до 200 (св. 129,1 до 516,6) |
- |
±10 |
- | |||
|
Токсичные и горючие газы, измеряемые ФИ сенсорами | ||||||
|
Акриловая кислота (C3H4O2) |
20 |
от 0 до 10 (от 0 до 30) |
от 0 до 1,67 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,3 (±0,9) |
- |
- |
|
св. 1,67 до 10 (св. 5 до 30 ) |
- |
±20 |
- | |||
|
Акриловая кислота (C3H4O2) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 60) |
от 0 до 3 включ. (от 0 до 15 включ.) |
±0,6 (±3) |
- |
- |
|
св. 3 до 20 (св. 5 до 60) |
- |
±20 |
- | |||
|
Акрилонитрил (C3H3N) |
20 |
от 0 до 0,7 (от 0 до 1,5) |
от 0 до 0,23 включ. (от 0 до 0,5 включ.) |
±0,05 (±0,1) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 0,23 до 0,7 (св. 0,5 до 1,5) |
- |
±20 |
- | |||
|
Акрилонитрил (C3H3N) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 44,1) |
от 0 до 0,7 включ. (от 0 до 1,5 включ.) |
±0,14 (±0,3) |
- |
- |
|
св. 0,7 до 20 (св. 0,5 до 44,1) |
- |
±20 |
- | |||
|
Ацетальдегид (СНзСНО) |
20 |
от 0 до 100 (от 0 до 183,1) |
от 0 до 3 включ. (от 0 до 5,5 включ.) |
±0,6 (±1,1) |
- |
- |
|
св. 3 до 100 (св. 5,5 до 183,1) |
- |
±20 |
- | |||
|
Ацетилен (С2Н2) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 233,2) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 58,3 включ.) |
±10 (±11,7) |
- |
- |
|
св. 50 до 200 (св. 58,3 до 233,2) |
- |
±20 |
- | |||
|
Ацетилен (C2H2) |
20 |
от 0 до 277,2 (от 0 до 300 ) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 58,3 включ.) |
±10 (±11,7) |
- |
- |
|
св. 50 до 277,2 (св. 58,3 до 300) |
- |
±20 |
- | |||
|
Ацетон (СзНбО) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 483) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 121 включ.) |
±10(±24) |
- |
- |
|
св. 50 до 200 (св. 121 до 483) |
- |
±20 |
- | |||
|
Ацетон (СзНбО) |
20 |
от 0 до 1000 (от 0 до 2414) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 241 включ.) |
±20 (±48) |
- |
- |
|
св. 100 до 1000 (св. 241 до 2414) |
- |
±20 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Бензол (СбНб) |
20 |
от 0 до 4,5 (от 0 до 15) |
от 0 до 1,5 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,3 (±1) |
- |
- |
|
св. 1,5 до 4,5 (св. 5 до 15) |
- |
±20 |
- | |||
|
Бензол (СбНб) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 65) |
от 0 до 4,6 включ. (от 0 до 15 включ.) |
±0,9 (±3) |
- |
- |
|
св. 4,6 до 20 (св. 15 до 65) |
- |
±20 |
- | |||
|
Бензол (СбНб) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 65) |
- |
- |
±20 | |
|
Бензол (СбНб) |
20 |
от 0 до 100 (от 0 до 325) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 32,5 включ.) |
±2 (±6,5) |
- |
- |
|
св. 10 до 100 (св. 32,5 до 325) |
- |
±20 |
- | |||
|
Бензол (СбНб) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 650) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 325 включ.) |
±20(±65) |
- |
- |
|
св. 100 до 200 (св. 325 до 650) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,3-бутадиен (дивинил) (С4Нб) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 450) |
от 0 до 44,5 включ. (от 0 до 100 включ.) |
±8,9 (±20) |
- |
- |
|
св. 44,5 до 200 (св. 100 до 450) |
- |
±20 |
- | |||
|
Бутанол (н-бутанол) (C4H9OH) |
20 |
от 0 до 10 (от 0 до 30,8) |
от 0 до 3,2 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±0,64 (±2) |
- |
- |
|
св. 3,2 до 10 (св. 10 до 30,8) |
- |
±20 |
- | |||
|
Бутанол (н-бутанол) (C4H9OH) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 620) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 31 включ.) |
±2 (±6,2) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 10 до 200 (св. 31 до 620) |
- |
±20 |
- | |||
|
Бутилацетат (СбНпОг) |
20 |
от 0 до 41,6 (от 0 до 200) |
от 0 до 10,4 включ. (от 0 до 50 включ.) |
±2,1 (±10) |
- |
- |
|
св. 10,4 до 41,6 (св. 50 до 200) |
- |
±20 |
- | |||
|
Бутилацетат (СвНпОг) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 965,7) |
от 0 до 41,6 включ. (от 0 до 200 включ.) |
±8,3 (±40) |
- |
- |
|
св. 41,6 до 200 (св. 200 до 965,7) |
- |
±20 |
- | |||
|
Винилхлорид (C2H3Cl) |
20 |
от 0 до 2 (от 0 до 5) |
от 0 до 0,4 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±0,08 (±0,2) |
- |
- |
|
св. 0,4 до 2 (св. 1 до 5) |
- |
±20 |
- | |||
|
Винилхлорид (С2НзС1) |
20 |
от 0 до 10 (от 0 до 26) |
от 0 до 2 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,4 (±1) |
- |
- |
|
св. 2 до 10 (св. 5 до 26) |
- |
±20 |
- | |||
|
Винилхлорид (C2&C1) |
20 |
от 0 до 100 (от 0 до 260) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 26 включ.) |
±2 (±5,2) |
- |
- |
|
св. 10 до 100 (св. 26 до 260) |
- |
±20 |
- | |||
|
Гексан (н-гексан) (СбНм) |
20 |
от 0 до 150 (от 0 до 537) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 36 включ.) |
±2 (±7,2) |
- |
- |
|
св. 10 до 150 (св. 36 до 537) |
- |
±20 |
- | |||
|
Гексан (н-гексан) (СбН14) |
20 |
от 0 до 251 (от 0 до 900) |
от 0 до 83,7 включ. (от 0 до 300 включ.) |
±16,7 (±60) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 83,7 до 251 (св. 300 до 900) |
- |
±20 |
- | |||
|
Гексафторбу-тадиен (C4F6) |
20 |
от 0 до 3 (от 0 до 20) |
от 0 до 0,7 включ. (от 0 до 4,7 включ.) |
±0,14 (±0,9) |
- |
- |
|
св. 0,7 до 3 (св. 4,7 до 20) |
- |
±20 |
- | |||
|
Гептан (н-гептан) (C7Hi6) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 900) |
от 0 до 73 включ. (от 0 до 300 включ.) |
±7,3 (±30) |
- |
- |
|
св. 73 до 200 (св. 300 до 900) |
- |
±10 |
- | |||
|
Гидразин (N2H4) |
20 |
от 0 до 60 (от 0 до 78) |
от 0 до 0,1 включ. (от 0 до 0,13 включ.) |
±0,5 (±0,65) |
- |
- |
|
св. 0,1 до 60 (св. 0,13 до 78) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диметиламин (C2H7N) |
20 |
от 0 до 30 (от 0 до 56,2) |
от 0 до 0,5 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±0,1 (±0,2) |
- |
- |
|
св. 0,5 до 30 (св. 1 до 56,2) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,2- диметилбен-зол (о-ксилол) (o-CsHio) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 88,3) |
от 0 до 5 включ. (от 0 до 22,1 включ.) |
±1 (±4,4) |
- |
- |
|
св. 5 до 20 (св. 22 до 88,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,2- диметилбен-зол (о-ксилол) (o-CsHio) |
20 |
от 0 до 34 (от 0 до 150) |
от 0 до 11,3 включ. (от 0 до 50 включ.) |
±2,3 (±10) |
- |
- |
|
св. 11,3 до 34 (св. 50 до 150) |
- |
±20 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
1,2- диметилбен-зол (о-ксилол) (o-CsHio) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 882,7) |
от 0 до 34 включ. (от 0 до 150 включ.) |
±6,8 (±30) |
- |
- |
|
св. 34 до 200 (св. 150 до 882,7) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,3- диметилбен-зол (м-ксилол) (m-CsHio) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 88,3) |
от 0 до 5 включ. (от 0 до 22,1 включ.) |
±1 (±4,4) |
- |
- |
|
св. 5 до 20 (св. 22 до 88,3 ) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,3- диметилбен-зол (м-ксилол) (m-CsHio) |
20 |
от 0 до 34 (от 0 до 150) |
от 0 до 11,3 включ. (от 0 до 50 включ.) |
±2,3 (±10) |
- |
- |
|
св. 11,3 до 34 (св. 50 до 150) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,3- диметилбен-зол (м-ксилол) (m-CsHio) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 882,7) |
от 0 до 34 включ. (от 0 до 150 включ.) |
±6,8 (±30) |
- |
- |
|
св. 34 до 200 (св. 150 до 882,7) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,4- диметилбен-зол (п-ксилол) (p-CsHio) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 88,3) |
от 0 до 5 включ. (от 0 до 22,1 включ.) |
±1 (±4,4) |
- |
- |
|
св. 5 до 20 (св. 22 до 88,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,4- диметилбен-зол (п-ксилол) (p-CsHio) |
20 |
от 0 до 34 (от 0 до 150) |
от 0 до 11,3 включ. (от 0 до 50 включ.) |
±2,3 (±10) |
- |
- |
|
св. 11,3 до 34 (св. 50 до 150) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,4- диметилбен-зол (п-ксилол) (p-CsHio) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 882,7) |
от 0 до 34 включ. (от 0 до 150 включ.) |
±6,8 (±30) |
- |
- |
|
св. 34 до 200 (св. 150 до 882,7) |
- |
±20 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Диметилэта-ноламин (C4H11NO) |
20 |
от 0 до 111,2 (от 0 до 56,2) |
от 0 до 1,3 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,26 (±1) |
- |
- |
|
св. 1,3 до 111,2 (св. 5 до 56,2) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диметиловый эфир (СгНвО) |
20 |
от 0 до 2000 (от 0 до 3830) |
от 0 до 200 включ. (от 0 до 383 включ.) |
±40 (±76,6) |
- |
- |
|
св. 200 до 2000 (св. 383 до 3830) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диметилдисульфид (C2H6S2) |
20 |
от 0 до 4 (от 0 до 15) |
от 0 до 0,4 включ. (от 0 до 1,5 включ.) |
±0,08 (±0,3) |
- |
- |
|
св. 0,4 до 4 (св. 1,5 до 15) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диметил-сульфид (C2H2SH) |
20 |
от 0 до 100 (от 0 до 246) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 24,6 включ.) |
±2 (±4,9) |
- |
- |
|
св. 10 до 100 (св. 24,6 до 246) |
- |
±20 |
- | |||
|
Диметил-сульфид (C2H2SH) |
20 |
от 0 до 122 (от 0 до 300) |
от 0 до 20,3 включ. (от 0 до 50 включ.) |
±4 (±10) |
- |
- |
|
св. 20,3 до 122 (св. 50 до 300) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,2- дихлорэтан (C2H4CI2) |
20 |
от 0 до 7,3 (от 0 до 30) |
от 0 до 2,4 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±0,48 (±2) |
- |
- |
|
св. 2,4 до 7,3 (св. 10 до 30) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,2- дихлорэтан (C2H4CI2) |
20 |
от 0 до 40 (от 0 до 164,6) |
от 0 до 7,3 включ. (от 0 до 30 включ.) |
±1,46 (±6) |
- |
- |
|
св. 7,3 до 40 (св. 30 до 164,6) |
- |
±20 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, С.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Диэтиламин (C4H11N) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 60) |
от 0 до 1 включ. (от 0 до 3 включ.) |
±0,2 (±0,6) |
- |
- |
|
св. 1 до 20 (св. 3 до 60) |
- |
±20 |
- | |||
|
Изобутан (i-C4H10) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 483) |
от 0 до 124 включ. (от 0 до 300 включ.) |
±24,8 (±60) |
- |
- |
|
св. 124 до 200 (св. 300 до 483) |
- |
±20 |
- | |||
|
ЛОС по изобутилену (Изобутилен (i-C4Hs)) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 47) |
от 0 до 2 включ. (от 0 до 4,7 включ.) |
±0,4 (±0,93) |
- |
- |
|
св. 2 до 20 (св. 4,7 до 47) |
- |
±20 |
- | |||
|
ЛОС по изобутилену (Изобутилен (i-C4Hs)) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 466) |
от 0 до 42,9 включ. (от 0 до 100 включ.) |
±8,6 (±20) |
- |
- |
|
св. 42,9 до 200 (св. 100 до 466) |
- |
±20 |
- | |||
|
ЛОС по изобутилену (Изобутилен (i-C4Hs)) |
20 |
от 0 до 2000 (от 0 до 4660) |
от 0 до 200 включ. (от 0 до 466 включ.) |
±40(±93) |
- |
- |
|
св. 200 до 2000 (св. 466 до 4660) |
- |
±20 |
- | |||
|
ЛОС по изобутилену (Изобутилен (i-C4Hs)) |
20 |
от 0 до 5000 (от 0 до 11662) |
от 0 до 500 включ. (от 0 до 1166,2 включ.) |
±100 (±233,2) |
- |
- |
|
св. 500 до 5000 (св. 1166,2 до 11662) |
- |
±20 |
- | |||
|
ЛОС по изобутилену (Изобутилен С-С4Нз)) |
20 |
от 0 до 10000 (от 0 до 23324) |
от 0 до 1000 включ. (от 0 до 2332,4 включ.) |
±200 (±466,4) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 1000 до 10000 (св. 2332,4 до 23324) |
- |
±20 |
- | |||
|
Изобутиловый спирт (C4H1OO) |
20 |
от 0 до 60 (от 0 до 184,9) |
от 0 до 3,2 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±0,64 (±2) |
- |
- |
|
св. 3,2 до 60 (св. 10 до 184,9) |
- |
±20 |
- | |||
|
Изопропиловый спирт (СзНЮ) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 50) |
от 0 до 4 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±0,8 (±2) |
- |
- |
|
св. 4 до 20 (св. 10 до 50) |
- |
±20 |
- | |||
|
Изопропиловый спирт (СзНЮ) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 500) |
от 0 до 20 включ. (от 0 до 50 включ.) |
±4 (±10) |
- |
- |
|
св. 20 до 200 (св. 50 до 500) |
- |
±20 |
- | |||
|
Метанол (CH3OH) |
20 |
от 0 до 11,4 (от 0 до 15) |
от 0 до 3,8 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,8 (±1) |
- |
- |
|
св. 3,8 до 11,4 (св. 5 до 15) |
- |
±20 |
- | |||
|
Метанол (CH3OH) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 26,6) |
от 0 до 4 включ. (от 0 до 5,3 включ.) |
±0,8 (±1,1) |
- |
- |
|
св. 4 до 20 (св. 5,3 до 26,6) |
- |
±20 |
- | |||
|
Метанол (СНзОН) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 266,4) |
от 0 до 11,3 включ. (от 0 до 15 включ.) |
±2,3 (±3) |
- |
- |
|
св. 11,3 до 200 (св. 15 до 266,4) |
- |
±20 |
- | |||
|
Метилацетат (СзН6О2) |
20 |
от 0 до 1400 (от 0 до 4311) |
от 0 до 32,5 включ. (от 0 до 100 включ.) |
±6,5 (±20) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 32,5 до 1400 (св. 100 до 4311) |
- |
±20 |
- | |||
|
Метилдиэта-ноламин (CH3N(C2H4O Н» |
20 |
от 0 до 10 (от 0 до 50) |
от 0 до 1 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,2 (±1) |
- |
- |
|
св. 1 до 10 (св. 5 до 50) |
- |
±20 |
- | |||
|
Метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ) (C5H12O) |
20 |
от 0 до 100 (от 0 до 366,4) |
от 0 до 27,3 включ. (от 0 до 100 включ.) |
±5,5 (±20) |
- |
- |
|
св. 27,3 до 100 (св. 100 до 366,4) |
- |
±20 |
- | |||
|
Метилмер-каптан (ме-тантиол) (CH3SH) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 400) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 100 включ.) |
±10 (±20) |
- |
- |
|
св. 50 до 200 (св. 100 до 400) |
- |
±20 |
- | |||
|
Монометиламин (CHsN) |
20 |
от 0 до 30 (от 0 до 38,7) |
от 0 до 0,8 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±0,16 (±0,2) |
- |
- |
|
св. 0,8 до 30 (св. 1 до 38,7) |
- |
±20 |
- | |||
|
Моноэтано-ламин (C2HNO) |
20 |
от 0 до 6 (от 0 до 15,2) |
от 0 до 0,2 включ. (от 0 до 0,5 включ.) |
±0,04 (±0,1) |
- |
- |
|
св. 0,2 до 6 (св. 0,5 до 15,2) |
- |
±20 |
- | |||
|
Моноэтано-ламин (C2HNO) |
20 |
от 0 до 60 (от 0 до 152,4) |
от 0 до 0,2 включ. (от 0 до 0,5 включ.) |
±0,04 (±0,1) |
- |
- |
|
св. 0,2 до 60 (св. 0,5 до 152,4) |
- |
±20 |
- | |||
|
Нафталин (CioHs) |
20 |
от 0 до 10 (от 0 до 53,3) |
от 0 до 4 включ. (от 0 до 20 включ.) |
±0,8 (±4,3) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 4 до 10 (св. 20 до 53,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
Октан (н-октан) (CsHis) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 950) |
от 0 до 63,2 включ. (от 0 до 300 включ.) |
±2 (±9,3) |
- |
- |
|
св. 63,2 до 200 (св. 300 до 950) |
- |
±20 |
- | |||
|
Пары нефтепродуктов^ |
20 |
(от 0 до 3500) |
(от 0 до 300 включ.) |
(±60) |
- |
- |
|
(св. 300 до 3500) |
- |
±20 |
- | |||
|
Пропанол-1 (пропиловый спирт) (C3H7OH) |
20 |
от 0 до 12 (от 0 до 30) |
от 0 до 4 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±0,8 (±2) |
- |
- |
|
св. 4 до 12 (св. 10 до 30) |
- |
±20 |
- | |||
|
Пропанол-1 (пропиловый спирт) (C3H7OH) |
20 |
от 0 до 100 (от 0 до 250) |
от 0 до 12 включ. (от 0 до 30 включ.) |
±2,4 (±6) |
- |
- |
|
св. 12 до 100 (св. 30 до 250) |
- |
±20 |
- | |||
|
Пропилен (СзН6) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 350) |
от 0 до 60 включ. (от 0 до 105 включ.) |
±12 (±5) |
- |
- |
|
св. 60 до 200 (св. 105 до 350) |
- |
±20 |
- | |||
|
Пропилен (СзН6) |
20 |
от 0 до 500 (от 0 до 874,7) |
от 0 до 170 включ. (от 0 до 300 включ.) |
±34 (±60) |
- |
- |
|
св. 170 до 500 (св. 300 до 874,7) |
- |
±20 |
- | |||
|
Пропиленок-сид (СзНвО) |
20 |
от 0 до 10 (от 0 до 24,1) |
от 0 до 0,4 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±0,08 (±0,2) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 0,4 до 10 (св. 1 до 24,1) |
- |
±20 |
- | |||
|
н- Пропилацетат (C5H1OO2) |
20 |
от 0 до 60 (от 0 до 215) |
от 0 до 6 включ. (от 0 до 21,5 включ.) |
±1,2 (±5,4) |
- |
- |
|
св. 6 до 60 (св. 21,5 до 215) |
- |
±20 |
- | |||
|
н- Пропилацетат (C5H1OO2) |
20 |
от 0 до 600 (от 0 до 2150) |
от 0 до 60 включ. (от 0 до 215 включ.) |
±12 (±43) |
- |
- |
|
св. 60 до 600 (св. 215 до 2150) |
- |
±20 |
- | |||
|
Сероуглерод (CS2) |
20 |
от 0 до 3,2 (от 0 до 10) |
от 0 до 0,95 включ. (от 0 до 3 включ.) |
±0,2 (±0,6) |
- |
- |
|
св. 0,95 до 3,2 (св. 3 до 10) |
- |
±20 |
- | |||
|
Сероуглерод (CS2) |
20 |
от 0 до 28 (от 0 до 88,6) |
от 0 до 3,16 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±0,63 (±2) |
- |
- |
|
св. 3,16 до 28 (св. 10 до 88,6) |
- |
±20 |
- | |||
|
Стирол (CsHs) |
20 |
от 0 до 6,9 (от 0 до 30) |
от 0 до 2,3 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±0,46 (±2) |
- |
- |
|
св. 2,3 до 6,9 (св. 10 до 30) |
- |
±20 |
- | |||
|
Стирол (CsHs) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 86,6) |
от 0 до 7 включ. (от 0 до 30,3 включ.) |
±0,5 (±2,16) |
- |
- |
|
св. 7 до 20 (св. 30,3 до 86,6) |
- |
±10 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Стирол (CsHs) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 866 ) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 433 включ.) |
±10 (±43,3) |
- |
- |
|
св. 100 до 200 (св. 433 до 866) |
- |
±10 |
- | |||
|
Тет-рафторэтилен (C2F4) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 83,2) |
от 0 до 7,2 включ. (от 0 до 30 включ.) |
±1,44 (±3,7) |
- |
- |
|
св. 7,2 до 20 (св. 30 до 83,2) |
- |
±20 |
- | |||
|
Тетрахлорэтилен (C2CI4) |
20 |
от 0 до 4,4 (от 0 до 30) |
от 0 до 1,45 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±0,29 (±2) |
- |
- |
|
св. 1,45 до 4,4 (св. 10 до 30) |
- |
±20 |
- | |||
|
Тетрахлорэтилен (C2CI4) |
20 |
от 0 до 10 (от 0 до 68,9) |
от 0 до 4,35 включ. (от 0 до 30 включ.) |
±0,87 (±6) |
- |
- |
|
св. 4,35 до 10 (св. 30 до 68,9) |
- |
±20 |
- | |||
|
Трихлорэтилен (C2HCI3) |
20 |
от 0 до 5,5 (от 0 до 30) |
от 0 до 1,8 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±0,36 (±2) |
- |
- |
|
св. 1,8 до 5,5 (св. 10 до 30 ) |
- |
±20 |
- | |||
|
Трихлорэтилен (C2HCI3) |
20 |
от 0 до 12 (от 0 до 65,5) |
от 0 до 5,5 включ. (от 0 до 30 включ.) |
±1,1 (±6) |
- |
- |
|
св. 5,5 до 12 (св. 30 до 65,5) |
- |
±20 |
- | |||
|
Толуол (ме-тилбензол) (СбН5СНз) |
20 |
от 0 до 39,2 (от 0 до 150) |
от 0 до 13 включ. (от 0 до 50 включ.) |
±1,3 (±5) |
- |
- |
|
св. 13 до 39,2 (св. 50 до 150) |
- |
±10 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Толуол (ме-тилбензол) (СбН5СНз) |
20 |
от 0 до 40 (от 0 до 306,4) |
от 0 до 40 включ. (от 0 до 153,2 включ.) |
±4 (±15,3) |
- |
- |
|
св. 40 до 80 (св. 153,2 до 306,4) |
- |
±10 |
- | |||
|
Уксусная кислота (C2H4O2) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 50) |
от 0 до 2 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,4 (±1) |
- |
- |
|
св. 2 до 20 (св. 5 до 50) |
- |
±20 |
- | |||
|
Уксусная кислота (C2H4O2) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 500) |
от 0 до 2 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,4 (±1) |
- |
- |
|
св. 2 до 200 (св. 5 до 500) |
- |
±20 |
- | |||
|
2-фенилпропан (изопропилбензол, кумол) (i-C9H12) |
20 |
от 0 до 30 (от 0 до 150) |
от 0 до 10 включ. (от 0 до 50 включ.) |
±2 (±10) |
- |
- |
|
св. 10 до 30 (св. 50 до 150) |
- |
±20 |
- | |||
|
2-фенилпропан (изопропилбензол, кумол) (i-C9H12) |
20 |
от 0 до 300 (от 0 до 1500) |
от 0 до 30 включ. (от 0 до 150 включ.) |
±6 (±30) |
- |
- |
|
св. 30 до 300 (св. 50 до 1500) |
- |
±20 |
- | |||
|
Фенол (C6H5OH) |
20 |
от 0 до 0,25 (от 0 до 1) |
от 0 до 0,07 включ. (от 0 до 0,3 включ.) |
±0,015 (±0,06) |
- |
- |
|
св. 0,07 до 0,25 (св. 0,3 до 1) |
- |
±20 |
- | |||
|
Фенол (C6H5OH) |
20 |
от 0 до 2 (от 0 до 8) |
от 0 до 0,25 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±0,05 (±0,2) |
- |
- |
|
св. 0,25 до 2 (св. 1 до 8 ) |
- |
±20 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Фенол (C6H5OH) |
20 |
от 0 до 15 (от 0 до 58,7) |
от 0 до 0,25 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±0,05 (±0,2) |
- |
- |
|
св. 0,25 до 15 (св. 1 до 58,7) |
- |
±20 |
- | |||
|
Фенол (C6H5OH) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 800) |
от 0 до 20 включ. (от 0 до 80 включ.) |
±4 (±16) |
- |
- |
|
св. 20 до 200 (св. 80 до 800) |
- |
±20 |
- | |||
|
2,5-фурандион (малеиновый ангидрид) (C4H2O3) |
20 |
от 0 до 4 (от 0 до 16) |
от 0 до 0,25 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±0,05 (±0,2) |
- |
- |
|
св. 0,25 до 4 (св. 1 до 16) |
- |
±20 |
- | |||
|
Фурфуриловый спирт(С5НвО2) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 81,6) |
от 0 до 0,12 включ. (от 0 до 0,5 включ.) |
±0,02 (±0,08) |
- |
- |
|
св. 0,12 до 20 (св. 0,5 до 81,6) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хлорбензол (C6H5Cl) |
20 |
от 0 до 10,7 (от 0 до 100) |
от 0 до 10,7 включ. (от 0 до 50 включ.) |
±2,15 (±10) |
- |
- |
|
св. 10,7 до 21,4 (св. 50 до 100) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хлорбензол (C6H5Cl) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 935,8) |
от 0 до 21,4 включ. (от 0 до 100 включ.) |
±4,3 (±20) |
- |
- |
|
св. 21,4 до 200 (св. 100 до 935,8 ) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хлористый бензил (C7H7CI) |
20 |
от 0 до 2 (от 0 до 10,5) |
от 0 до 0,2 включ. (от 0 до 1,1 включ.) |
±0,04 (±0,2) |
- |
- |
|
св. 0,2 до 2 (св. 1,1 до 10,5) |
- |
±20 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Циклогексан (C6Hn) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 700) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 175 включ.) |
±5 (±6) |
- |
- |
|
св. 50 до 200 (св. 175 до 700) |
- |
±20 |
- | |||
|
Эпихлоргидрин (CsHsClO) |
20 |
от 0 до 0,5 (от 0 до 2) |
от 0 до 0,25 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±0,05 (±0,2) |
- |
- |
|
св. 0,25 до 0,5 (св. 1 до 2) |
- |
±20 |
- | |||
|
Эпихлоргидрин (СзН5С1О) |
20 |
от 0 до 10 (от 0 до 40) |
от 0 до 0,5 включ. (от 0 до 2 включ.) |
±0,1 (±0,4) |
- |
- |
|
св. 0,5 до 10 (св. 2 до 40) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этанол (этиловый спирт) (C2H5OH) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 38,3) |
от 0 до 2 включ. (от 0 до 3,8 включ.) |
±0,4 (±0,8) |
- |
- |
|
св. 2 до 20 (св. 3,8 до 38,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этилакрилат (С5НЮ2) |
20 |
от 0 до 10 (от 0 до 36,7) |
от 0 до 1,2 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,24 (±1) |
- |
- |
|
св. 1,2 до 10 (св. 5 до 36,7) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этилакрилат (С5НЮ2) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 73,3) |
от 0 до 4 включ. (от 0 до 15 включ.) |
±0,8 (±3) |
- |
- |
|
св. 4 до 20 (св. 15 до 73,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этилацетат (С4НЮ2) |
20 |
от 0 до 54,6 (от 0 до 200) |
от 0 до 13,6 включ. (от 0 до 50 включ.) |
±2,7 (±10) |
- |
- |
|
св. 13,6 до 54,6 (св. 50 до 200) |
- |
±20 |
- | |||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, С.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Этилацетат (С4НЮ2) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 732,5) |
от 0 до 54,6 включ. (от 0 до 200 включ.) |
±10,9 (±40) |
- |
- |
|
св. 54,6 до 200 (св. 200 до 732,5) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этилбензол (CsHio) |
20 |
от 0 до 34 (от 0 до 150) |
от 0 до 11,3 включ. (от 0 до 50 включ.) |
±2,3 (±10) |
- |
- |
|
св. 11,3 до 34 (св. 50 до 150) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этилбензол (CsHio) |
20 |
от 0 до 100 (от 0 до 441,3) |
от 0 до 34 включ. (от 0 до 150 включ.) |
±6,8 (±30) |
- |
- |
|
св. 34 до 100 (св. 150 до 441,3) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этиленгликоль (C2H6O2) |
20 |
от 0 до 4 (от 0 до 10) |
от 0 до 2 включ. (от 0 до 5 включ.) |
±0,4 (±1) |
- |
- |
|
св. 2 до 4 (св. 5 до 10) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этиленгликоль (C2H6O2) |
20 |
от 0 до 20 (от 0 до 50) |
от 0 до 4 включ. (от 0 до 10 включ.) |
±0,8 (±2) |
- |
- |
|
св. 4 до 20 (св. 10 до 50) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этилмеркап-тан (этантиол) (C2H5SH) |
20 |
от 0 до 10 (от 0 до 28,5) |
от 0 до 0,4 включ. (от 0 до 1 включ.) |
±0,08 (±0,2) |
- |
- |
|
св. 0,4 до 10 (св. 1 до 25,8) |
- |
±20 |
- | |||
|
Этилмеркап-тан (этантиол) (C2H5SH) |
20 |
от 0 до 200 (от 0 до 129,1) |
от 0 до 50 включ. (от 0 до 129,1 включ.) |
±10 (±25,8) |
- |
- |
|
св. 50 до 200 (св. 129,1 до 516,6) |
- |
±10 |
- | |||
Хладоны, измеряемые ИК и ПП сенсорами
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, С.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности3) | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Хлордифтор-метан (CHCIF2), Хладон R22 |
60 |
от 0 до 1000 (от 0 до 3600) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 360 включ.) |
±20(±72) |
- |
- |
|
св. 100 до 1000 (св. 360 до 3600 ) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хлордифтор-метан (CHCIF2), Хладон R22 |
60 |
от 0 до 2000 (от 0 до 7200) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 360 включ.) |
±20(±72) |
- |
- |
|
св. 100 до 2000 (св. 360 до 7200) |
- |
±20 |
- | |||
|
Пен-тафторэтан (C2HF5), Хладон R125 |
60 |
от 0 до 2000 (от 0 до 10000) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 500 включ.) |
±20 (±100) |
- |
- |
|
св. 100 до 2000 (св. 500 до 10000) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,1,1,2-тетрафторэтан (C2H2F4), Хладон R134a |
60 |
от 0 до 1000 (от 0 до 4240) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 424 включ.) |
±20 (±84,8 ) |
- |
- |
|
св. 100 до 1000 (св. 424 до 4240) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,1,1,2-тетрафторэтан (C2H2F4), Хладон R134a |
60 |
от 0 до 2000 (от 0 до 8480) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 424 включ.) |
±20 (±84,8) |
- |
- |
|
св. 100 до 2000 (св. 424 до 8480) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,1,1- трифторэтан (C2H3F3), Хладон R143a |
60 |
от 0 до 2000 (от 0 до 7000) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 350 включ.) |
±20 (±70) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 100 до 2000 (св. 350 до 7000) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хладон R404a (C2HF5+C2HF 3+C2H2F4) |
60 |
от 0 до 2000 (от 0 до 8234) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 412 включ.) |
±20 (±82,4) |
- |
- |
|
св. 100 до 2000 (св. 412 до 8234) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хладон R407a (CH2F2+C2HF5 +C2H2F4) |
60 |
от 0 до 1000 (от 0 до 3850) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 385 включ.) |
±20 (±77) |
- |
- |
|
св. 100 до 1000 (св. 385 до 3850) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хладон R407a (CH2F2+C2HF5 +C2H2F4) |
60 |
от 0 до 2000 (от 0 до 7700) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 385 включ.) |
±20 (±77) |
- |
- |
|
св. 100 до 2000 (св. 385 до 7700) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хладон R407c (CH2F2+C2HF5 +C2H2F4) |
60 |
от 0 до 1000 (от 0 до 3850) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 385 включ.) |
±20 (±77) |
- |
- |
|
св. 100 до 1000 (св. 385 до 3850) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хладон R407c (CH2F2+C2HF5 +C2H2F4) |
60 |
от 0 до 2000 (от 0 до 7700) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 385 включ.) |
±20 (±77) |
- |
- |
|
св. 100 до 2000 (св. 385 до 7700) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хладон R410a (CH2F2+C2HF5 ) |
60 |
от 0 до 1000 (от 0 до 3580) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 358 включ.) |
±20 (±71,6) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 100 до 1000 (св. 358 до 3580) |
- |
±20 |
- | |||
|
Хладон R410a (CH2F2+C2HF5 ) |
60 |
от 0 до 2000 (от 0 до 7160) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 358 включ.) |
±20 (±71,6) |
- |
- |
|
св. 100 до 2000 (св. 358 до 7160) |
- |
±20 |
- | |||
|
1,1,1,2,3,3,3 -гептафтор-пропан (C3HF7), Хладон R227ea |
60 |
от 0 до 2000 (от 0 до 14140) |
от 0 до 100 включ. (от 0 до 707 включ.) |
±20 (±141,4) |
- |
- |
|
св. 100 до 2000 (св. 707 до 14140) |
- |
±20 |
- | |||
|
Гексафто |
эид серы (элегаз), измеряемый ИК сенсором | |||||
|
Гексафторид серы (SFe) |
60 |
от 0 до 50 (от 0 до 304) |
от 0 до 5 включ. (от 0 до 30,4 включ.) |
±0,5 (±3) |
- |
- |
|
св. 5 до 50 (св. 30,4 до 304) |
- |
±10 |
- | |||
|
Гексафторид серы (SFe) |
60 |
от 0 до 1000 (от 0 до 6000) |
от 0 до 82,4 включ. (от 0 до 500 включ.) |
±8,2 (±50) |
- |
- |
|
св. 82,4 до 1000 (св. 500 до 6000) |
- |
±10 |
- | |||
|
Диоксид углерода, измеряемый ИК сенсором | ||||||
|
Диоксид углерода (CO2) |
207) |
от 0 до 10000 (от 0 до 18292) |
от 0 до 5000 включ. (от 0 до 9147,5 включ.) |
±500 (±912,9) |
- |
- |
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | |||
|
Абсолютной, объемной доли, млн 1 (массовой концентрации, мг/м3) |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
св. 5000 до 10000 (св. 9147,5 до 18292) |
- |
±10 |
- | |||
1) Газоанализаторы, градуированные на вещества, не приведенными в данной таблице, но указанные в руководстве по эксплуатации, могут применяться в качестве индикаторов для предварительной оценки содержания компонентов.
-
2) Диапазон выходных сигналов устанавливается равным диапазону измерений, указанному в таблице. Он может быть изменен пользователем при помощи ПО.
-
3) В нормальных условиях эксплуатации (20 ОС и 760 мм рт. ст., 60% отн. влажности).
-
4) Погрешность приведена к верхнему пределу диапазона измерений (ВПИ).
-
5) Значения горючих газов указаны в соответствии с ГОСТ Р МЭК 60079-20-1-2011, для паров нефтепродуктов - в соответствии с государственными стандартами на нефтепродукты конкретного вида.
-
6) Диапазон показаний для всех определяемых компонентов от 0 до 100.
-
7) В исполнении газоанализаторов «Быстродействующий» предел времени установления показаний То,9 - не более 5 секунд.
-
8) Топливо дизельное по ГОСТ 305-2013, уайт-спирит по ГОСТ 3134-78, топливо для реактивных двигателей по ГОСТ 10227-86, бензин автомобильный в соответствии с техническим регламентом «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», бензин авиационный по ГОСТ 1012-2013, газовый конденсат, бензин неэтилированный по ГОСТ Р 51866-2002, керосин по ТУ 38.71-5810-90.
-
9) Предел времени установления показаний модификации Бинар-ХХ-ХХХ-В-Х Т0,9, с. - не более 60.
Таблица 2.3. Диапазоны измерений объемной доли кислорода и диоксида углерода, пределы допускаемой основной погрешности, пределы времени установления показаний газоанализаторов «Бинар-ХХ-ХХХ-ХХ»
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний T0,9, С.9) |
Диапазон измерений2) объемной доли, % |
Пределы допускаемой основной погрешности^ | ||
|
Абсолютной, объемной доли, % |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Кислород (Ог) |
30 |
от 0 до 1 |
±0,03 | ||
|
Кислород (Ог) |
30 |
от 0 до 3 |
±0,06 | ||
|
Кислород (Ог) |
30 |
от 0 до 5 |
±0,15 | ||
|
Кислород (Ог) |
40 |
от 0 до 10 |
±0,2 | ||
|
Кислород (Ог) |
40 |
от 0 до 30 |
±0,2 | ||
|
Кислород (Ог) |
40 |
от 0 до 100 |
±1 | ||
|
Определяемый компонент^ |
Предел времени установления показаний To,9, c.9) |
Диапазон измерений2* объемной доли, % |
Пределы допускаемой основной погрешности3* | |||
|
Абсолютной, объемной доли, % |
Относи-тельной, % |
При-веден-ной4), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | |
|
Диоксид углерода (CO2) |
207) |
от 0 до 5 |
от 0 до 2 включ. |
±0,2 |
- |
- |
|
св. 2 до 5 |
- |
±10 |
- | |||
|
Диоксид углерода (CO2) |
20 |
от 0 до 100 |
от 0 до 20 включ. |
±2 |
- |
- |
|
св. 20 до 100 |
- |
±10 |
- | |||
1) Газоанализаторы, градуированные на вещества, не приведенными в данной таблице, но указанные в руководстве по эксплуатации, могут применяться в качестве индикаторов для предварительной оценки содержания компонентов.
-
2) Диапазон выходных сигналов устанавливается равным диапазону измерений, указанному в таблице. Он может быть изменен пользователем при помощи ПО.
-
3) В нормальных условиях эксплуатации (20 ОС и 760 мм рт. ст., 60% отн. влажности).
-
4) Погрешность приведена к верхнему пределу диапазона измерений (ВПИ).
-
5) Значения НКПР горючих газов указаны в соответствии с ГОСТ Р МЭК 60079-20-1-2011, для паров нефтепродуктов - в соответствии с государственными стандартами на нефтепродукты конкретного вида.
-
6) Диапазон показаний для всех определяемых компонентов от 0 до 100 % НКПР.
-
7) В исполнении газоанализаторов «Быстродействующий» предел времени установления показаний То,9 - не более 5 секунд.
-
8) Топливо дизельное по ГОСТ 305-2013, уайт-спирит по ГОСТ 3134-78, топливо для реактивных двигателей по ГОСТ 10227-86, бензин автомобильный в соответствии с техническим регламентом «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», бензин авиационный по ГОСТ 1012-2013, газовый конденсат, бензин неэтилированный по ГОСТ Р 51866-2002, керосин по ТУ 38.71-5810-90.
-
9) Предел времени установления показаний модификации Бинар-ХХ-ХХХ-В-Х Т0,9, с. - не более 60.
Основные технические характеристики и дополнительные метрологические характеристики газоанализаторов приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики и дополнительные метрологиче-
ские характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Параметры электрического питания: - напряжение постоянного тока, В - для модификаций Бинар-ХХ-ХХ1-Х-Х; |
3,7 ± 0,5 |
|
- для модификаций Бинар-ХХ-ХХ0-Х-Х. |
12-32 |
|
Потребляемая мощность, Вт, не более -для модификаций с маркировкой 0Ex iа IIC Т6...Т4 Ga Х/РО Ех |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
ia I Ma |
1,5 |
|
- для модификаций с маркировкой 1Ex ia IIC Т6...Т4 Gb Х |
2,5 |
|
- для модификаций с маркировкой 1Ex d [ia Ga] IIC T6...T4 Gb Х |
3 |
|
- для арктического исполнения |
4,5 |
|
Габаритные размеры, мм, не более высота x ширина x длина: - Бинар-ХХ-ХХХ-П-Х, Бинар-ХХ-ХХХ-К-Х |
60 x 120 x 150 |
|
- Бинар-ХХ-ХХХ-В-Х |
90 х 170 х 270 |
|
60 х 80 х 125 |
|
Х |
143 x 275 x107 |
|
Масса, кг, не более: - Бинар- ХХ-ХХХ-П-Х, Бинар-ХХ-ХХХ-К-Х |
0,5 |
|
- Бинар -ХХ-ХХХ-В-Х |
3 |
|
- Бинар -ХХ-ХХХ-А-Х |
1 |
|
- Бинар -ХХ-ХХХ-Г-Х, Бинар-ХХ-ХХХ-Б-Х |
2 |
|
- Бинар -ХХ-ХХХ-Н-Х |
3,5 |
|
Условия эксплуатации:
|
-40 < Та < +80 (Т6) -40 < Та < +95 (Т5) -40 < Та < +125 (Т4) |
|
- Бинар-ХХ-ХХ1-Н-Х, Бинар -ХХ-ХХ1-Г-Х, Бинар-ХХ-ХХ1-Б |
-40 < Та < +80 |
|
- Бинар-ХХ-ХХ0-А-Х, Бинар-ХХ-ХХ0-П-Х, Бинар-ХХ-ХХ0-В-Х |
-40 < Та < +70 |
|
- Бинар-ХХ-ХХ1-А-Х, Бинар-ХХ-ХХ1-П-Х, Бинар-ХХ-ХХ1-В-Х |
-40 < Та < +40 (Т6) -40 < Та < +55 (Т5) -40 < Та < +90 (Т4) |
|
-Бинар-ХХ-ХХ0-К-Х |
-40 < Та < +70 |
|
-Бинар-ХХ-ХХ1-К-Х |
-40 < Та < +40 (Т6) -40 < Та < +55 (Т5) -40 < Та < +90 (Т4) |
|
(*по отдельному заказу газоанализаторы могут выпускаться в арктическом исполнении с отрицательной рабочей температурой от минус 70 °С. | |
|
- относительная влажность,, не более |
95, при температуре +35 °С |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 87,8 до 119,7 |
|
Средний срок службы кроме сенсора и аккумулятора, лет, не ме- | |
|
нее: |
15 |
|
Средняя наработка на отказ, ч: | |
|
- с ИК сенсором |
100 000 |
|
- с ТК, ЭХ, ФИ, ПП сенсорами |
35 000 |
|
- модификация газоанализатора Бинар -ХХ-ХХХ-В-Х |
15 000 |
|
Время прогрева газоанализаторов, мин, не более - для сенсоров фотоионизационного, термокаталитического, инфракрасного, полупроводникового |
3 |
|
- для электрохимических сенсоров |
10 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Маркировка взрывозащиты газоанализаторов, в зависимости от модификации: - Бинар-ХХ-ХХХ-Н-Х, Бинар-ХХ-ХХХ-Г-Х, Бинар-ХХ-ХХХ-Б-Х |
1Ex d [1а Ga] IIC T6 Gb Х или 1Ex d [1а Ga] IIC T6...T4 Gb Х |
|
- Бинар-ХХ-ХХХ-А-Х, Бинар-ХХ-ХХХ-П-Х, Бинар-ХХ-ХХХ-В-Х |
1Ex ia IIC T6 Gb Х или 1Ex ia IIC T6...T4 Х |
|
- Бинар-ХХ-ХХХ-К-Х |
0Ex 1а IIC T6 Gа Х или 0Ex 1а IIC T6.T4 Gа Х/РО Ех ia I Ma |
|
Степень защиты оболочки от внешних воздействий:
(* может выпускаться по отдельному заказу в исполнении 1Р68) |
1Р66 1Р68 |
|
Пределы допускаемой дополнительной погрешности газоанализаторов от изменения температуры окружающей среды в диапазоне рабочих температур, на каждые 10 °С, в долях от пределов допускаемой основной погрешности |
±0,2 |
|
Пределы допускаемой дополнительной погрешности газоанализаторов от изменения относительной влажности в диапазоне рабочих условий, на каждые 10, в долях от пределов допускаемой основной погрешности |
±0,2 |
|
Предел вариации выходного сигнала в долях от предела допускаемой основной погрешности, не более |
0,2 |
наносится на табличку (наклейку) на поверхности корпуса газоанализатора и на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Газоанализатор |
Бинар-ХХ-ХХХ-Х-Х |
1 шт. |
|
Насадка для подачи газа |
- |
1 шт. на поставку |
|
Программное обеспечение |
- |
по отдельному заказу |
|
Козырек защиты от погодных условий |
по отдельному заказу | |
|
Комплект для монтажа на трубу |
- |
по отдельному заказу |
|
Комплект для монтажа в воздухо- |
- |
по отдельному заказу |
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
воде | ||
|
Кабельный ввод |
- |
по отдельному заказу |
|
Магнитный ключ |
- |
по отдельному заказу |
|
Руководство по эксплуатации |
ВТЛД.413415.001.01 РЭ или ВТЛД.413415.001.02 РЭ или ВТЛД.413415.001.03 РЭ |
1 экз. на поставку |
|
Методика поверки |
- |
1 экз. на поставку |
|
Паспорт |
ВТЛД.413415.001.01 ПС или ВТЛД.413415.001.02 ПС или ВТЛД.413415.001.03 ПС |
1 экз. |
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в руководстве по эксплуатации, разделы 1.1, 1.4.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к газоанализаторам Бинар-ХХ-ХХХ-Х-ХГОСТ IEC 60079-29-1-2013 Взрывоопасные среды. Часть 29-1. Газоанализаторы. Требования к эксплуатационным характеристикам газоанализаторов горючих газов.
ГОСТ 13320-81 Газоанализаторы промышленные автоматические. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия.
ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно -гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.
Государственная поверочная схема для средств измерений содержания компонентов в газовых и газоконденсатных средах, утвержденная приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31.12.2020 № 2315.
Постановление Правительства Российской Федерации от «16» ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».
ТУ 26.51.53-003-11425056-2020 «Газоанализаторы Бинар-ХХ-ХХХ-Х-Х». Технические условия.
ПравообладательАкционерное общество "АРТГАЗ" (АО "АРТГАЗ")
ИНН 7726703380
Адрес: 111123, г. Москва, Шоссе Энтузиастов, д. 56, стр.32, пом. 282
Тел.: +7 (495) 123-34-14
Web-сайт: www.art-gas.com
E-mail: info@art-gas.com
Лист № 47 Всего листов 47 Изготовитель
Акционерное общество "АРТГАЗ" (АО "АРТГАЗ") ИНН 7726703380
Адрес: 111123, г. Москва, Шоссе Энтузиастов, д. 56, стр.32, пом. 282 Тел.: +7 (495) 123-34-14
Web-сайт: www.art-gas.com
E-mail: info@art-gas.com
Испытательный центрАкционерное общество «Головной центр стандартизации, метрологии и сертификации в химическом комплексе «Центрохимсерт»
Адрес: 115230, г. Москва, Электролитный проезд, д. 1, корп. 4, комн. 208 Тел./факс: +7 (499) 750-21-51
Е-mail: chemsert@yandex.ru
Аттестат аккредитации АО «Центрохимсерт» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30081-12.
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1
Всего листов 13
Регистрационный № 85949-22
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Комплексы гамма-спектрометрические программно-аппаратные Эко ПАК
Назначение средства измеренийКомплексы гамма-спектрометрические программно-аппаратные Эко ПАК (далее -комплексы) предназначены для измерений характеристик фотонного излучения (распределение по энергиям, определение радионуклидного состава объектов и т.п.).
Описание средства измеренийПринцип действия комплексов основан на преобразовании энергии фотонного излучения в чувствительном объеме полупроводникового детектора в электрические импульсы пропорциональной амплитуды с последующей их регистрацией и анализом полученной информации цифрового спектрометрического устройства (далее - СУ).
Конструктивно комплексы состоят из блока детектирования (далее - БД), СУ и, в зависимости от условий заказа, низкофоновой защитной камеры (далее - НЗК) для повышения чувствительности за счет снижения уровня фонового излучения.
Конструктивно БД выполнен в виде единого блока, содержащего полупроводниковый детектор и двухсекционного предусилителя (далее - ПУ) с промежуточным дифференцированием. СУ типа MCA 527, BOSON, Topaz-HR, Multispectrum HYBRID или СУ ЦСУ-ПН-03 (Радуга) состоит из усилителя, многоканального анализатора (далее - МКА), узла управления комплексом, источников питания.
Комплексы выпускаются в следующих модификациях: Эко ПАК-01, Эко ПАК-02, Эко ПАК-03 и Эко ПАК-04. Модификации отличаются характеристиками БД, типом СУ, системой охлаждения и наличием или отсутствием НЗК. Для модификаций Эко ПАК-02 и Эко ПАК-03 возможно исполнение БД с колодцем диаметром 10 или 16 мм и глубиной 40 мм для увеличения эффективности регистрации фотонного излучения при измерениях малых объемов исследуемой пробы.
Для удобства использования предусмотрены тележка, зарядное устройство (инвертор) «МАСКОТ» и устройство для хранения и заливки жидкого азота TP35.
Эко ПАК-01 - комплексы для регистрации фотонного излучения на основе детекторов из особо чистого германия (далее - ОЧГ) типа GPD.
Варианты исполнения комплекса:
Эко ПАК-01-1 с криостатами объемом до 10 л и СУ;
Эко ПАК-01-2 с электромеханическим охлаждением и СУ;
Эко ПАК-01-3 с криостатами объемом более 10 л, НЗК и СУ, а также с возможностью использования гибридного охлаждения, как дополнительной опции.
Эко ПАК-02 - комплексы для регистрации фотонного излучения на основе ОЧГ детекторов типа GCD.
Варианты исполнения комплекса:
Эко ПАК-02-1 с криостатами объемом до 10 л и СУ;
Эко ПАК-02-2 с электромеханическим охлаждением и СУ;
Эко ПАК-02-3 с криостатами объемом более 10 л, НЗК и СУ, а также с возможностью использования гибридного охлаждения, как дополнительной опции.
Эко ПАК-03 - комплексы для регистрации фотонного излучения на основе ОЧГ детекторов типа GCDX.
Варианты исполнения комплекса:
Эко ПАК-03-1 с криостатами объемом до 10 л и СУ;
Эко ПАК-03-2 с электромеханическим охлаждением и СУ;
Эко ПАК-03-3 с криостатами объемом более 10 л, НЗК и СУ, а также с возможностью использования гибридного охлаждения, как дополнительной опции.
Эко ПАК-04 - комплекс для регистрации фотонного излучения на основе
полупроводниковых CdZnTe (CZT) детекторов с предусилителем.
Варианты исполнения комплекса:
Эко ПАК-04-60 - БД с кристаллом объемом до 60 мм3;
Эко ПАК-04-500 - БД с кристаллом объемом 500 мм3;
Эко ПАК-04-1500 - БД с кристаллом объемом 1600 мм3;
Эко ПАК-04-4000 - БД с кристаллом объемом 4000 мм3.
Для вариантов исполнения комплекса Эко ПАК-01-2, Эко ПАК-02-2, Эко ПАК-03-2 возможно монолитное исполнение (единый корпус - рабочее название «Monolith»), когда в едином корпусе совмещены БД, ПУ, блок питания, система охлаждения с помощью криоохладителя Стирлинга с пульсирующей трубкой и криоконтроллером. Общий вид исполнения комплексов в едином корпусе «Monolith» приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид исполнения комплексов в едином корпусе «Monolith»
Дополнительно может быть реализована функция определение активности (удельной, объемной, поверхностной) гамма-излучающих радионуклидов объектов радиологического контроля в соответствии с ГОСТ 8.638-2013 «Метрологическое обеспечение радиационного контроля» только при наличии аттестованных в установленном порядке методик измерений.
Комплексы могут быть использованы в условиях стационарных и передвижных лабораторий при радиологическом контроле объектов окружающей среды, материалов и продуктов промышленного и сельскохозяйственного производства, медико-биологических объектов, а также для применения на объектах и предприятиях атомной промышленности, в частности для проведения измерений ядерных материалов (измерение изотопов урана и плутония по соответствующим гамма линиям) при проведении их учета и контроля согласно НП-030-12 «Основные правила учета и контроля ядерных материалов».
Общий вид составных частей вариантов исполнения комплексов, мест пломбировки и размещения знака утверждения типа приведены на рисунках 2 - 12.
Рисунок 2- Общий вид БД для вариантов исполнения Эко ПАК-01-1, Эко ПАК-02-1, Эко ПАК-03-1
Место размещения знака утверждения типа и пломбировки
Рисунок 3 - Общий вид переносного БД для вариантов исполнения Эко ПАК-01-2, Эко
ПАК-02-2, Эко ПАК-03-2
1- БД; 2- блок питания; 3 и 4 - аккумуляторы 12 В; 5 и 6 - аккумуляторы 24 В; 7 - инвертор;
8 - зарядное устройство с тремя ячейками для аккумуляторов 12 В; 9 - зарядное устройство с шестью ячейками для аккумуляторов 24 В; 10 - соединительные кабели и USB кабель
Рисунок 4 - Расположение составных частей переносного комплекса для вариантов исполнения Эко ПАК-01-2, Эко ПАК-02-2, Эко ПАК-03-2
Рисунок 5 - Общий вид комплекса вариантов исполнения Эко ПАК-01-3, Эко ПАК-02-3, Эко ПАК-03-3 с НЗК
Рисунок 6 - Общий вид детекторов и сборка детектора с предусилителем комплекса Эко ПАК-04.
Место пломбировки и размещения знака утверждения типа
Место пломбировки и размещения знака утверждения типа
Рисунок 7 - Общий вид СУ МСА-527
а) - вид сзади
б) - вид спереди
Рисунок 8 - Общий вид СУ BOSON
Рисунок 9 - Общий вид СУ Topaz-HR
Место пломбировки и размещения знака утверждения типа к________________/
Рисунок 10 - Общий вид СУ ЦСУ-ПН-03 (Радуга)
/ \
Место пломбировки и размещения знака утверждения типа
Рисунок 11 - Общий вид СУ Multispectrum HYBRID
Рисунок 12 - Общий вид тележки с комплексом для вариантов исполнения Эко ПАК-01-1,
Эко ПАК-02-1, Эко ПАК-03-1
Рисунок 13 - Общий вид устройства для хранения и заливки жидкого азота TP35
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (далее - ПО) предназначено для организации управления процессами накопления, отображения, обработки информации и вывода результатов обработки на внешние устройства.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
SpectraLine |
SpectraLineGP |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.5.3874 и выше |
1.5.3874 и выше |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
a9025f89* |
7207ec79* |
|
Алгоритм вычисления идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC32 |
Продолжение таблицы 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
SpectraLine Handy |
SpectraLineNM |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.5.3874 и выше |
1.5.3874 и выше |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
368cd539 * |
4c00ec5d * |
|
Алгоритм вычисления идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC32 |
Продолжение таблицы 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
asw2.exe |
GeSAS.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
15.08.1 до версии 18.99.9 |
0.2.b1 и выше |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
0256C3B5 ** |
68B0105F * |
|
Алгоритм вычисления идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC32 |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
bGamma.exe |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
О.0.0.0 и выше |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
5FA266AD4332DED7BC3418292702AAA2* |
|
Алгоритм вычисления идентификатора ПО |
MD5 |
|
* Цифровой идентификатор ПО для указанного номера версии. При комплектации ПО другой версии в сопроводительной документации должны быть указаны его идентификационные данные для последующего метрологического обслуживания. ** Цифровой идентификатор ПО для номера версии 15.08.1. При комплектации ПО другой версии в сопроводительной документации должны быть указаны его идентификационные данные для последующего метрологического обслуживания. | |
ПО защищено электронным ключом от несанкционированного доступа к настройкам.
Без электронного ключа пользователь не имеет доступа к управлению СУ. Возможно использование другого аналогичного ПО.
Метрологические характеристикиТаблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон энергий фотонного излучения, кэВ: - Эко ПАК-01, все варианты исполнения |
от 3 до 1500 |
|
- Эко ПАК-02, все варианты исполнения |
от 40 до 10000 |
|
- Эко ПАК-03, все варианты исполнения |
от 3 до 10000 |
|
- Эко ПАК-04, все варианты исполнения |
от 20 до 3000 |
|
Энергетическое разрешение для линий фотонного излучения с энергиями: - для линии 5,9 кэВ (радионуклид 55Fe), эВ | |
|
Эко ПАК-01 |
от 130 до 750 |
|
Эко ПАК-03 |
от 450 до 860 |
|
- для линии 122,1 кэВ (радионуклид 57Co), эВ | |
|
Эко ПАК-01 |
от 465 до 1200 |
|
Эко ПАК-02 |
от 600 до 1500 |
|
Эко ПАК-03 |
от 560 до 1200 |
|
- для линии 661,7 кэВ (радионуклид 137Cs), эВ | |
|
Эко ПАК-04 |
от 10 до 26 |
|
- для линии 1332,5 кэВ (радионуклид 60Co), кэВ | |
|
Эко ПАК-01, Эко ПАК-03 |
от 1,75 до 2,40 |
|
Эко ПАК-02 |
от 1,75 до 2,50 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности характеристики преобразования (интегральная нелинейность), %: - СУ BOSON; MCA-527; Topaz-HR |
±0,025 |
|
- СУ ЦСУ-ПН-03 (Радуга), Multispectrum HYBRID |
±0,04 |
|
Максимальная загрузка спектрометрического тракта комплекса, с-1, |
1'105 |
|
не менее |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Временная нестабильность характеристики преобразования за 24 ч непрерывной работы, %, не более |
1,0 |
|
Время установления рабочего режима (без учета времени охлаждения БД), мин, не более |
30 |
|
Нестабильность энергетической характеристики преобразования за 24 часа непрерывной работы (после установления рабочего режима), %, не более |
0,025 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество каналов СУ, не более |
16 384 |
|
Питание от сети переменного тока: - напряжение, В |
от 100 до 260 |
|
- частота, Гц |
от 47 до 65 |
|
Питание СУ от аккумулятора с номинальным напряжением, В |
12 |
|
Потребляемая мощность, не более: - от источника постоянного тока, Вт |
5 |
|
- от сети переменного тока, В А |
55 |
|
Габаритные размеры, мм, не более: | |
|
- Эко ПАК-01-1, Эко ПАК-02-1, Эко ПАК-03-1, Эко ПАК-01-2, Эко ПАК-02-2, Эко ПАК-03-2 | |
|
длина |
1300 |
|
ширина |
1100 |
|
высота |
1250 |
|
- Эко ПАК-01-3, Эко ПАК-02-3, Эко ПАК-03-3 | |
|
БД | |
|
длина |
1300 |
|
ширина |
900 |
|
высота |
1250 |
|
СУ | |
|
длина |
400 |
|
ширина |
300 |
|
высота |
150 |
|
НЗК* | |
|
длина |
900 |
|
ширина |
1200 |
|
высота |
1700 |
|
- Эко ПАК-04 | |
|
длина |
100 |
|
ширина |
100 |
|
высота |
150 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Масса, кг, не более: - Эко ПАК-01-1, Эко ПАК-02-1, Эко ПАК-03-1 |
30 |
|
- Эко ПАК-01-2, Эко ПАК-02-2, Эко ПАК-03-2 |
40 |
|
- Эко ПАК-01-3, Эко ПАК-02-3, Эко ПАК-03-3 |
1700 |
|
- Эко ПАК-04 |
5 |
|
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
20000 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
8 |
|
Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °C |
от + 5 до + 50 |
|
- относительная влажность окружающего воздуха при температуре плюс 35°С, %, не более |
80 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106,7 |
|
* Допускается применение НЗК другого конструктивного исполнения |
и габаритных размеров. |
наносится на титульный лист документа «Комплекс гамма-спектрометрический программноаппаратный Эко ПАК. Руководство по эксплуатации» и на корпуса составных частей комплекса в виде специальной наклейки, методом компьютерной графики.
Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 Комплекс Эко ПАК в составе: |
СФАТ.412125.006 | |
|
1.1 Блок детектирования |
- |
1 шт. * |
|
1.2 Спектрометрическое устройство |
MCA 527 или BOSON, Topaz-HR ЦСУ-ПН-03 (Радуга) Multispectrum HYBRID |
1 шт. * |
|
1.3 Персональный компьютер |
- |
1 шт. * |
|
1.4 Предусилитель с охлаждаемым входным каскадом |
- |
1 шт. * |
|
1.5 Криостат |
- |
1 шт. * |
|
1.6 Сосуд Дьюара 7 л |
- |
1 шт. * |
|
1.7 Сосуд Дьюара 5 л |
- |
1 шт. * |
|
1.8 Гибридная система охлаждения |
- |
1 шт. * |
|
1.9 Комплект ПО функционирования комплекса и обработки данных |
SpectraLine или SpectraLine GP, SpectraLine Handy, Spec-traLine NM, ASW2, GeSAS, bGamma |
1 шт. * |
|
1.10 Комплект кабелей |
- |
1 шт. * |
|
1.11 Транспортный кейс для БД |
- |
1 шт. * |
|
1.12 Низкофоновая защитная камера |
НЗК |
1 шт. * |
|
1.13 Блок питания |
- |
1 шт. * |
|
1.14 Аккумуляторы 12 В |
- |
2 шт. * |
|
1.15 Аккумуляторы 24 В |
- |
2 шт. * |
|
1.16 Инвертор |
«МАСКОТ» |
1 шт. * |
|
1.17 Зарядное устройство с тремя ячейками для аккумуляторов 12 В |
- |
1 шт. * |
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1.18 Зарядное устройство с шестью ячейками для аккумуляторов 24 В |
- |
1 шт. * |
|
2 Дополнительные сервисные блоки в составе | ||
|
2.1 Тележка в сборе со свинцовой защитой и коллиматорами |
- |
1 шт. * |
|
2.2 Заливная воронка |
- |
1 шт. * |
|
2.3 Лазерный дальномер |
- |
1 шт. * |
|
2.4 Устройство для хранения и заливки жидкого азота |
TP35 |
1 шт. * |
|
2.5 Встроенный GPS-навигатор |
- |
1 шт. * |
|
2.6 Wi-Fi маршрутизатор |
- |
1 шт. * |
|
2.7 Автомобильное зарядное устройство для батарей |
- |
1 шт. * |
|
2.8 Запасной предусилитель |
- |
1 шт. * |
|
2.9 Коробка с инструментами |
- |
1 шт. * |
|
2.10 Кабельные разьемы |
- |
2 шт. * |
|
2.11 Устройство бесперебойного питания |
- |
1 шт. * |
|
3 Руководство по эксплуатации |
СФАТ.412125.006 РЭ |
1 экз. |
|
4 Свидетельство о поверке |
- |
1 экз |
|
*Поставка и количество согласно заказу | ||
Выбор аттестованной методики измерений с применением комплексов гамма-спектрометрических программно-аппаратных Эко ПАК осуществляется на основании обеспечения определения измеряемых величин с требуемой точностью.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к комплексам гамма-спектрометрическим программно-аппаратным Эко ПАКПриказ Росстандарта № 2841 от 29.12.2018 «От утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений активности радионуклидов, удельной активности радионуклидов, потока и плотности потока альфа-, бета-частиц и фотонов радионуклидных источников»
ГОСТ 27451-87 Средства измерений ионизирующих излучений. Общие технические условия
ГОСТ 26874-86 Спектрометры энергий ионизирующих излучений. Методы измерения основных параметров
СФАТ.412125.006ТУ Комплекс гамма-спектрометрический программно-аппаратный Эко ПАК. Технические условия
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «ЭкоСфера» (ООО «ЭкоСфера»)
ИНН 7726747941
Адрес: 115114, г. Москва, Дербеневская набережная, 11, пом. 22, каб. 9
Телефон (факс): +7 (495) 150-40-12
Web-сайт: www.ekosf.ru
E-mail: info@ekosf.ru
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «ЭкоСфера» (ООО «ЭкоСфера») ИНН 7726747941
Адрес: 115114, г. Москва, Дербеневская набережная, 11, пом. 22, каб. 9 Телефон (факс): +7 (495) 150-40-12
Web-сайт: www.ekosf.ru
E-mail: info@ekosf.ru
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений» «ВНИИФТРИ»)
Адрес: 141570, Московская область, Солнечногорский р-н, п/о Менделеево Телефон (факс): (495) 526-63-00 ((495) 526-63-00)
Web-сайт: www.vniiftri.ru
E-mail: office@vniiftri.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИФТРИ по проведению испытаний измерений в целях утверждения типа № 30002-13 от 11.05.2018.
научно-
(ФГУП
средств
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1 Регистрационный № 85950-22 Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «НИИ Транснефть» г. Уфа
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «НИИ Транснефть» г. Уфа (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измеренийАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (УСПД) со встроенным приемником точного времени и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (УССВ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи 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 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 входы УСПД, где осуществляется ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных счетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов и сторонних организаций по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки передаются с уровня ИВК в виде xml-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Рег. № 39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC(SU) спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-модуля, встроенного в УСПД. В случае неисправности ГЛОНАСС/GPS-модуля имеется возможность коррекции внутренних часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Он наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ присвоен заводской номер 043ТНЭ, он указывается типографским способом на паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные 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 - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2-4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
Счетчик |
УСПД |
Сервер синхронизац ии времени/ Сервер БД | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |
|
1 |
ВРУ-АВР1-0,4 кВ, Ввод №1 |
Т-0,66 У3 Ктт = 600/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 71031-18 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-19 |
ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
|
2 |
ВРУ-АВР1-0,4 кВ, Ввод №2 |
Т-0,66 У3 Ктт = 600/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 71031-18 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
3 |
ВРУ-АВР2-0,4 кВ, Ввод №1 |
Т-0,66 У3 Ктт = 600/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 71031-18 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
4 |
ВРУ-АВР2-0,4 кВ, Ввод №2 |
Т-0,66 У3 Ктт = 600/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 71031-18 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
5 |
ВРУ-АВР4-0,4 кВ, Ввод №1 |
ТТН-60 Ктт = 800/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 75345-19 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
6 |
ВРУ-АВР4-0,4 кВ, Ввод №2 |
ТТН-60 Ктт = 800/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 75345-19 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
7 |
ВРУ-АВР5-0,4 кВ, Ввод №1 |
Т-0,66 У3 Ктт = 1000/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 71031-18 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
8 |
ВРУ-АВР5-0,4 кВ, Ввод №2 |
Т-0,66 У3 Ктт = 1000/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 71031-18 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
Счетчик |
УСПД |
Сервер синхронизац ии времени/ Сервер БД | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |
|
9 |
656 ЩСУ-0,4 кВ, Ввод №1 |
ТТН-40 Ктт = 600/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 75345-19 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-19 |
ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
|
10 |
656 ЩСУ-0,4 кВ, Ввод №2 |
ТТН-40 Ктт = 600/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 75345-19 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
11 |
802 ЩСУ-С-0,4 кВ, Ввод №1 |
ТТН-40 Ктт = 500/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 75345-19 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
12 |
802.3 ПР-0,4 кВ, Ввод №1 |
ТТН-40 Ктт = 600/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 75345-19 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
13 |
802 ЩСУ, Ввод №1 |
ТТН-40 Ктт = 600/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 75345-19 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
14 |
802 ЩСУ, Ввод №2 |
ТТН-40 Ктт = 600/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 75345-19 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
15 |
802.1 ПР-0,4 кВ, Ввод №1 |
Т-0,66 У3 Ктт = 600/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 71031-18 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
16 |
ПР1-0,4 кВ площадки погружных насосов, Ввод №1 |
ТТН-30Т Ктт = 250/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 75345-19 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
Счетчик |
УСПД |
Сервер синхронизац ии времени/ Сервер БД | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |
|
17 |
ПР1-0,4 кВ площадки погружных насосов, Ввод №2 |
ТТН-30Т Ктт = 250/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 75345-19 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
18 |
ШУ-ПТ-0,4 кВ, Ввод №1 |
ТТН-40 Ктт = 600/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 75345-19 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-19 |
ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
|
19 |
689ПР-0,4 кВ, Ввод №1 |
ТТН-40 Ктт = 400/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 75345-19 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ||
|
Примечания
| |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±J), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±J), % |
|
1-19 |
Активная Реактивная |
0,9 1,1 |
1,5 2,1 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | ||
|
Примечания
| |||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
19 |
|
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 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ, оС |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения | |
|
счетчиков, оС |
от +5 до +35 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения | |
|
сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
Счетчики: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
|
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: | |
|
- среднее время наработки на отказ не менее, ч |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации | |
|
Счетчики: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
|
направлениях, сутки, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
45 |
|
УСПД: | |
|
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
|
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
|
месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
|
менее |
10 |
|
Сервер: | |
|
- хранение результатов измерений и информации | |
|
состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счетчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- счетчика;
-
- УСПД;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках (функция автоматизирована);
-
- УСПД (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «НИИ Транснефть» г. Уфа типографским способом.
Комплектность средства измеренийВ комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип/Обозначение |
Количество, шт./Экз. |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 У3 |
21 |
|
Трансформатор тока |
ТТН-30Т |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТТН-40 |
24 |
|
Трансформатор тока |
ТТН-60 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТM.03M.08 |
19 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОM-3000 |
1 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant BL 460c Gen8 |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant BL 460c G6 |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
ТНЭ.ФО.043.1.М |
1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «НИИ Транснефть» г. Уфа, аттестованном ООО «Транснефтьэнерго», аттестат об аккредитации № RA.RU.311308 от 29.10.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭГОСТ 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
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «НИИ Транснефть»
(ООО «НИИ Транснефть»)
ИНН: 7736607502
Адрес: 117186 г. Москва, Севастопольский проспект, д. 47а
Телефон: +7 (495) 950-8295
Факс: +7 (495) 950-8297
E-mail: niitnn@niitnn.transneft.ru
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «Транснефтьэнерго»
(ООО «Транснефтьэнерго»)
ИНН 7703552167
Адрес: 123112, г. Москва, набережная Пресненская, дом 4, строение 2, помещение 07.17.1
Телефон: +7(499) 799-86-88
Факс: +7(499) 799-86-91
E-mail: info@tne.transneft.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «Транснефтьэнерго»
(ООО «Транснефтьэнерго»)
ИНН 7703552167
Адрес: 123112, г. Москва, набережная Пресненская, дом 4, строение 2, помещение 07.17.1
Телефон: +7(499) 799-86-88
Факс: +7(499) 799-86-91
E-mail: info@tne.transneft.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311308.
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 85951-22
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Резервуары горизонтальные стальные РГС
Назначение средства измеренийРезервуары горизонтальные стальные РГС (далее - резервуары) предназначены для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание средства измерений
Принцип действия резервуаров основан на измерении объема нефти и нефтепродуктов в зависимости от уровня его наполнения.
Резервуары представляют собой горизонтальные стальные цилиндрические одностенные сосуды с внутренними ребрами жесткости и люком. Конструкция резервуаров предусматривает конические, конические усеченные, сферические, тороидально-сферические, плоские днища. Резервуары предназначены для наземной и подземной установки.
Резервуары выпускаются в следующих модификациях: РГС-10, РГС-15, РГС-20, РГС-25, РГС-30, РГС-40, РГС-50, РГС-60, РГС-75, РГС-100, различающихся между собой номинальной вместимостью и количеством секций, герметичных по отношению друг к другу.
Заводской номер наносится типографским способом в паспорт резервуара и фотохимическим способом на металлическую табличку, установленную:
-
- на днище резервуара при наземной установке;
-
- рядом с горловиной резервуара при подземной установке.
Общий вид резервуара наземного исполнения и эскиз общего вида резервуара подземного исполнения представлены на рисунках 1-2.
Место нанесения заводского номера представлено на рисунке 3.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара наземного исполнения
Рисунок 2 - Эскиз общего вида резервуара подземного исполнения
Рисунок 3 - Место нанесение заводского номера
Знак поверки наносится в градуировочной таблице в виде оттиска поверительного клейма.
Пломбирование резервуаров не предусмотрено.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 1 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение | |||||||||
|
РГС-10 |
РГС-15 |
РГС-20 |
РГС-25 |
РГС-30 |
РГС-40 |
РГС-50 |
РГС-60 |
РГС-75 |
РГС-100 | |
|
Номинальный объем, м3 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
40 |
50 |
60 |
75 |
100 |
|
Количество секций |
от 1 до 4 |
от 1 до 6 | ||||||||
Окончание таблицы 1
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуара, % |
±0,25 |
Таблица 2 - Технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение | |||||||||
|
РГС-10 |
РГС-15 |
РГС-20 |
РГС-25 |
РГС-30 |
РГС-40 |
РГС-50 |
РГС-60 |
РГС-75 |
РГС-100 | |
|
Габаритные размеры, мм, не более: длина |
6010 |
5910 |
7780 |
9660 |
10900 |
11500 |
11170 |
13330 |
11720 |
14950 |
|
диаметр |
1900 |
2500 |
2500 |
2500 |
2500 |
2500 |
2800 |
2800 |
3200 |
3200 |
|
высота |
2040 |
2640 |
2640 |
2640 |
2640 |
2640 |
2940 |
2940 |
3340 |
3340 |
|
Масса, кг, не более |
1590 |
2120 |
2810 |
3310 |
4250 |
4650 |
5500 |
6450 |
7350 |
8990 |
Окончание таблицы 2
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Условия эксплуатации:
|
от -50 до +50 от 84,0 до 106,7 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
20 |
Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 3 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Резервуар горизонтальный стальной |
РГС |
1 шт. |
|
Паспорт |
- |
1 экз. |
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 7 паспорта.
Нормативные документы, устанавливающие требования к резервуарам горизонтальным стальным РГСПриказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07 февраля 2018 г. № 256 «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».
ТУ 25.29.11-001-46587507-2020. Резервуары горизонтальные стальные. Технические условия.
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «БелТехРезерв» (ООО «БелТехРезерв»)
ИНН 3121009941
Адрес: 309070, Белгородская область, Г.О. Яковлевский, г. Строитель, ул. 3-я Заводская,
д. 4, офис 9,
Телефон: +79606396888,
E-mail: beltechrezerv@mail.ru
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «БелТехРезерв» (ООО «БелТехРезерв»)
ИНН 3121009941
Адрес: 309070, Белгородская область, Г.О. Яковлевский, г. Строитель, ул. 3-я Заводская,
д. 4, офис 9,
Телефон: +79606396888,
E-mail: beltechrezerv@mail.ru
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20.
Телефон/факс: (8412) 49-82-65
Е-mail: info@penzacsm.ru
Web-сайт: www.penzacsm.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в Реестре аккредитованных лиц
№ RA.RU.311197 от 06.07.2015.
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1 Регистрационный № 85952-22 Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объекту ЛПДС «Кротовка» Бугурусланского РНУ.
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объекту ЛПДС «Кротовка» Бугурусланского РНУ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание средства измеренийАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные фазные 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 без учета коэффициента трансформации. 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.
Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в
Лист № 2 Всего листов 8 соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных счетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭМ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК Транснефть» (Рег. № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и АИИС КУЭ смежных субъектов в виде xml-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков электроэнергии, сервера ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Рег. № 39485-08). ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC(SU) спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Сличение шкалы времени счетчиков и шкалы времени сервера ИВК АИИС КУЭ происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ присвоен заводской номер 044ТНЭ, он указывается типографским способом на паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.
ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные 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, указанные в таблицах 2-4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиСостав ИК и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ.
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
УСС В |
Сервер БД | ||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Л |
1ДС «Кротовка» | |||||
|
1 |
ЛПДС «Кротовка» ЗРУ-6 кВ, яч. №19, Ф. «М-1» |
ТОЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 7069-79 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
ССВ-1Г Рег. № 39485-08 |
HP ProLiant |
П р и м е ч а н и я:
-
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
-
2. Допускается замена Сервера синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов.
-
3. Допускается замена сервера БД без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО)
-
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлимая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид Электроэнергии |
Границы основной погрешности, (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), % |
|
1 |
Активная Реактивная |
1,2 1,9 |
|
| |||
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
1 |
|
Нормальные условия: | |
|
параметры сети: | |
|
- напряжение, % от Uном |
98 до 102 |
|
- ток, % от 1ном |
100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,8 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от + 21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 (5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения | |
|
электросчетчиков, °С |
от +5 до +35 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +55 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТM.03M: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер БД: | |
|
- HP ProLiant ВL460 Gen6: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
261163 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
0,5 |
|
- HP ProLiant ВL460 Gen8: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
264599 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
0,5 |
|
Глубина хранения информации | |
|
Электросчетчики: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
|
сутки, не менее |
113 |
|
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
|
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
|
месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
|
менее | |
|
Сервер БД: |
10 |
|
- хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
|
измерений, лет, не менее |
3,5 |
|
Погрешность СОЕВ, ± Д, с |
5 |
Надежность системных решений:
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-пароли электросчетчика;
-пароли сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
-
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
-
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут (функция автоматизирована);
-
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийВ комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
7069-79 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3344-04 |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТM.03M |
36697-17 |
1 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
39485-08 |
2 |
|
Сервер базы данных |
HP ProLiant |
- |
2 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
- |
1 |
|
Формуляр |
ТНЭ.ФО.044 |
- |
1 |
приведены в документе:
- «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объекту ЛПДС «Кротовка» Бугурусланского РНУ, аттестованной ООО «Транснефтьэнерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311308.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объекту ЛПДС «Кротовка» Бугурусланского РНУ
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.
ПравообладательАкционерное общество «Транснефть-Приволга» (АО «Транснефть-Приволга»)
ИНН 6317024749
Юридический адрес: 443020, Россия, г. Самара, ул. Ленинская, д. 100;
Тел.: +7 (846) 250-02-41
Факс: +7 (846) 999-84-46
E-mail: privolga@sam.transneft.ru
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «Транснефтьэнерго»
(ООО «Транснефтьэнерго»)
ИНН 7703552167
Адрес: 123112, г. Москва, набережная Пресненская, дом 4, стр. 2, помещение 07.17.1 Телефон: +7(499) 799-86-88
Факс: +7(499) 799-86-91
E-mail: info@tne.transneft.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «Транснефтьэнерго»
(ООО «Транснефтьэнерго»)
ИНН 7703552167
Адрес: 123112, г. Москва, набережная Пресненская, дом 4, строение 2, помещение 07.17.1
Телефон: +7(499) 799-86-88
Факс: +7(499) 799-86-91
E-mail: info@tne.transneft.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311308.
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1 Регистрационный № 85953-22 Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Линзметры автоматические ULM-900
Назначение средства измеренийЛинзметры автоматические ULM-900 (далее по тексту - линзметры) предназначены для измерений вершинной рефракции и призматического действия очковых линз, а также для ориентирования и маркировки нефацетированных линз, и для проверки правильности установки линз в очковых оправах.
Описание средства измеренийПринцип действия линзметров основан на принципах геометрической оптики и автоматическом цифровом анализе изображения сетки коллиматора при помощи встроенной электронно-вычислительной машины (далее - ЭВМ). При помещении измеряемой линзы в держателе, цифровая фотокамера автоматически наводится на резкое изображение сетки коллиматора. Затем по параметрам искажения изображения вычисляются необходимые характеристики линзы, без участия оператора.
Конструктивно линзметры представляют собой компактный настольный прибор, все узлы которого смонтированы в корпусе. Основной блок линзметра состоит из следующих узлов:
-
- жидкокристаллический (сенсорный) цветной монитор, на котором отражается вся информация о проводимых измерениях;
-
- панель управления на мониторе, предназначенная для настройки линзметра и изменения режимов работы;
-
- встроенный в прибор термопринтер для печати результатов измерений;
-
- рычаг держателя линз, предназначенный для фиксации зажимом оптического элемента в необходимом положении на подставке для линз;
-
- маркировочный узел, предназначенный для отметки оптического центра и направления главных сечений на линзе;
-
- столик для линз, предназначенный для выравнивания очков по линии горизонта.
Для предотвращения несанкционированного вмешательства в конструкцию изделия, линзметр пломбируется.
На линзметре имеется шильдик с указанием наименования прибора, страны изготовителя, заводского номера и года выпуска прибора. Шильдик расположен справа внизу на задней поверхности линзметра. Заводской номер содержит буквенно-цифровое обозначение, наносится на шильдик методом цифровой лазерной печати на самоклеящуюся пластиковую пленку и наклеивается на корпус линзметра.
Общий вид, схема маркировки и схема пломбирования от несанкционированного доступа линзметра представлены на рисунках 1 и 2.
Нанесение знака поверки не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид и схема пломбирования от несанкционированного доступа линзметра ULM-900
Рисунок 2 - Общий вид, схема маркировки и схема пломбирования от несанкционированного доступа линзметра ULM-900
Программное обеспечениеВ линзметрах используется встроенное программное обеспечение, которое устанавливается заводом-изготовителем непосредственно в ПЗУ системы.
Программное обеспечение предназначено для управления линзметром, контроллером внутренних исполнительных механизмов и измерительных устройств и его настроек, а также для обеспечения функционирования интерфейса, обработки информации, полученной от измерительных устройств в процессе проведения измерений.
Идентификационные данные (признаки) метрологически значимой части программного обеспечения линзметров указаны в таблице 1.
Идентификация программного обеспечения осуществляется в меню прибора в режиме «Setup» в разделе «Info». Доступ к просмотру номера версии имеют все пользователи.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ULM |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 3.02.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
Данные являются собственностью производителя и являются защищенными для доступа дилера и пользователей |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014.
Метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений сферической вершинной рефракции, дптр |
от -25,00 до +25,00 |
|
Диапазон измерений призматического действия, пр дптр |
от 2,00 до 10,00 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений сферической вершинной рефракции, дптр: | |
|
в диапазоне от 0,00 до ±5,00 дптр включ. |
±0,06 |
|
в диапазоне св. ±5,00 до ±10,00 дптр включ. |
±0,09 |
|
в диапазоне св. ±10,00 до ±15,00 дптр включ. |
±0,12 |
|
в диапазоне св. ±15,00 до ±20,00 дптр включ. |
±0,18 |
|
в диапазоне св. ±20,00 до ±25,00 дптр включ. |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений призматического действия, пр дптр: | |
|
в диапазоне от 2,00 до 5,00 пр дптр включ. |
±0,125 |
|
в диапазоне св. 5,00 до 10,00 пр дптр включ. |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности нанесения маркером оптического центра, мм |
±0,4 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности нанесения маркером оси, ° |
±1 |
|
Примечание - Метрологические характеристики определены для зеленой линии «е» ртут- | |
|
ного спектра. | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон показаний: - цилиндрической вершинной рефракции, дптр |
от -10 до +10 |
|
- угловой шкалы, ° |
от 1 до 180 |
|
Дискретность показаний: - вершинной рефракции, дптр |
0,01; 0,06; 0,12; 0,25 |
|
- призматического действия, пр дптр |
0,01; 0,06; 0,12; 0,25 |
|
- угловой шкалы, ° |
1 |
|
Электропитание от сети переменного тока: - напряжением, В |
от 100 до 240 |
|
- частотой, Гц |
50/60 |
|
Мощность, ВА |
от 45 до 65 |
|
Габаритные размеры, мм, (Д х В х Ш), не более |
255,5x478x175 |
|
Масса, кг, не более |
5,25 |
|
Условия эксплуатации: - диапазон рабочих температур, оС: |
от +10 до +40 |
|
- относительная влажность воздуха (без конденсации), %, |
от 30 до 90 |
|
- атмосферное давление, кПа: |
от 70 до 106 |
наносится на корпус прибора методом наклеивания и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Линзметр основной блок |
- |
1 шт. |
|
Принадлежности: | ||
|
Кабель питания |
1 шт. | |
|
Подставка для контактных линз |
1 шт. | |
|
Бумага для принтера |
2 рулона | |
|
Пылезащитный чехол |
1 шт. | |
|
Руководство по эксплуатации |
1 шт. | |
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в руководстве по эксплуатации «Линзметр автоматический ULM-900» п. 6.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 октября 2019 г № 2500 Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений оптической силы очковой оптики
ГОСТ Р 50606-93 (ИСО 8598-93) Оптика и оптические приборы. Диоптриметры;
Техническая документация компании «UNICOS Co., Ltd.», Республика Корея
ПравообладательКомпания «UNICOS Co., Ltd.», Республика Корея
Адрес: 282-30, Munji-ro, Yuseong-gu, Daejeon, Korea
Телефон/факс: +82-42-825-8045 / +82-42-581-0053
E-mail: marketing1@e-unicos.com
ИзготовителиКомпания «UNICOS Co., Ltd.», Республика Корея
Адрес: 282-30, Munji-ro, Yuseong-gu, Daejeon, Korea
Телефон/факс: +82-42-825-8045 / +82-42-581-0053
E-mail: marketing1@e-unicos.com
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт оптико-физических измерений» (ФГУП «ВНИИОФИ»)
Адрес: 119361 г. Москва, ул. Озёрная, д. 46
Телефон: 8 (495) 437-56-33; факс 8 (495) 437-31-47
Web-сайт: www.vniiofi.ru
E-mail: vniiofi@vniiofi.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц 30003-2014
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1
Всего листов 8
Регистрационный № 85954-22
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Газоанализаторы портативные GT
Назначение средства измеренийГазоанализаторы портативные GT (далее - газоанализаторы) предназначены для измерений объемной доли кислорода, оксида углерода, сероводорода и метана, а также сигнализации о превышении довзрывоопасных концентраций метана в воздухе рабочей зоны.
Описание средства измеренийПринцип действия газоанализаторов определяется типом используемого сенсора.
Принцип действия полупроводниковый, основанный на изменении электрического сопротивления полупроводникового чувствительного элемента пропорционально содержанию определяемого компонента.
Принцип действия электрохимический заключается в том, что анализируемый окружающий воздух диффундирует через капилляры к измерительному электроду, на котором происходит электрохимическая реакция. Между измерительным электродом и дополнительным электродом сравнения в результате этой реакции возникает соответствующая постоянная разность потенциалов, пропорциональная содержанию определяемого компонента.
Конструктивно газоанализаторы состоят из одноблочного корпуса с подключенным посредством гибкого держателя выносным сенсором. На корпусе газоанализатора размещены: динамик звуковой сигнализации, жидкокристаллический дисплей, клавиши управления и индикаторы световой сигнализации. Способ отбора пробы - принудительный за счет встроенного побудителя расхода.
Газоанализаторы выпускаются в модификациях GT40, GT41, GT42, GT43, GT44, отличающиеся количеством измеряемых компонентов. Газоанализаторы являются многоканальными, количество каналов определяется количеством определяемых компонентов.
Серийный номер наносится на маркировочную наклейку типографским методом в виде цифрового кода.
Общий вид газоанализаторов, места нанесения знака утверждения типа, места нанесения серийного номера представлен на рисунке 1. Нанесение знака поверки на газоанализаторы в обязательном порядке не предусмотрено. Пломбирование газоанализаторов не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид газоанализаторов с указанием места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера
Место нанесения заводского номера (наносится на обратной стороне корпуса газоанализатора)
Место нанесения знака утверждения типа (наносится на обратной стороне корпуса газоанализатора)
Программное обеспечениеПрограммное обеспечение (далее - ПО) газоанализаторов состоит из встроенного ПО, разработанного изготовителем специально для решения задач измерения объемной доли и довзрывоопасной концентрации определяемых компонентов и сигнализации о достижении пороговых значений в воздухе рабочей зоны.
Встроенное ПО обеспечивает:
-
- обработку и передачу измерительной информации;
-
- отображение результатов измерений;
-
- проведение градуировки газоанализаторов;
-
- регистрацию данных и событий;
-
- расчет средневзвешенных (за определенный промежуток времени) значений объемной доли или довзрывоопасной концентрации определяемых компонентов;
-
- срабатывание сигнализации при превышении установленных пороговых значений.
Конструкция газоанализаторов исключает возможность несанкционированного влияния на ПО и измерительную информацию.
Встроенное ПО является метрологически значимым.
Метрологические характеристики газоанализаторов нормированы с учетом влияния встроенного ПО.
Уровень защиты встроенного ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с рекомендациями Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные встроенного ПО газоанализаторов приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные встроенного ПО
|
Идентификационные данные |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
GT |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО), не ниже |
V2.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
- |
Таблица 2 - Метрологические характеристики газоанализаторов
|
Определяемый компонент |
Диапазон показаний объемной доли/ довзрывоопасной концентрации определяемого компонента |
Диапазон измерений объемной доли, млн-1, выраженный в %/ довзрывоопасной концентрации определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной погрешности измерений объемной доли/довзрывоопасной концентрации определяемого компонента |
Значение единицы наименьшего разряда индикатора, объемная доля |
Предел допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с |
Назначение | |
|
абсолютной, млн-1 выраженной в %, % НКПР |
относительной, % | ||||||
|
Кислород (O2) |
от 0 до 25 % |
от 0,1 до 10 % включ. св. 10 до 25 % включ. |
±0,6 % |
±5 % |
0,1 % |
20 |
Контроль воздуха рабочей зоны |
|
Оксид углерода (CO) |
от 0 до 2000 млн-1 |
от 1 до 20 млн-1 включ. (от 140-4 до 240-3 % включ.) |
±2 млн-1 (±2-10-4 %) |
- |
1 млн 1 |
30 |
Контроль ПДК рабочей зоны |
|
св. 20 до 1000 млн-1 включ. (св. 240-3 до 0,1 % включ.) |
- |
±10 % | |||||
|
Сероводород (H2S) |
от 0 до 100 млн-1 |
от 1 до 10 млн-1 включ. (от 140-4 до 140-3 % включ.) |
±2 млн-1 (±2-10-4 %) |
- |
1 млн-1 |
30 |
Контроль ПДК рабочей зоны |
|
Определяемый компонент |
Диапазон показаний объемной доли/ довзрывоопасной концентрации определяемого компонента |
Диапазон измерений объемной доли, млн-1, выраженный в %/ довзрывоопасной концентрации определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной погрешности измерений объемной доли/довзрывоопасной концентрации определяемого компонента |
Значение единицы наименьшего разряда индикатора, объемная доля |
Предел допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с |
Назначение | |
|
абсолютной, млн-1 выраженной в %, % НКПР |
относительной, % | ||||||
|
св. 10 до 100 млн-1 включ. (св. 140-3 до 140-2 % включ.) |
- |
±10 % | |||||
|
Метан (CH4) |
от 0 до 2000 млн-1 |
- |
не нормируется |
1 млн-1 |
- |
Поиск утечек | |
|
от 0 до 10000 млн-1 |
- |
не нормируется |
1 млн-1 |
- |
Поиск утечек | ||
|
Метан (CH4) |
от 0 до 100 % НКПР |
от 0 до 50 % НКПР |
±5 % НКПР |
- |
0,1 % НКПР |
15 |
Контроль воздуха рабочей зоны |
|
от 0 до 100 % |
от 0,1 % до 50 % включ. св. 50 до 99 % включ. |
±5 % |
±10 % |
0,1 % |
25 |
Контроль воздуха рабочей зоны | |
-
1) Значения НКПР для метана в соответствии с ГОСТ 31610.20-1-2020.
-
2) Вариация выходного сигнала газоанализатора, в долях от предела допускаемой основной погрешности - 0,5.
-
3) Пределы допускаемой дополнительной погрешности от влияния изменения температуры окружающей среды в пределах рабочих условий на каждые 10 0С, в долях от предела допускаемой основной погрешности - 1,0.
-
4) Время прогрева газоанализаторов, не более 120 с.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Время непрерывной работы газоанализаторов от элементов питания, ч, не менее |
8 |
|
Габаритные размеры (высотахширинахдлина), мм, не более |
290х95х43 |
|
Масса, кг, не более |
0,78 |
|
Нормальные условия измерений:
|
от +15 до +25 от 30 до 80 |
|
Рабочие условия измерений:
|
от -40 до +50 от 5 до 95 |
|
Маркировка взрывозащиты |
1Ex ia d IIB T3 Gb X |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
20000 |
|
Средний срок службы, лет |
5 |
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом и на маркировочную наклейку любым технологическим способом.
Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Газоанализатор портативный GT |
- |
1 шт. (Устанавливаемые сенсоры и наличие встроенного побудителя расхода определяется по заказу) |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 экз. |
|
Комплект ЗИП |
- |
По заказу |
приведены в разделе 2.2 «Режимы работы» руководства по эксплуатации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 декабря 2020 года № 2315 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений содержания компонентов в газовых и газоконденсатных средах»
ГОСТ 13320-81 «Газоанализаторы промышленные автоматические. Общие технические условия»
Постановление Правительства РФ от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ПравообладательTeledyne Gas Measurement Instruments Ltd., Соединенное Королевство Великобритании и Северной Ирландии
Место нахождения и адрес юридического лица: Inchinnan Business Park, Renfrew, Scotland, PA4 9RG, Соединенное Королевство Великобритании и Северной Ирландии
ИзготовителиTeledyne Gas Measurement Instruments Ltd., Соединенное Королевство Великобритании и Северной Ирландии
Адрес деятельности: Inchinnan Business Park, Renfrew, Scotland, PA4 9RG, Соединенное Королевство Великобритании и Северной Ирландии
Место нахождения и адрес юридического лица: Inchinnan Business Park, Renfrew, Scotland, PA4 9RG, Соединенное Королевство Великобритании и Северной Ирландии
Испытательный центрОткрытое акционерное общество «Медтехника» (ОАО «Медтехника»)
Место нахождения и адрес юридического лица: 400002, Волгоградская область, г. Волгоград, ул. Революционная, 57 А
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311945 от 15.11.2016.
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 85955-22
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Газоанализаторы непрерывного действия Паллада
Назначение средства измеренийГазоанализаторы непрерывного действия Паллада (далее - газоанализаторы) предназначены для измерений массовых концентраций загрязняющих газообразных веществ: оксида углерода (CO), диоксида серы (SO2), оксида азота (NO), диоксида азота (NO2), озона (Оз), сероводорода (H2S), аммиака (NH3), формальдегида (CH2O), метана (СН*) в атмосферном воздухе.
Описание средства измеренийПринцип действия анализаторов - электрохимический. На электродах химически активных измерительных элементов - электрохимических сенсоров - протекают окислительно-восстановительные реакции определяемых веществ, приводящие к возникновению электрических потенциалов, пропорциональных их концентрациям в анализируемом воздухе. Метан определяется методом абсорбционной спектроскопии.
Газоанализаторы представляют собой многоканальный стационарные приборы непрерывного действия.
Конструктивно газоанализаторы состоят из блока стабилизации температуры пробы и блок стабилизации влажности пробы. Газоанализаторы изготавливаются в корпусе для установки в 19-дюймовую стойку.
Способ отбора пробы - принудительный, обеспечиваемый встроенным побудителем расхода.
Общий вид газоанализатора с указанием мест нанесения заводского номера приведен на рисунке 1.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения, состоящего из арабских цифр и букв латинского алфавита, наносится типографским способом на табличку в месте, указанном на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид газоанализатора непрерывного действия Паллада с указанием
места нанесения заводского номера
Программное обеспечениеГазоанализатор имеет встроенное программное обеспечение (далее - ПО), разработанное специально для решения задач измерения содержания определяемых компонентов. ПО осуществляет функции:
-
- автодиагностика работоспособности системы и проведение калибровочных измерений;
-
- управление основными режимами работы;
-
- сбор, автоматическое интерпретирование (расчет), систематизированное хранение, протоколирование, отображение информации о результатах анализа.
Уровень защиты встроенного ПО - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1. Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
PALLADA GA SOFT |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже |
V1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
- |
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 - Основные метрологические характеристики
|
Определяемый компонент |
Диапазон измерений массовой концентрации определяемого компонента, мг/м3 |
Пределы допускаемой основной погрешности, % | ||
|
приведенной1) |
относительной | |||
|
Оксид углерода (CO) |
от 0 до 100 |
от 0 до 3 включ. |
±20 |
- |
|
св. 3 до 100 |
- |
±20 | ||
|
Диоксид серы (SO2) |
от 0 до 5 |
от 0 до 0,05 включ. |
±20 |
- |
|
св. 0,05 до 5 |
- |
±20 | ||
|
Оксид азота (NO) |
от 0 до 2 |
от 0 до 0,06 включ. |
±20 |
- |
|
св. 0,06 до 2 |
- |
±20 | ||
|
Диоксид азота (NO2) |
от 0 до 2 |
от 0 до 0,04 включ. |
±20 |
- |
|
св. 0,04 до 2 |
- |
±20 | ||
|
Озон (Оз) |
от 0 до 3 |
от 0 до 0,03 включ. |
±20 |
- |
|
св. 0,03 до 3 |
- |
±20 | ||
Продолжение таблицы 2
|
Определяемый компонент |
Диапазон измерений массовой концентрации определяемого компонента, мг/м3 |
Пределы допускаемой основной погрешности, % | ||
|
приведенной1) |
относительной | |||
|
Сероводород (H2S) |
от 0 до 1,5 |
от 0 до 0,04 включ. |
±20 |
- |
|
св. 0,04 до 1,5 |
- |
±20 | ||
|
Аммиак (NH3) |
от 0 до 5 |
от 0 до 0,1 включ. |
±20 |
- |
|
св. 0,1 до 5 |
- |
±20 | ||
|
Формальдегид (CH2O) |
от 0 до 1 |
от 0 до 0,05 включ. |
±20 |
- |
|
св. 0,05 до 1 |
- |
±20 | ||
|
Метан (СН4) |
от 0 до 20000 |
от 0 до 2000 включ. |
±20 |
- |
|
св.2000 до 20000 |
- |
±20 | ||
|
1) - Приведенная погрешность нормирована к верхнему диапазону измерений; Время установления показаний То,9 не более 180 секунд. | ||||
Таблица 3 - Дополнительные метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Предел допускаемой вариации показаний, в долях от пределов допускаемой основной погрешности |
0,3 |
|
Предел допускаемого изменения выходного сигнала за 24 ч непрерывной работы, в долях от пределов допускаемой основной погрешности |
0,1 |
|
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от влияния изменения относительной влажности анализируемого газа от 10 % до 95%, в долях от пределов допускаемой основной погрешности |
±0,2 |
|
Пределы дополнительной погрешности от влияния неизмеряемых компонентов в анализируемой газовой смеси, в долях от пределов допускаемой основной погрешности |
±0,4 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Напряжение питания переменным током частотой (50 ±13) Гц, В |
от 90 до 264 |
|
Потребляемая мощность, В-А, не более |
100 |
|
Габаритные размеры (высотахширинахдлина), мм, не более |
180х425х463 |
|
Масса, кг, не более |
12 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °C: |
от +15 до +35 |
|
- относительная влажность, % |
от 10 до 95 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84 до 106,7 |
|
Время прогрева, мин, не более |
30 |
|
Средний срок службы, лет1) |
5 |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
24000 |
|
1) - Без учета срока чувствительного элемента (сенсора) |
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом
Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Газоанализатор непрерывного действия Паллада |
- |
1 шт. |
|
Паспорт |
- |
1 экз. |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 экз. |
приведены в разделе 4 и 5 документа «Газоанализаторы непрерывного действия Паллада. Руководство по эксплуатации»
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к газоанализаторам непрерывного действия ПалладаПриказ 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»
Постановление Правительства Российской Федерации от «16» ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 3.1.2)
ТУ ЦНТК 413411.001 Газоанализатор непрерывного действия Паллада. Технические условия
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «Центр интеллектуального и инновационного капитала» (ООО «ЦИИК»), ИНН 7743589685
Адрес: 119234, г. Москва, Ленинские горы, д. 1, стр. 75-Д, этаж 1, пом./ком. I/12 (914)
Телефон: +7 (495) 419-90-50
E-mail: ciic@nsovet.com
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «Центр интеллектуального и инновационного капитала» (ООО «ЦИИК»), ИНН 7743589685
Адрес: 119234, г. Москва, Ленинские горы, д. 1, стр. 75-Д, этаж 1, пом./ком. I/12 (914)
Телефон: +7 (495) 419-90-50
E-mail: ciic@nsovet.com
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ»
(ООО «ПРОММАШ ТЕСТ»)
Адрес: 119415, г. Москва, проспект Вернадского, дом 41, строение 1, этаж 4, помещение I, комната 28
Телефон: +7 (495) 481-33-80
E-mail: info@prommashtest.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц: RA.RU.312126
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1 Регистрационный № 85956-22 Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АГРОЭКО-ВОСТОК» 2 очередь
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АГРОЭКО-ВОСТОК» 2 очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измеренийАИИС 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) ООО «АГРОЭКО-ВОСТОК» 2 очередь, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) типа УССВ-2 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».
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровые сигналы с выходов счётчика по GSM-связи, используя GSM-коммуникатор, поступают на сервер ИВК. В сервере ИВК происходит вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и обработка измерительной информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с 1 раз в сутки. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер 057.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется 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 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиСостав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УССВ/ Сервер |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ТП 10 кВ № 1205, ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 71031-18 |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 / Dell PowerEdge R240 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,3 ±5,7 |
|
2 |
ВЛ 10 кВ №1, ОВЛ 10 кВ, оп. №2, ПКУ 10 кВ |
ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 51623-12 |
ЗНОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,2 Ктн 10000/^3:100/^3 Рег. № 71707-18 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±3,4 ±5,7 | |
|
Примечания
| ||||||||
Лист № 4 Всего листов 7 Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
2 |
|
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 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
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 -30 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 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
165000 |
|
для счетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
45 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счетчика:
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- счетчика;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийВ комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 М У3 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ |
3 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТM.05MК.04 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТM.05MК.00 |
1 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
РЭ.14.0007.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 «АГРОЭКО-ВОСТОК» 2 очередь, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц по аттестации методик измерений № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭГОСТ 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.
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «АГРОЭКО-ВОСТОК»
(ООО «АГРОЭКО-ВОСТОК»)
ИНН 3662159285
Адрес: 394077, г. Воронеж, Бульвар Победы, д. 19, офис 1
Телефон: +7 (473) 262-02-44
E-mail: info@agroeco.ru
Web-сайт: www.agroeco.ru
ИзготовительЗакрытое акционерное общество «РеконЭнерго»
(ЗАО «РеконЭнерго»)
ИНН 3666089896
Адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12А
Телефон: +7 (473) 222-73-78, +7 (473) 222-73-79
Факс: +7 (473) 222-73-78, +7 (473) 222-73-79
E-mail: office@rekonenergo.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: +7 (495) 410-28-81
E-mail: info@sepenergo.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312429 от 30.01.2018
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1 Регистрационный № 85957-22 Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Заволжский моторный завод»
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Заволжский моторный завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измеренийАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-327 (УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-3 (УСВ).
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПАО «Заволжский моторный завод», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±1 с. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и часов УСПД более чем на ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется 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 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
17.07.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиСостав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСВ/ УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ГПП-2 сек.3 яч.58 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 RTU-327 Рег. № 19495-03 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 |
|
2 |
ГПП-2 сек.4 яч.35 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 | |
|
3 |
ГПП-2 сек.1 яч.22 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 | |
|
4 |
ГПП-2 сек.2 яч.1 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ГПП-2 пан. ТСН |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 58386-14 |
- |
EA05RL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 RTU-327 Рег. № 19495-03 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,0 |
|
6 |
ГПП-2 сек.4 яч.39 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1276-59 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 | |
|
7 |
ГПП-2 сек.1 яч.48 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1276-59 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 | |
|
8 |
ГПП-1 пан. ТСН |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 58386-14 |
- |
EA05RL-B-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 16666-97 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,4 |
±3,2 ±5,0 | |
|
9 |
ГПП-1 сек.2 яч.24 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 | |
|
10 |
ГПП-1 сек.1 яч.2 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
ГПП-1 сек.3 яч.21 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 RTU-327 Рег. № 19495-03 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 |
|
12 |
ГПП-1 сек.4 яч.43 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 | |
|
13 |
ГПП-2 сек.1 яч.49 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 | |
|
14 |
ГПП-2 сек.4 яч.45 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 | |
|
15 |
РП-7 сек.1 яч.1 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 | |
|
16 |
РП-7 сек.2 яч.9 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,1 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
17 |
РП-2 сек.1 яч.2 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1261-08 Рег. № 47958-16 Рег. № 1261-08 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
A1805RL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 RTU-327 Рег. № 19495-03 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
18 |
РП-2 сек.1 яч.3 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1261-08 Рег. № 47958-16 Рег. № 1261-08 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
A1805RL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 | |
|
19 |
РП-2 сек.1 яч.8 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1261-08 Рег. № 47958-16 Рег. № 1261-08 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 |
A1805RL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 | |
|
20 |
РП-2 сек.2 яч.12 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1261-02 Рег. № 47958-16 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
21 |
РП-2 сек.2 яч.13 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1261-02 Рег. № 47958-16 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 RTU-327 Рег. № 19495-03 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 |
|
22 |
РП-2 сек.2 яч.14 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1261-02 Рег. № 47958-16 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 | |
|
23 |
РП-2 сек.2 яч.15 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1261-02 Рег. № 47958-16 Рег. № 1261-02 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-20 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 | |
|
24 |
ГПП-2 сек. 2 яч.5 |
ТПЛ-СВЭЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 500/5 Рег. № 70109-17 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,7 | |
|
25 |
ГПП-2 сек.3 яч.54 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 22192-07 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,0 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
26 |
ГПП-2 сек.1 яч.15 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 22192-07 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 RTU-327 Рег. № 19495-03 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±6,0 |
|
27 |
ГПП-2 сек. 2 яч.9 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 22192-07 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 | |
|
28 |
ГПП-2 сек. 3 яч.55 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,6 | |
|
29 |
РП-4 сек. 1 яч.1А |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,7 | |
|
30 |
РП-4 сек. 2 яч.18 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 47958-11 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 |
A1805RL-P4GB- DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,7 | |
|
31 |
ГПП-2 сек.4 яч.46 |
ТПЛ-СВЭЛ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 500/5 Рег. № 70109-17 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 3344-04 |
A1805RL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 |
|
Примечания
| |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
31 |
|
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 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС |
от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС |
от -40 до +65 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчика A1805RL-P4GB-DW-3 |
120000 |
|
для счетчика EA05RL-B-4 |
80000 |
|
для счетчика A1805RL-P4GB-DW-4 |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД RTU-327 |
75000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
45 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
- сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
|
менее |
10 |
|
Сервер: | |
|
- хранение результатов измерений и информации | |
|
состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счетчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-
- сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- счетчика;
-
- УСПД;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках (функция автоматизирована);
-
- УСПД (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийВ комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
18 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
14 |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
7 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-СВЭЛ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
33 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RL-Р4GB-DW-3 |
16 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
EA05RLB-4 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RL-Р4GB-DW-4 |
7 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RL-Р4GB-DW-4 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
A1805RL-Р4GB-DW-3 |
4 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
RPU-327 |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
СТПА.411711.ЗМЗ21.ФО |
1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Заволжский моторный завод», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ПравообладательПубличное акционерное общество «Заволжский моторный завод»
(ПАО «ЗМЗ»)
ИНН 5248004137
Адрес: 606520, Нижегородская область, Городецкий р-н, г. Заволжье, Советская ул., д.1а Телефон: +7 (83161) 66270
Факс: +7 (83161) 37242
E-mail: zmz@zmz.ru
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «Стандарт-Строй»
(ООО «Стандарт-Строй»)
ИНН 5262353958
Юридический адрес: 603146, Нижегородская обл., г. Нижний Новгород, Клеверный проезд, д.8, кв. П2
Адрес: 603098, Нижегородская обл., г. Нижний Новгород, ул. Артельная, д. 37А, офис 36 Телефон: +7 (831) 266-90-25
Факс: +7 (831) 266-90-25
E-mail: info@standart-stroy.com
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: +7 (495) 410-28-81
E-mail: info@sepenergo.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312429 от 30.01.2018
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1 Регистрационный № 85958-22 Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Свет»
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Свет» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измеренийАИИС 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) АО «Свет», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени
УСВ-3 (далее - УСВ) 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».
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ 124.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется 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 - Идентификационные 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 (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиСостав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 110 кВ Свет, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.7, ввод 6 кВ Т-1 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1261-59 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
2 |
ПС 110 кВ Свет, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.17, Ввод 6 кВ Т-2 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1261-59 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
3 |
ПС 110 кВ Свет, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, КЛ 6 кВ в сторону ТСН-1 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 30/5 Рег. № 2363-68 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
4 |
ПС 110 кВ Свет, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, КЛ 6 кВ в сторону ТСН-2 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 30/5 Рег. № 2363-68 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ПС 110 кВ Свет, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.6, КЛ 6 кВ ф.6 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2363-68 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
|
6 |
ПС 110 кВ Свет, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.21, КЛ 6 кВ ф.21 |
ТЛК-СТ Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 58720-14 ТПЛМ-10 Рег. № 2363-68 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
7 |
ПС 110 кВ Свет, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.1, КЛ 6 кВ |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 2363-68 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
8 |
ПС 110 кВ Свет, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.20, КЛ 6 кВ |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
9 |
ПС 110 кВ Свет, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.25, КЛ 6 кВ |
ТЛК-СТ Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 58720-14 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
10 |
РП-5 6 кВ Красноармейска я, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.1, КЛ 6 кВ |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59 |
НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
РП-5 6 кВ Красноармейска я, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.11, КЛ 6 кВ |
ТЛК-СТ Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 58720-14 |
НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-13 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 |
|
12 |
РП-5 6 кВ Красноармейска я, РУ-6, 2 СШ 6 кВ, яч.10, КЛ 6 кВ |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
13 |
ПС 110 кВ Свет, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.22, КЛ 6 кВ ф.22 |
ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 47958-11 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,3 ±5,7 | |
|
14 |
ПС 110 кВ Свет, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.10, КЛ 6 кВ ф.10 |
ТЛК-СТ Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 58720-14 |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,4 ±5,8 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
Продолжение таблицы 2_____________________________________________________________________________________________________
Примечания
-
1 Характеристики погрешности ИК 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 cos9 = 0,8 инд 1=0,02(0,05) • !ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 14 от 0 до + 40 °C.
-
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
-
5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.
-
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Лист № 7 Всего листов 9 Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
14 |
|
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 2 (5) до 120 |
|
- коэффициент мощности |
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 -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
45 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
-
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счетчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- счетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- счетчика;
-
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
-
- счетчиках (функция автоматизирована);
-
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийВ комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-СТ |
7 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10-М |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 УХЛ2 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТM.03M.01 |
14 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
ЕГ.01.124-ПФ |
1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Свет», аттестованном ООО «Спецэнергопроект»,
Лист № 9 Всего листов 9 уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц по аттестации методик измерений № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ 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.
ПравообладательАкционерное общество «Свет»
(АО «Свет») ИНН 1830000094 Адрес: 427792, Удмуртская Республика, г. Можга, ул. Свердловский Бульвар, д. 39
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «ЕЭС-Гарант» (ООО «ЕЭС-Гарант»)
ИНН 5024173259
Адрес: 143421, Московская область, г.о. Красногорск, тер. Автодорога Балтия, км 26-й, д. 5, стр. 3, офис 4012
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект» (ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: +7 (495) 410-28-81
E-mail: info@sepenergo.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312429 от 30.01.2018
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 85959-22
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Каналы измерительные комплексов промышленной безопасности «КАРАТ»
Назначение средства измеренийКаналы измерительные комплексов промышленной безопасности «КАРАТ» (далее - КИ КПБ, измерительные каналы) предназначены для измерений входных аналоговых сигналов силы постоянного тока и визуализации результатов в единицах контролируемых технологических параметров, а также связи со смежными и вышестоящими системами.
Описание средства измеренийПринцип действия каналов измерительных комплексов промышленной безопасности «КАРАТ» заключается в непрерывном аналого-цифровом преобразовании сигналов силы постоянного тока, поступающих с соответствующих датчиков (первичных измерительных преобразователей) технологических параметров (загазованности), установленных в системах противоаварийных блокировок и защит на промышленных объектах. Датчики (первичные измерительные преобразователи) не входят в комплект поставки измерительных каналов.
КИ КПБ включают в свой состав: контроллер КСА-02 с модулями ввода аналоговых сигналов CT1ACI08 (рег. № 44567-10), панельный компьютер, систему питания, элементы управления и индикации, коммуникационные устройства. Панельный компьютер может быть выносным - размещен в удаленной панели оператора НБКГ.426486.040 ТУ. Количество модулей ввода аналоговых сигналов составляет от 1 до 9, определяется проектом.
Конструктивно КИ КПБ как законченные изделия выпускаются в виде электротехнического шкафа.
Основная область применения КИ КПБ - в системах противоаварийных блокировок и защит на промышленных объектах в составе комплексов промышленной безопасности «КАРАТ». Предназначены для использования вне взрывоопасных зон промышленных объектов.
Внешний КИ КПБ и удаленной панели оператора с указанием устройств защиты от несанкционированного доступа, приведен на рисунках 1 и 2, внешний вид маркировочной таблички с заводским номером приведен на рисунке 3.
Рисунок 1 - Внешний вид КИ КПБ с панелью оператора / с удаленной панелью оператора
Рисунок 2 - Внешний вид размещения оборудования внутри шкафа
Рисунок 3 - Внешний вид маркировочной таблички
Маркировочная табличка с информацией об изготовителе, заводском номере, наименовании и типе КИ КПБ расположена на внешней поверхности двери шкафа. Заводской номер в виде цифрового кода, состоит из арабских цифр, наносится типографским способом.
Местоположение маркировочной таблички указано стрелками с обозначением «(1)» на рисунке 1.
Пломбирование КИ КПБ не предусмотрено. Механическая защита от несанкционированной настройки и вмешательства, которые могут привести к искажению результатов измерений, осуществляется посредством замка на двери электротехнического шкафа, запираемого на ключ (указано стрелками с обозначением «(2)» на рисунке 1).
Программное обеспечениеДля визуализации процесса работы КИ КПБ служит панель оператора. Программное обеспечение верхнего уровня, входящее в состав панели оператора, реализовано на основе SCADA Antares, которая обеспечивает выполнение следующих функций:
- получение от контроллера КСА-02 результатов измерений сигналов с датчиков и результатов самодиагностики КИ КПБ;
- визуализация полученной от контроллера КСА-02 и принятой от пользователя информации;
- хранение результатов измерений в энергонезависимой памяти и предоставление пользователю доступа к ним;
- хранение в энергонезависимой памяти событий, связанных с действиями пользователя и предоставление доступа к ним;
- приём команд пользователя.
Программное обеспечение верхнего уровня не осуществляет обработку метрологически значимых данных.
Для защиты от несанкционированного доступа к программному обеспечению (далее -ПО) КИ КПБ, конфигурационным параметрам, текущим и архивным данным от несанкционированного доступа предусмотрен физический контроль доступа (механические замки на дверях шкафа) и программная защита на основе паролей и разграничения прав доступа.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические характеристики измерительных каналов нормированы с учетом ПО.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
CT1ACI08 |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
Не ниже 1.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0x6441 |
Метрологические и основные технические характеристики измерительных каналов приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики КИ КПБ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерения аналоговых сигналов постоянного тока, мА |
от 4 до 20 |
|
Пределы допускаемой погрешности измерения аналоговых сигналов постоянного тока, приведенной к диапазону измерения, % |
± 0,2 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений, в рабочих условиях эксплуатации, % |
± 0,3 |
|
Таблица 3 - Основные технические характеристики КИ КПБ | |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Количество входов измерения аналоговых непрерывных электрических сигналов постоянного тока, шт. |
от 8 до 72 |
|
Параметры питания от сети переменного тока: - напряжение переменного тока, В |
г\ +1 0% 220 -15% |
|
- частота переменного тока, Гц |
50±1 |
|
Параметры питания от сети постоянного тока: - напряжение постоянного тока, В |
+10% 220 -15% |
|
Потребляемая мощность, В •А (Вт), не более |
600 (500) |
Продолжение таблицы 3
|
Габаритные размеры шкафа, мм, не более: | |
|
- высота |
2200 |
|
- ширина |
800 |
|
- глубина |
600 |
|
Масса, кг, не более |
250 |
|
Нормальные условия эксплуатации: | |
|
- температура окружающего среды, °С |
от + 15 до + 25 |
|
- относительная влажность воздуха, при температуре 30°С, %, | |
|
не более |
95 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84.0 до 106.7 |
|
Рабочие условия эксплуатации: | |
|
- температура окружающего среды, °С |
от + 5 до + 40 |
|
- относительная влажность воздуха, при температуре 30 °С, %, | |
|
не более |
95 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 84.0 до 106.7 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
12 |
|
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
50 000 |
Знак утверждения типа наносят на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом по центру над наименованием средства измерений.
Комплектность средства измеренийКомплектность КИ КПБ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Каналы измерительные комплекса |
НБКГ.421453.163 |
1 шт. |
|
промышленной безопасности «КАРАТ» | ||
|
Удаленная панель оператора |
НБКГ.426486.040 |
1 шт.* |
|
Эксплуатационная документация: формуляр |
НБКГ.421453.163-ХХ ФО ** |
1 экз. |
|
руководство по эксплуатации |
НБКГ.421453.163 РЭ |
1 экз. |
|
руководство оператора |
НБКГ.466543.003 РО |
1 экз. |
|
руководство пользователя |
НБКГ.421453.163-ХХ И3 ** |
1 экз. |
|
* опционально, определяется проектом ** ХХ - порядковый номер проекта в соответствии с опросным листом (Приложение Е к | ||
|
руководству по эксплуатации) | ||
приведены в разделе «Методы измерений» руководства по эксплуатации КИ КПБ.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к измерительным каналамГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 01 октября 2018 года № 2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от П10-16 до 100 А»
НБКГ.421453.163 ТУ «Каналы измерительные комплекса промышленной безопасности «КАРАТ». Технические условия»
ПравообладательОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "НАУЧНОПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ "СИСТЕМОТЕХНИКА-НН"
(ООО "НПП "СИСТЕМОТЕХНИКА-НН")
ИНН 5262067347
Адрес: 603057 г. Нижний Новгород, пер. Нартова, д. 2-в
Телефон/факс: +7 (831) 211-44-50
Web-сайт: https:// http://www.systec-nn.ru
E-mail: info@systec-nn.ru
ИзготовительОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "НАУЧНОПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ "СИСТЕМОТЕХНИКА-НН"
(ООО "НПП "СИСТЕМОТЕХНИКА-НН")
ИНН 5262067347
Адрес: 603057 г. Нижний Новгород, пер. Нартова, д. 2-в
Телефон/факс: +7 (831) 211-44-50
Web-сайт: https:// http://www.systec-nn.ru
E-mail: info@systec-nn.ru
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Нижегородской области» (ФБУ «Нижегородский ЦСМ»)
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, 1
Телефон: 8-800-200-22-14
Web-сайт: http://www.nncsm.ru
E-mail: mail@nncsm.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в Реестре в реестре аккредитованных в области обеспечения единства измерений № 30011-13
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1
Всего листов 5
Регистрационный № 85960-22
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Резервуары горизонтальные стальные РГСД
Назначение средства измеренийРезервуары горизонтальные стальные РГСД (далее - резервуары) предназначены для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.
Описание средства измерений
Принцип действия резервуаров основан на измерении объема нефти и нефтепродуктов в зависимости от уровня его наполнения.
Резервуары представляют собой горизонтальные стальные двустенные сосуды с внутренними ребрами жесткости и люком. Конструкция резервуаров предусматривает конические, конические усеченные, сферические, тороидально-сферические, плоские днища. Резервуары предназначены для наземной и подземной установки.
Резервуары выпускаются в следующих модификациях: РГСД-10, РГСД-15, РГСД-20, РГСД-25, РГСД-30, РГСД-40, РГСД-50, РГСД-60, РГСД-75, РГСД-100, различающихся между собой номинальной вместимостью и количеством секций, герметичных по отношению друг к другу.
Заводской номер наносится типографским способом в паспорт резервуара и фотохимическим способом на металлическую табличку, установленную:
-
- на днище резервуара при наземной установке;
-
- рядом с горловиной резервуара при подземной установке.
Общий вид резервуара наземного исполнения и эскиз общего вида резервуара подземного исполнения представлены на рисунках 1-2.
Место нанесения заводского номера представлено на рисунке 3.
Рисунок 1 - Общий вид резервуара наземного исполнения
Рисунок 2 - Эскиз общего вида резервуара подземного исполнения
Рисунок 3 - Место нанесение заводского номера
Знак поверки наносится в градуировочной таблице в виде оттиска поверительного клейма.
Пломбирование резервуаров не предусмотрено.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 1 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение | |||||||||
|
РГСД-10 |
РГСД-15 |
РГСД-20 |
РГСД-25 |
РГСД-30 |
РГСД-40 |
РГСД-50 |
РГСД-60 |
РГСД-75 |
РГСД-100 | |
|
Номинальный объем, м3 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
40 |
50 |
60 |
75 |
100 |
|
Количество секций |
от 1 до 4 |
от 1 до 6 | ||||||||
Окончание таблицы 1
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуара, % |
±0,25 |
Таблица 2 - Технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение | |||||||||
|
РГСД-10 |
РГСД-15 |
РГСД-20 |
РГСД-25 |
РГСД-30 |
РГСД-40 |
РГСД-50 |
РГСД-60 |
РГСД-75 |
РГСД-100 | |
|
Габаритные размеры, мм, не более: длина |
6030 |
5930 |
7800 |
9680 |
10800 |
11520 |
11715 |
13350 |
16000 |
14970 |
|
диаметр |
2200 |
2500 |
2500 |
2500 |
2500 |
2500 |
2800 |
2800 |
3200 |
3200 |
|
высота |
2340 |
2640 |
2640 |
2640 |
2640 |
2640 |
2940 |
2940 |
3340 |
3340 |
|
Масса, кг, не более |
3180 |
4240 |
5620 |
6630 |
7950 |
9310 |
11000 |
12900 |
14700 |
17980 |
Окончание таблицы 2
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Условия эксплуатации:
|
от -50 до +50 от 84,0 до 106,7 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
20 |
Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.
Комплектность средства измеренийТаблица 3 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Резервуар горизонтальный стальной |
РГСД |
1 шт. |
|
Паспорт |
- |
1 экз. |
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 7 паспорта.
Нормативные документы, устанавливающие требования к резервуарам горизонтальным стальным РГСДПриказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07 февраля 2018 г. № 256 «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».
ТУ 25.29.11-001-46587507-2020. Резервуары горизонтальные стальные. Технические условия.
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «БелТехРезерв» (ООО «БелТехРезерв»)
ИНН 3121009941
Адрес: 309070, Белгородская область, Г.О. Яковлевский, г. Строитель, ул. 3-я Заводская,
д. 4, офис 9,
Телефон: +79606396888,
E-mail: beltechrezerv@mail.ru
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «БелТехРезерв» (ООО «БелТехРезерв») ИНН 3121009941
Адрес: 309070, Белгородская область, Г.О. Яковлевский, г. Строитель, ул. 3-я Заводская, д. 4, офис 9
Телефон: +79606396888
E-mail: beltechrezerv@mail.ru
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20.
Телефон/факс: (8412) 49-82-65
Е-mail: info@penzacsm.ru
Web-сайт: www.penzacsm.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в Реестре аккредитованных лиц
№ RA.RU.311197 от 06.07.2015.
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1
Всего листов 21
Регистрационный № 85961-22
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Газоанализаторы Примаком
Назначение средства измеренийГазоанализаторы Примаком (далее по тексту - газоанализаторы) предназначены для измерений содержания вредных газов, довзрывных концентраций горючих газов и паров горючих жидкостей и кислорода.
Описание средства измеренийГазоанализаторы являются стационарными автоматическими одноканальными приборами непрерывного действия.
Принцип действия моделей:
-
- Примаком-ИК - оптический инфракрасный абсорбционный для мониторинга горючих газов;
-
- Примаком-ТК - термокаталитический для мониторинга горючих газов;
-
- Примаком-АМ - электрохимический (амперометрический) для мониторинга токсичных газов и кислорода.
Способ отбора пробы - диффузионный.
Газоанализаторы выпускаются в трех моделях: Примаком-ИК, Примаком-ТК, Примаком-АМ, отличающихся между собой по принципу действия, конструктивным исполнением соединительной коробки, материалами коробки и типами выходного сигнала.
Газоанализаторы модели Примаком-ТК и Примаком-АМ выполнены в корпусе из алюминиевого сплава в виде соединенных друг с другом блоков - блока электроники (с дисплеем и кнопками управления) и сенсора. Сенсор газоанализаторов присоединен к блоку электроники посредством байонетного кольца с блокировочным устройством. На лицевой панели, в резьбовой оправе установлено смотровое окно цифрового дисплея. В верхней части корпуса под крышкой расположены кнопки управления для программирования, на боковой поверхности корпуса установлены кабельные вводы (ввод). Внутри корпуса газоанализаторов модели Примаком-ТК и Примаком-АМ установлены дисплей, клеммные зажимы, печатные платы с элементами электрической схемы и светодиодные индикаторы. Разъем для калибровки газоанализаторов (при наличии) предназначен для кратковременного подключения сертифицированного взрывозащищенного полевого коммуникатора HART c соответствующей областью применения.
Также газоанализаторы модели Примаком-АМ могут быть выполнены в корпусе аналогичной конструкции, изготовленном из пластмассового материала. На боковой поверхности корпуса установлены кабельные вводы (ввод), а в его основании имеется байонетное кольцо с блокировочным устройством для датчика токсичных газов или кислорода. Газоанализаторы модели Примаком-АМ могут быть оснащены модулем HART, разъем для подсоединения внешнего контроллера HART устанавливается на корпусе газоанализатора.
Газоанализаторы модели Примаком-ИК выполнен в цилиндрическом корпусе из нержавеющей стали, закрытом защитной крышкой. Внутри корпуса газоанализаторов модели Примаком-ИК установлены печатные платы аналогового преобразователя, инфракрасные сенсоры, закрытые сапфировым стеклом и обогреватель для стабилизации теплового режима. К газоанализаторам модели Примаком-ИК можно подсоединить дополнительный искробезопасный калибровочный колпачок. Для снятия показаний с калибровочного колпачка на его боковой поверхности имеется цифровой дисплей, а питание осуществляется от литиевой батареи.
Газоанализаторы модели Примаком-ИК оснащены конической резьбой %” NPT или метрической резьбой М25*1,5 для монтажа в резьбовое отверстие соединительной коробки с видом взрывозащиты взрывонепроницаемая оболочка «D».
Также возможна комплектация взрывозащищенной соединительной коробкой с портом XP и модулем HART.
Для газоанализаторов модели Примаком-ИК допускается применение других соединительных коробок, в том числе с повышенной защитой вида «е» по ГОСТ 31610.7-2012/IEC 60079-7:2006 сертифицированных на соответствие требованиям ТР ТС 012/2011.
Монтаж газоанализаторов на объектах эксплуатации может осуществляться на стене или трубе с помощью монтажного кронштейна, устанавливаемого на заднюю стенку соединительной коробки.
Газоанализаторы в зависимости от конфигурации обеспечивают:
-
- выдачу измерительной и служебной информации на жидкокристаллический дисплей (только для моделей Примаком-ТК и Примаком-АМ);
-
- выдачу унифицированного аналогового токового сигнала (4 - 20) мА;
-
- выдачу цифрового сигнала по протоколу HART [Highway Addressable Remote Transducer - магистральный адресуемый выносной датчик];
-
- срабатывание реле «Тревога» и «Неисправность»;
-
- выдачу цифрового сигнала по протоколу Modbus RTU.
Полное наименование моделей в общем виде выглядит следующим образом:
Газоанализатор Примаком
|
-ХХ- |
Х- |
Х- |
Х- |
Х- |
наименование компонента |
-
1. Наименование модели
-
2. Исполнение соединительной коробки
-
3. Материал соединительной коробки
-
4. Вид взрывозащиты
-
5. Выходной сигнал
-
1. Наименование модели:
-
- Примаком ИК;
-
- Примаком ТК;
-
- Примаком АМ.
-
2. Исполнение соединительной коробки:
-
- H - см. рисунок 1 и 2;
-
- E - см. рисунок 3;
-
- D - см. рисунок 4;
-
- C - см. рисунок 5.
-
3. Материал коробки:
-
- А - алюминий;
-
- Р - пластик;
-
- V - нержавеющая сталь.
-
4. Вид взрывозащиты:
-
- E - 0Ex ia IIC T4 Ga X, Ex ia IIIB T135°C Db X;
-
- C - 1Ex d ia [ia] IIC T4/T6 Gb X, Ex tb ia [ia] IIIC T130°C/T85°C Db X;
-
- D - 1Ex d IIC T4 Gb X, Ex tb IIIC T130°C Db X.
-
5. Выходной сигнал:
-
- S - 4-20 мА;
-
- H - 4-20 мА + HART;
-
- R - 4-20 мА + HART + реле;
-
- M - протокол Modbus RTU.
Общий вид газоанализаторов представлен на рисунках 1 - 5.
Место и метод пломбирования от несанкционированного доступа представлены на рисунках 6 - 10.
Примеры идентификационных табличек представлены на рисунках 11 - 13.
Рисунок 1 - Общий вид газоанализаторов Примаком модели Примаком-ТК и модели Примаком-АМ в соединительной коробке исполнения H
Рисунок 2 - Общий вид газоанализаторов Примаком модели Примаком-АМ в соединительной коробке исполнения H
Рисунок 3 - Общий вид газоанализаторов Примаком модели Примаком-ИК в соединительной коробке исполнения E
Рисунок 4 - Общий вид газоанализаторов Примаком модели Примаком-ИК в соединительной коробке исполнения D
Рисунок 5 - Общий вид газоанализаторов Примаком модели Примаком-ИК в соединительной коробке исполнения C
Место нанесения пломбы в виде наклейки
IРивалКом
Рисунок 6 - Г азоанализаторы Примаком
Рисунок 7 - 1 азоанализаторы Примаком модели Примаком-ТК и модели
модели Примаком-АМ в соединительной Примаком-АМ в соединительной коробке
коробке исполнения H с пломбой исполнения H с пломбой
Место нанесения пломбы в виде тросика и отжимной втулки
Рисунок 8 - Газоанализаторы Примаком модели Примаком-ИК в соединительной коробке исполнения E с пломбой
Рисунок 9 - Газоанализаторы Примаком модели Примаком-ИК в соединительной коробке исполнения D с пломбой
Рисунок 10 - Газоанализаторы Примаком модели Примаком-ИК в соединительной коробке исполнения C с пломбой
Место нанесения пломбы в виде тросика и отжимной втулки
Газоаналимтор Примаком модели Примаком-ТК-ХХ-Х-Х-хххххххххх (ХХХХХ) Газоанализатор Примаком модели При маком-АМ-ХХ-Х -Х-х хкхх хх ххх (XXX)
1Exd ia ПС Т4 Gb X, Ех 10 ШСТ13ГС ОЬХ JO'CsTaS+TO'C
ту 4?: з<№7згч-и)1»
?р тс*1гйтп тРТСйгаиш ________
№ помций Изгсислпон
Нв «ОДМРГВТЪ МйХЗМ^ЧСХИМ IP67 ВЮОДВЙСТВНЯМ нарушающим целостность и геривиг+юСть устройства!
Соринкам-М*
Ex ia НС Т4 Gi X.
Ex lb iriCT130*C Db X
ту .ННКнШЧМН»
TP ТС 01ИЯИ1____________
TP It Kflfwn____________
№ гюзмцим Изготовлен.
Не подвергать моклническии IP66 воздействиям нарушающим целостность и герметичность устройства!
ООО ’РмжапКом’-423ЙОО. России, peen. "Гэтпрстан, г. НШбцршошв уг> Тосричккпя 37
С-нрнм-ын Ns
ООО ■Рипл.ЯКоыГ
42 за®. Ргксия. рссп.
ТйяарСТйн. г, Н&&рвжньЮ
Чвлны. уп. Техническая 37
Рисунок 12 - Общий вид идентификационной таблички и место
Рисунок 11 - Общий вид идентификационной таблички и место
нанесения знака утверждения типа для газоанализаторов Примаком модели Примаком-ТК
нанесения знака утверждения типа для газоанализаторов Примаком модели Примаком-АМ
Рисунок 13 - Общий вид идентификационной таблички и места нанесения знака утверждения типа для газоанализаторов Примаком модели Примаком-ИК
Газоанализаторы имеют встроенное программное обеспечение (ПО), разработанное изготовителем специально для решения задач измерения содержания определяемых компонентов в воздухе рабочей зоны. Встроенное программное обеспечение выполняет следующие основные функции:
- приём и обработку измерительной информации;
- формирование выходного аналогового и цифрового сигналов;
- управление работой реле «Тревога» и «Неисправность» (при наличии);
- диагностику аппаратной и программной частей газоанализатора.
Программное обеспечение идентифицируется:
- через меню газоанализаторов (для моделей Примаком-ТК, Примаком-АМ);
- по запросу по протоколу HART, Modbus RTU через интерфейс RS485 (при наличии).
Влияние программного обеспечения газоанализаторов учтено при нормировании метрологических характеристик.
Газоанализаторы имеют защиту встроенного программного обеспечения от преднамеренных или непреднамеренных изменений, реализованную изготовителем на этапе производства путем установки системы защиты микроконтроллера от чтения и записи. Уровень защиты «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 ГСИ.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Примаком-ТК, Примаком-АМ |
Примаком-ИК | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Primax Bootloader V1.07.0150 |
Primax IR V3.0 APP. dat / full.fin |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже |
1.x1) |
3.x1) |
|
Цифровой идентификатор |
- | |
|
1) - символ «x» в номере версии ПО обозначает незначительные изменения, не влияющие на метрологические характеристики газоанализаторов. | ||
Таблица 2 - Метрологические характеристики газоанализаторов Примаком модели Примаком-ТК с термокаталитическими сенсорами для измерения довзрывоопасных
концентраций горючих газов и паров горючих жидкостей
|
Определяемый компонент |
Диапазон показаний объемной доли определяемого компонента1) |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной приведенной2) погрешности, % |
Предел допускаемого времени установления показаний Т903), с |
|
метан (CH4) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 4,4 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 2,2 % включ.) |
±5 |
30 |
|
Определяемый компонент |
Диапазон показаний объемной доли определяемого компонента1) |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной приведенной2) погрешности, % |
Предел допускаемого времени установления показаний Т903), С |
|
этан (C2H6) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,5 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 1,25 % включ.) |
±5 |
30 |
|
пропан (C3H8) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,7 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 0,85 % включ.) |
±5 |
30 |
|
н-бутан (C4H10) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 0,7 % включ.) |
±5 |
30 |
|
изобутан ((CH3)3CH) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,3 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 0,65 % включ.) |
±5 |
30 |
|
н-пентан (C5H12) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 0,7 % включ.) |
±5 |
30 |
|
н-гексан (C6H14) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 0,5 % включ.) |
±5 |
30 |
|
н-гептан (C7H16) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,1 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 0,55 % включ.) |
±5 |
30 |
|
этилен (С2Н4) |
от 0 до 100% НКПР (от 0 до 2,3 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 1,15 % включ.) |
±5 |
30 |
|
пропилен (C3H6) |
от 0 до 100% НКПР (от 0 до 2 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 1 % включ.) |
±5 |
30 |
|
1-бутилен (C4H8) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,6 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 0,8 % включ.) |
±5 |
30 |
|
Определяемый компонент |
Диапазон показаний объемной доли определяемого компонента1) |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной приведенной2) погрешности, % |
Предел допускаемого времени установления показаний Т903), С |
|
изобутилен (C4H8) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,6 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 0,8 % включ.) |
±5 |
30 |
|
1,3-бутадиен (C4H6) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 0,7 % включ.) |
±5 |
30 |
|
ацетилен (C2H2) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,3 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 1,15 % включ.) |
±5 |
30 |
|
циклопентан (C5H10) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 0,7 % включ.) |
±5 |
30 |
|
циклогексан (C6H12) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 0,5 % включ.) |
±5 |
30 |
|
бензол (C6H6) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,2 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 0,6 % включ.) |
±5 |
30 |
|
толуол (C7H8) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 0,5 % включ.) |
±5 |
30 |
|
оксид этилена (C2H4O) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,9 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 0,95 % включ.) |
±5 |
30 |
|
оксид пропилена (C3H6O) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,9 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 0,95 % включ.) |
±5 |
30 |
|
метанол (CH3OH) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 6 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 3 % включ.) |
±5 |
30 |
|
Определяемый компонент |
Диапазон показаний объемной доли определяемого компонента1) |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной приведенной2) погрешности, % |
Предел допускаемого времени установления показаний Т903), С |
|
этанол (C2H5OH) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 3,1 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 1,55 % включ.) |
±5 |
30 |
|
изопропанол (C3H8O) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 1 % включ.) |
±5 |
30 |
|
ацетальдегид (C2H4O) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 4 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 2 % включ.) |
±5 |
30 |
|
ацетон (C3H6O) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,5 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 1,25 % включ.) |
±5 |
30 |
|
диэтиловый эфир (C4H10O) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,7 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 0,85 % включ.) |
±5 |
30 |
|
метил-трет-бутиловый эфир (МТВЭ) (C5H12O) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,5 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 0,75 % включ.) |
±5 |
30 |
|
этилацетат (C4H8O2) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 1 % включ.) |
±5 |
30 |
|
акрилонитрил (C3H3N) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,8 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 1,4 % включ.) |
±5 |
30 |
|
винилхлорид (C2H3CI) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 3,6 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 1,8 % включ.) |
±5 |
30 |
|
водород (H2) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 4 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 2 % включ.) |
±5 |
30 |
Окончание таблицы 2
|
Определяемый компонент |
Диапазон показаний объемной доли определяемого компонента1) |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной приведенной2) погрешности, % |
Предел допускаемого времени установления показаний Т903), с |
|
аммиак (NH3) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 15 %) |
от 0 до 50% НКПР включ. (от 0 до 7,5 % включ.) |
±5 |
30 |
Пределы допускаемой основной приведённой погрешности нормированы для анализируемых сред, содержащих только один определяемый компонент. | ||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики газоанализаторов Примаком модели Примаком-АМ с электрохимическими сенсорами для измерения кислорода и токсичных газов
|
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной погрешности |
Предел допускаемого времени установления показаний Т901), с | ||
|
абсолю тной |
относит ельной | ||||
|
кислород (O2) |
от 0 до 10 % |
от 0 до 10 % включ. |
±0,5% |
- |
30 |
|
от 0 до 25 % |
от 0 до 25 % включ. |
±0,5% |
- | ||
|
оксид углерода (CO) |
от 0 до 100 млн-1 |
от 0 до 20 млн-1 включ. |
±2 млн-1 |
- |
30 |
|
св. 20 до 100 млн-1 включ. |
- |
±10% | |||
|
от 0 до 200 млн-1 |
от 0 до 30 млн-1 включ. |
±3 млн-1 |
- | ||
|
св. 30 до 200 млн-1 включ. |
- |
±10% | |||
|
сероводород (H2S) |
от 0 до 10 млн 1 |
от 0 до 3,3 млн-1 включ. |
±0,5 млн-1 |
- |
30 |
|
св. 3,3 до 10 млн-1 включ. |
- |
±10% | |||
|
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной погрешности |
Предел допускаемого времени установления показаний Т901}, с | ||
|
абсолю тной |
относит ельной | ||||
|
сероводород (H2S) |
от 0 до 20 млн 1 |
от 0 до 3,3 млн-1 включ. |
±0,5 млн-1 |
- |
30 |
|
св. 3,3 до 20 млн-1 включ. |
- |
±15% | |||
|
от 0 до 50 млн 1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±1,5 млн-1 |
- | ||
|
св. 10 до 50 млн-1 включ. |
- |
±15% | |||
|
от 0 до 100 млн-1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±1,5 млн-1 |
- | ||
|
св. 10 до 100 млн-1 включ. |
- |
±15% | |||
|
аммиак (NH3) |
от 0 до 50 млн 1 |
от 0 до 20 млн-1 включ. |
±4 млн-1 |
- |
90 |
|
св. 20 до 50 млн-1 включ. |
- |
±20% | |||
|
от 0 до 100 млн-1 |
от 0 до 20 млн-1 включ. |
±4 млн-1 |
- | ||
|
св. 20 до 100 млн-1 включ. |
- |
±20% | |||
|
хлор (CI2) |
от 0 до 5 млн 1 |
от 0 до 0,3 млн-1 включ. |
±0,06 млн-1 |
- |
30 |
|
св. 0,3 до 5 млн-1 включ. |
- |
±20% | |||
|
диоксид серы (SO2) |
от 0 до 10 млн 1 |
от 0 до 2,5 млн-1 включ. |
±0,5 млн-1 |
- |
70 |
|
св. 2,5 до 10 млн-1 включ. |
- |
±20% | |||
|
от 0 до 20 млн 1 |
от 0 до 4 млн-1 включ. |
±0,8 млн-1 |
- | ||
|
св. 4 до 20 млн-1 включ. |
- |
±20% | |||
|
хлористый водород (HCl) |
от 0 до 10 млн 1 |
от 0 до 4 млн-1 включ. |
±0,6 млн-1 |
- |
100 |
|
св. 4 до 10 млн-1 включ. |
- |
±15% | |||
|
от 0 до 20 млн 1 |
от 0 до 4 млн-1 включ. |
±0,6 млн-1 |
- | ||
|
св. 4 до 20 млн-1 включ. |
- |
±15% | |||
Окончание таблицы 3
|
Определяемый компонент |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента |
Пределы допускаемой основной погрешности |
Предел допускаемого времени установления показаний Т901, с | ||
|
абсолю тной |
относит ельной | ||||
|
хлористый водород (HCl) |
от 0 до 30 млн 1 |
от 0 до 4 млн-1 включ. |
±0,6 млн-1 |
- |
100 |
|
св. 4 до 30 млн-1 включ. |
- |
±15% | |||
|
водород (H2) |
от 0 до 1000 млн-1 |
от 0 до 1000 млн-1 включ. |
±100 млн-1 |
- |
30 |
|
диоксид азота (NO2) |
от 0 до 10 млн 1 |
от 0 до 1 млн-1 включ. |
±0,2 млн-1 |
- |
60 |
|
св. 1 до 10 млн-1 включ. |
- |
±20% | |||
|
оксид азота (NO) |
от 0 до 100 млн-1 |
от 0 до 10 млн-1 включ. |
±0,6 млн-1 |
- |
30 |
|
св. 10 до 100 млн-1 включ. |
- |
±6% | |||
|
фосфин (РНз) |
от 0 до 1 млн 1 |
от 0 до 0,1 млн-1 включ. |
±0,02 млн-1 |
- |
30 |
|
св. 0,1 до 1 млн-1 включ. |
- |
±20% | |||
Таблица 4 - Метрологические характеристики газоанализаторов Примаком модели Примаком-ИК с инфракрасными сенсорами для измерения довзрывоопасных концентраций горючих газов и паров горючих жидкостей
|
Определяемый компонент |
Диапазон показаний объемной доли определяемого компонента1) |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной приведенной2) погрешности, % |
Предел допускаемого времени установления показаний Т903), с |
|
Метан (СН4) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 4,4 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 2,2 % включ.) |
±3 |
22 |
|
св. 50 до 100 % НКПР (св. 2,2 до 4,4 %) |
±5 | |||
|
Этан (C2H6) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,5 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,5 %) |
±5 |
23 |
|
Пропан (С3Н8) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,7 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 0,85 % включ.) |
±3 |
25 |
|
св. 50 до 100 % НКПР (от 0,85 до 1,7 %) |
±5 | |||
|
н-бутан (С4Н10) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
±5 |
24 |
|
изобутан (i-C4H10) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,3 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,3 %) |
±5 |
26 |
|
н-пентан (С5Н12) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
±5 |
24 |
|
н-гексан (СбН14) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 0,5 %) |
±3 |
24 |
|
св. 50 до 100 % НКПР (св. 0,5 до 1 %) |
±5 | |||
|
н-гептан (С7Н16) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,1 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,1 %) |
±5 |
27 |
Продолжение таблицы 4
|
Определяемый компонент |
Диапазон показаний объемной доли определяемого компонента1) |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной приведенной2) погрешности, % |
Предел допускаемог о времени установлени я показаний Т903), с |
|
н-октан (C8H18) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 0,8 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 0,4 % включ.) |
±10 |
28 |
|
циклопентан (C5H10) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
±5 |
25 |
|
циклогексан (C6H12) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1 %) |
±14 |
28 |
|
этилен (С2Н4) |
от 0 до 100% НКПР (от 0 до 2,3 %) |
от 0 до 100% НКПР (от 0 до 2,3 %) |
±5 |
23 |
|
пропилен (СзНб) |
от 0 до 100% НКПР (от 0 до 2 %) |
от 0 до 100% НКПР (от 0 до 2 %) |
±5 |
25 |
|
1-бутен (C4H8) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,6 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,6 %) |
±5 |
28 |
|
изобутилен (i-C4H8) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,6 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,6 %) |
±5 |
28 |
|
1-гексен (C6H12) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,2 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,2 %) |
±6 |
28 |
|
1,3-бутадиен (C4H6) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,4 % |
±5 |
28 |
|
изопрен (C5H8) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,7 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,7 %) |
±5 |
28 |
|
бензол (C6H6) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,2 % |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,2 % |
±5 |
28 |
|
толуол (C7H8) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1 %) |
±5 |
28 |
Продолжение таблицы 4
|
Определяемый компонент |
Диапазон показаний объемной доли определяемого компонента1) |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной приведенной2) погрешности, % |
Предел допускаемог о времени установлени я показаний Т903), с |
|
оксид этилена (C2H4O) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,9 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,9 %) |
±5 |
28 |
|
оксид пропилена (C3H5O) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,9 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,9 %) |
±5 |
25 |
|
метанол (CH3OH) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 6 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 3 % включ.) |
±5 |
28 |
|
этанол (C2H5OH) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 3,1 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 1,55 % включ.) |
±5 |
27 |
|
изопропанол (C3H8O) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2 %) |
от 0 до 50 % НКПР включ. (от 0 до 1 % включ.) |
±5 |
25 |
|
ацетон (C3H6O) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,5 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,5 %) |
±5 |
25 |
|
диметиловый эфир (C2H6O) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,7 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,7 %) |
±5 |
25 |
|
диэтиловый эфир (С2Н5ДО |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,7 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,7 %) |
±5 |
30 |
|
метил-трет-бутиловый эфир (C5H12O, МТБЭ) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,5 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 1,5 %) |
±5 |
28 |
|
этилацетат (C4H8O2) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2 %) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2 %) |
±5 |
26 |
Окончание таблицы 4
|
Определяемый компонент |
Диапазон показаний объемной доли определяемого компонента1) |
Диапазон измерений объемной доли определяемого компонента1) |
Пределы допускаемой основной приведенной2) погрешности, % |
Предел допускаемог о времени установлени я показаний Т903), с |
|
диметилсульфи д (C2H6S) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,2%) |
от 0 до 100 % НКПР (от 0 до 2,2%) |
±5 |
28 |
Пределы допускаемой основной приведённой погрешности нормированы для анализируемых сред, содержащих только один определяемый компонент. | ||||
Таблица 5 - Пределы допускаемой вариации и дополнительной погрешности
газоанализаторов
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Предел допускаемой вариации показаний погрешности, в долях от предела допускаемой основной погрешности |
0,3 |
|
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры окружающей среды от нормальной на каждые 10 °С, в долях от предела допускаемой основной погрешности для газоанализаторов с электрохимическим сенсором |
±0,12 |
|
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры окружающей среды от нормальной на каждые 10 °С, в долях от предела допускаемой основной погрешности для газоанализаторов с оптическим сенсором |
±0,036 |
|
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры окружающей среды от нормальной на каждые 10 °С, в долях от предела допускаемой основной погрешности для газоанализаторов с термокаталитическим сенсором |
±0,091 |
|
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения относительной влажности окружающей среды от нормальной в диапазоне от 15 до 90 % (без конденсации) на каждые 10 %, в долях от предела допускаемой основной погрешности для: Примаком-ТК, Примаком-ИК Примаком-АМ |
±0,067 ±0,133 |
|
Пределы допускаемой суммарной дополнительной погрешности от влияния неизмеримых компонентов для газоанализаторов Примаком-ТК, Примаком-АМ для кислорода и токсичных газов, в долях от предела допускаемой основной погрешности для газоанализаторов с оптическим сенсором |
±1,5 |
Таблица 6 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Габаритные размеры газоанализаторов (высотахдлинахширина), мм, не более: | |
|
- Примаком-АМ-HP |
220х162х81 |
|
- Примаком-ТК- HA, Примаком-АМ-HA |
220x162x100 |
|
- Примаком-ИК1) |
131x318x145 |
|
Масса газоанализатора, кг, не более: | |
|
- Примаком-АМ-HP |
1,2 |
|
- Примаком-ТК, Примаком-АМ-HA |
1,6 |
|
- Примаком-ИК1) |
4 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °C: | |
|
- Примаком-ТК- HA |
от - 40 до +70 |
|
- Примаком-АМ-HA, Примаком-АМ-HP |
от - 40 до +70 |
|
- Примаком-АМ (сенсор): | |
|
- O2 |
от - 30 до +55 |
|
- CO |
от - 20 до +50 |
|
- H2S |
от - 40 до +50 |
|
- NH3, Cl2, HCl, PH3 |
от - 20 до +40 |
|
- SO2, H2, NO2 |
от - 20 до +50 |
|
- NO |
от - 30 до +50 |
|
- Примаком-ИК |
от - 60 до +80 |
|
- относительная влажность окружающего воздуха (без конденсации влаги), %: | |
|
- Примаком-ТК- HA |
от 15 до 95 |
|
- Примаком-АМ-HA, Примаком-АМ-HP |
от 15 до 95 |
|
- Примаком-ИК |
от 5 до 95 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 80 до 120 |
|
Время прогрева, с, не более: | |
|
- Примаком-ТК-HA |
95 |
|
- Примаком-АМ-HA, Примаком-АМ-HP |
36 |
|
- Примаком-ИК |
30 |
|
Напряжение питания постоянного тока, В: | |
|
- Примаком-ТК-НА, Примаком-АМ-НА, Примаком-АМ-НР |
от 19,2 до 28 |
|
- Примаком-ИК |
от 18 до 32 |
|
Потребляемая мощность, Вт, не более: | |
|
- Примаком-ТК- HA, |
3 |
|
- Примаком-АМ-HA |
3 |
|
- Примаком-АМ-HP |
0,7 |
|
- Примаком-ИК |
6,0 |
Продолжение таблицы 6
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Маркировка взрывозащиты: | |
|
- Примаком-ТК- HA |
1Ex d ia [ia] IIC T4/T6 Gb X, Ex tb ia [ia] IIIC T130°C/ T85°C Db X 1Ex d ia [ia] IIC T4/T6 |
|
- Примаком-АМ-HA |
Gb X, Ex tb ia [ia] IIIC |
|
- Примаком-АМ-HP |
T130°C/T85°C Db X 0Ex ia IIC Т4 Ga X, Ex ia IIIB T135°C Db X |
|
- Примаком-ИК |
1Ex db IIC T4 Gb X, Ex tb IIIC T130°C Db X |
|
Степень защиты по ГОСТ 14254-15: | |
|
- Примаком-ТК-НА и Примаком-АМ-HA |
IP 67 |
|
- Примаком-АМ-HP |
IP 66 |
|
- Примаком-ИК |
IP 67 |
|
Средний срок службы, лет: | |
|
- Примаком-ТК-НА, Примаком-АМ-НА, Примаком-АМ-НР |
3 |
|
- Примаком-ИК |
10 |
|
Средняя наработка на отказ, ч2): | |
|
- Примаком-ТК- HA, |
35000 |
|
- Примаком-АМ-HA, Примаком-АМ-HP |
35000 |
|
- Примаком-ИК |
70000 |
|
наносится на идентификационную табличку, закрепленный на газоанализаторе, а также на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность средства измерений
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Газоанализатор Примаком |
- |
1 шт. |
|
Упаковка |
- |
1 шт. |
|
Адаптер ПГС |
- |
1 шт. |
|
Диск с программным обеспечением |
- |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации |
26.51.53-004-93067827-2019.РЭ.ХХ1) |
1 экз. |
|
Паспорт |
26.51.53-004-93067827-2019.ПС.ХХ1) |
1 экз. |
|
Комплект ЗИП |
- |
По заказу |
|
Х) - XX - 2-х буквенное окончание наименования модели газоанализаторов: ТК, АМ или ИК | ||
приведены в руководстве по эксплуатации 26.51.53-004-93067827-2019.РЭ.ТК, Приложение Е, 26.51.53-004-93067827-2019.РЭ.АМ, Приложение Д, 26.51.53-004-93067827-2019.РЭ.ИК, Приложение Д.
Нормативные документы, устанавливающие требования средству измеренийПриказ 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»
Постановление Правительства Российской Федерации от «16» ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 4.43)
ГОСТ 13320-81 Газоанализаторы промышленные автоматические. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия.
ТУ 26.51.53-004-93067824-2019 Газоанализаторы Примаком, модели Примаком-ИК, Примаком-ТК, Примаком-АМ. Технические условия.
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «РивалКом»
(ООО «РивалКом»), г. Набережные Челны Республики Татарстан, ИНН 1650136480
Адрес: 423800, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, ул. проспект Камаза, 37.
Юридический адрес: 423822, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, ул. Ивана Утробина, д. 1/1
Тел.: +7 (8552) 910-911
E-mail: mail@rivalcom.ru
ИзготовителиОбщество с ограниченной ответственностью «РивалКом»
(ООО «РивалКом»), г. Набережные Челны Республики Татарстан, ИНН 1650136480
Адрес: 423800, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, ул. проспект Камаза, 37.
Юридический адрес: 423822, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, ул. Ивана Утробина, д. 1/1
Тел.: +7 (8552) 910-911
E-mail: mail@rivalcom.ru
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ»
(ООО «ПРОММАШ ТЕСТ») Адрес: 119415, г. Москва, проспект Вернадского, дом 41, строение 1, этаж 4, помещение I, комната 28
Телефон: +7 (495) 481-33-80
E-mail: info@prommashtest.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц: RA.RU.312126
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1
Всего листов 17
Регистрационный № 85962-22
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Районная
Назначение средства измеренийСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Районная (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание средства измеренийАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные электрические цепи и технические средства приема - передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных, специализированное программное обеспечение (далее - СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
-
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
-
- обработку данных и их архивирование;
-
- хранение информации в ЦСОД;
-
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений
Лист № 2 Всего листов 17 активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в базу данных (далее - БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС. В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматизированно формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМ1., и автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением на ПС 220 кВ Районная ПАО «ФСК ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ «Комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01» (регистрационный номер 49933-12), которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами сервера сбора ИВК более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер АИИС КУЭ: 03.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные СПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование СПО |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
|
Номер версии (идентификационный номер) СПО |
не ниже 1.0.0.4. |
|
Цифровой идентификатор СПО |
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
DataServer.exe, DataServer_U SPD.exe |
|
Примечание - Алгоритм вычисления цифрового идентификатора СПО - MD5 | |
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) «высокий» в соответствии с
Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ, их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, соответственно.
|
Таблица 2 - Состав ИК |
АИИС КУЭ | ||||
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС |
КУЭ | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4.17 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 6 сш 6 кВ, яч. 611 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.18 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 5 сш 6 кВ, яч. 502 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 800/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.19 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 5 сш 6 кВ, яч. 503 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
TK16L, рег. № 36643-07/ СТВ-01, рег. № 49933-12 |
|
4.20 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 5 сш 6 кВ, яч. 504 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.21 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 5 сш 6 кВ, яч. 505 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.22 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 5 сш 6 кВ, яч. 506 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС |
КУЭ | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4.23 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 8 сш 6 кВ, яч. 806 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.24 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 5 сш 6 кВ, яч. 507 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.25 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 5 сш 6 кВ, яч. 509 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.26 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 5 сш 6 кВ, яч. 511 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 1200/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.27 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 8 сш 6 кВ, яч. 807 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
TK16L, рег. № 36643-07/ СТВ-01, рег. № 49933-12 |
|
4.28 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 8 сш 6 кВ, яч. 802 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.29 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 8 сш 6 кВ, яч. 803 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.30 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 8 сш 6 кВ, яч. 804 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.31 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 5 сш 6 кВ, яч. 512 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.32 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 сш 6 кВ, |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
TK16L, рег. № 36643-07/ |
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС |
КУЭ | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
яч. 115 |
рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СТВ-01, рег. № 49933-12 | ||
|
4.33 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч. 112 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.34 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч. 110 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.35 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч. 107 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 800/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.36 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч. 111 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.37 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч. 207 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.38 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 3 сш 6 кВ, яч. 309 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 300/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.39 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч. 113 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/^3)/(100/^3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.40 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч. 106 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.41 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч. 104 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
TK16L, рег. № 36643-07/ СТВ-01, рег. № 49933-12 |
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС |
КУЭ | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4.42 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч. 103 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.43 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч. 102 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.44 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч. 214 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.45 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч. 213 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.46 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч. 212 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.47 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч. 210 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.48 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 4 сш 6 кВ, яч. 409 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.49 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч. 209 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.50 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 5 сш 6 кВ, яч. 513 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
TK16L, рег. № 36643-07/ СТВ-01, рег. № 49933-12 |
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС |
КУЭ | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4.51 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч. 205 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.52 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч. 204 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.53 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 6 сш 6 кВ, яч. 613 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.54 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч. 203 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.55 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч. 202 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.56 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 3 сш 6 кВ, яч. 302 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.57 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 3 сш 6 кВ, яч. 303 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.58 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 6 сш 6 кВ, яч. 602 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.59 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 3 сш 6 кВ, яч. 304 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
TK16L, рег. № 36643-07/ СТВ-01, рег. № 49933-12 |
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС |
КУЭ | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4.60 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 6 сш 6 кВ, яч. 603 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.61 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 6 сш 6 кВ, яч. 604 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 800/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.62 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 3 сш 6 кВ, яч. 306 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.63 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 6 сш 6 кВ, яч. 606 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.64 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 6 сш 6 кВ, яч. 607 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.65 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 6 сш 6 кВ, яч. 609 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.66 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 7 сш 6 кВ, яч. 702 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.67 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 7 сш 6 кВ, яч. 703 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.68 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 4 сш 6 кВ, яч. 403 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
TK16L, рег. № 36643-07/ СТВ-01, рег. № 49933-12 |
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС |
КУЭ | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4.69 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 7 сш 6 кВ, яч. 704 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.70 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 8 сш 6 кВ, яч. 809 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.71 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 4 сш 6 кВ, яч. 406 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.72 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 7 сш 6 кВ, яч. 709 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.73 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 4 сш 6 кВ, яч. 407 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.74 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 3 сш 6 кВ, яч. 305 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 800/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.75 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 3 сш 6 кВ, яч. 307 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 150/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.76 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 4 сш 6 кВ, яч. 402 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.77 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 4 сш 6 кВ, яч. 404 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
TK16L, рег. № 36643-07/ СТВ-01, рег. № 49933-12 |
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4.78 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 4 сш 6 кВ, яч. 405 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.79 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 7 сш 6 кВ, яч. 707 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.80 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 6 сш 6 кВ, яч. 605 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.81 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 7 сш 6 кВ, яч. 705 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.82 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 6 сш 6 кВ, яч. 610 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.105 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч. 117 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.106 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 1 сш 6 кВ, яч. 118 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.107 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч. 215 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.108 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ, яч. 217 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
TK16L, рег. № 36643-07/ СТВ-01, рег. № 49933-12 |
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС |
КУЭ | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4.109 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 3 сш 6 кВ, яч. 310 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.110 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 3 сш 6 кВ, яч. 311 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.111 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 3 сш 6 кВ, яч. 314 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.112 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 3 сш 6 кВ, яч. 315 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.113 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 3 сш 6 кВ, яч. 317 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.114 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 4 сш 6 кВ, яч. 411 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.115 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 4 сш 6 кВ, яч. 412 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.116 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 4 сш 6 кВ, яч. 413 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.117 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 4 сш 6 кВ, яч. 414 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
TK16L, рег. № 36643-07/ СТВ-01, рег. № 49933-12 |
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4.118 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 4 сш 6 кВ, яч. 417 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.119 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 5 сш 6 кВ, яч. 515 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.120 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 5 сш 6 кВ, яч. 514 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.121 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 6 сш 6 кВ, яч. 614 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.122 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 6 сш 6 кВ, яч. 615 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.123 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 7 сш 6 кВ, яч. 710 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.124 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 7 сш 6 кВ, яч. 711 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.125 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 7 сш 6 кВ, яч. 712 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 600/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.126 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 7 сш 6 кВ, яч. 713 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 |
TK16L, рег. № 36643-07/ СТВ-01, рег. № 49933-12 |
|
№ ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК АИИС |
КУЭ | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УССВ | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
4.127 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 7 сш 6 кВ, яч. 714 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.128 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 7 сш 6 кВ, яч. 715 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 800/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.129 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 8 сш 6 кВ, яч. 810 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 200/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.130 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 8 сш 6 кВ, яч. 811 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.131 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 8 сш 6 кВ, яч. 812 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.132 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 8 сш 6 кВ, яч. 813 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 800/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.133 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 8 сш 6 кВ, яч. 815 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 800/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
|
4.134 |
ПС 220 кВ Районная, ЗРУ 6 кВ, 8 сш 6 кВ, яч. 817 |
ТОЛ-СЭЩ-10 кл.т. 0,5S Ктт = 800/5 рег. № 32139-11 ф. А, В, С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 кл.т. 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) рег. № 35956-12, ф. А, В, С |
СЭТ- 4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | |
Продолжение таблицы 2
Примечания
-
1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
-
2 Допускается замена УСПД и УССВ на однотипные утвержденного типа.
-
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы интервала основной относительной погрешности измерений, (±5), %, при доверительной вероятности Р=0,95 |
Границы интервала относительной погрешности измерений, (±5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95 |
|
4.17-4.82; 4.105-4.134 |
Активная Реактивная |
1,1 2,3 |
4,9 2,8 |
|
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с. | |||
|
Примечания
месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 4.17-4.82; 4.105-4.134 от + 15 до + 30 °C. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
96 |
|
Нормальные условия: параметры сети:
|
от 99 до101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети:
|
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 0,8, емк. от -45 до +40 от - 40 до +60 от - 20 до +60 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
Счетчики: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
УСПД | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
55000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Сервер: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации | |
|
Счетчики: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
|
сут, не менее |
45 |
|
ИВКЭ: | |
|
- результаты измерений, состояние объектов и средств | |
|
измерений, сут, не менее |
45 |
|
ИВК: | |
|
- результаты измерений, состояние объектов и средств | |
|
измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
В журнале событий УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- выводы измерительных трансформаторов тока;
- счётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типананосится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измеренийВ комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
288 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
24 |
|
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
СЭТ- 4ТМ.03М |
96 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
TK16L |
1 |
|
Информационно-вычислительный комплекс |
АИИС КУЭ ЕНЭС |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
ФЭМ-21-03.ФО |
1 |
приведены в документе «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Районная», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц по аттестации методик измерений RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭГОСТ 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.
ПравообладательПубличное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Телефон: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
ИзготовительПубличное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Телефон: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
ИНН 7722844084
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, помещ. I, ком. 6, 7 Телефон: +7 (495) 410-28-81
E-mail: info@sepenergo.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312429 от 30.01.2018
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «23» июня 2022 г. № 1536
Лист № 1
Всего листов 3
Регистрационный № 85963-22
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС-50
Назначение средства измеренийРезервуары горизонтальные стальные цилиндрические РГС-50 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема, а также приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов.
Описание средства измеренийПринцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтью и нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего объему согласно градуировочным таблицам резервуаров.
Резервуары представляют собой стальные горизонтальные конструкции
цилиндрической формы с плоскими днищами наземного исполнения.
Резервуары оборудованы дыхательным клапаном, люком замерным для эксплуатации и приемо-раздаточными патрубками для приема и отпуска нефти и нефтепродукта.
Заводские номера нанесены на днища резервуаров в виде цифрового обозначения аэрографическим способом.
Пломбирование резервуаров не предусмотрено.
Знак поверки наносится на свидетельства о поверке и градуировочные таблицы.
Резервуары зав.№№ 1, 2, 3, 4 расположены по адресу: Тугуро-Чумиканский муниципальный район Хабаровского края, в бухте Заржецкого Ульбанского залива, в 55 км от лицензионной площади «Кутынского» золоторудного месторождения и в 180 км на юго-восток от административного центра района - с. Чумикан.
Общий вид резервуаров представлен на рисунках 1-2.
Рисунок 1 - Общий вид резервуаров РГС-50
Рисунок 2 - Фото горловины и замерного люка резервуаров РГС-50
Метрологические и технические характеристики
Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Тип резервуаров |
РГС-50 |
|
Номинальная вместимость, м3 |
50 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости резервуаров, % |
±0,25 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
30 |
|
Условия эксплуатации:
|
от -40 до +40 от 84,0 до 106,7 |
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность средства измерений
Таблица 2 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Резервуары горизонтальные стальные цилиндрические |
РГС-50 |
4 шт. |
|
Паспорта на резервуары |
- |
4 экз. |
|
Градуировочные таблицы |
- |
4 экз. |
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 6 паспорта.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийГосударственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расхода жидкости. Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. №256.
ПравообладательОбщество с ограниченной ответственностью «Кутынская горно-геологическая компания» (ООО «Кутынская ГГК»)
ИНН: 2723124160
Адрес: 680021, Хабаровский край, г. Хабаровск, ул. Ленинградская, д. 46, помещ. VII (4-38)
Телефон: +7(4212) 915-014
ИзготовительОбщество с ограниченной ответственностью «Кутынская горно-геологическая компания» (ООО «Кутынская ГГК»)
ИНН: 2723124160
Адрес: 680021, Хабаровский край, г. Хабаровск, ул. Ленинградская, д. 46, помещ. VII (4-38)
Телефон: +7(4212) 915-014
Испытательный центрОбщество с ограниченной ответственностью фирма «Метролог» (ООО фирма «Метролог»)
Юридический адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул. 8 Марта, д.13, офис 33
Адрес местонахождения: 420043, РТ, г.Казань, ул. Вишневского, д. 26а, кабинет №19
Телефон: +7(843) 513-30-75
E-mail: metrolog-kazan@mail.ru
Уникальный номер записи об аккредитации в Реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312275
- номинальное время установления показаний указано при номинальном значении расхода 1,0 дм3/мин.;
По дополнительному заказу возможна поставка газоанализаторов модели Примаком-АМ отградуированных в единицах измерений массовой концентрации мг/м3 (пересчёт результатов измерений, выраженных в объёмных долях, млн-1, осуществляется автоматически для нормальных условий эксплуатации).