Приказ Росстандарта №1977 от 09.08.2022

№1977 от 09.08.2022
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 350664
ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (16)
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 1977 от 09.08.2022

2022 год
месяц August

7611 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

___ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

09 августа 2022 г.

1977

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.

/----------------------------------\

Заместитель Руководителя

Е.Р.Лазаренко

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

СВЕДЕНИЯ О СЕР ГИФИКА1F ЭП

Сертификат: 029D109B000BAE27A64C995ODB06Q203A9

Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович

Действителен: с 27.12.2021 до 27.12.2022

к________________________________

ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «9» августа 2022 г. № 1977 Сведения

об утвержденных типах средств измерений

№ п/ п

Наименование типа

Обозначение типа

Код

характера произ-

вод-

ства

Рег. Номер

Зав. номер(а) *

Изготовители

Правооблада

тель

Код иден-тифи-кации производства

Методика поверки

Интервал между поверками

Заявитель

Юридическое лицо, проводившее испытания

Дата утверждения акта

Резервуар стальной горизонтальный ци-линдриче-ский

РГС-10

86368-22

271

Общество с ограниченной ответственностью "Связь Энерго" (ООО "Связь Энерго"), г. Москва

ОС

ГОСТ

8.346-2000

5 лет

Акционерное

общество "Транснефть -

Урал" (АО "Транснефть -Урал"), г. Уфа

ООО "Метро-КонТ", г. Казань

03.09.2021

Газоанализаторы стационарные

86369-22

мод. GD-A80V зав. №51L0095801-1, мод. GD-A80V зав. №51L0095801-2, мод. GD-K88Ai зав.

№51L0095802, мод.

GD-A80 зав.

№51L0095801-3

Фирма Riken Keiki Co., Ltd,

Япония

Фирма Riken Keiki Co., Ltd., Япония

ОС

МП-

295/06

2021

1 год

Общество с ограниченной ответственностью со 100% иностранными инвестициями "ТАЙРИКУ МОСКВА ЛТД" (ООО "ТАЙРИКУ МОСКВА ЛТД"), г. Москва

ООО "ПРОММАШ ТЕСТ",

г. Москва

28.12.2021

Газоанализаторы стационарные

86370-22

мод. SD-1OX зав.

№ 51K0276401-

2RN, мод. SD-1GH зав. №

Фирма Riken Keiki Co., Ltd., Япония

ОС

МП-

296/06

2021

1 год

Общество с ограниченной ответственностью со 100%

ООО "ПРОММАШ ТЕСТ",

г. Москва

28.12.2021

51K0498701RN,

мод. SD-1GP зав. №

51E00507-4TM,

мод. SD-1EC зав. №

51K0294501-2RN, мод. SD-1RI зав. №

51K0342389-1RN

иностранными инвестициями "ТАЙРИКУ МОСКВА ЛТД" (ООО "ТАЙРИКУ МОСКВА

ЛТД"),

г. Москва

Резервуары стальные горизонтальные ци-линдриче-ские

РГС-60

86371-22

1, 2, 3, 4

Общество с ограниченной ответственностью "ТАИФ-

НК АЗС" (ООО "ТАИФ-НК АЗС"),

г. Казань

Общество с ограниченной ответственностью "ТАИФ-НК АЗС" (ООО "ТАИФ-НК АЗС"), г. Казань

ОС

ГОСТ

8.346-2000

5 лет

Общество с ограниченной ответственностью "ТАИФ-НК АЗС" (ООО "ТАИФ-НК АЗС"), г. Казань

ООО "Метро-КонТ", г. Казань

08.11.2021

Резервуар стальной горизонтальный ци-линдриче-ский

РГС-15

86372-22

Общество с ограниченной ответственностью "ТАИФ-

НК АЗС" (ООО "ТАИФ-НК АЗС"),

г. Казань

Общество с ограниченной ответственностью "ТАИФ-НК АЗС" (ООО "ТАИФ-НК АЗС"), г. Казань

ОС

ГОСТ

8.346-2000

5 лет

Общество с ограниченной ответственностью "ТАИФ-НК АЗС" (ООО "ТАИФ-НК АЗС"), г. Казань

ООО "Метро-КонТ", г. Казань

08.11.2021

Вольтам-перфазомет-ры

ПАРМА

ВАФ^®-

А(М2)

86373-22

РА1.007.006-01, № 00005; РА1.007.006, № 00006;

РА1.007.006-01, №

00007;

РА1.007.006-01, № 00008; РА1.007.006, № 00009;

РА1.007.006, №

00010;

РА1.007.006-01, № 00011; РА1.007.006, № 00012

Общество с ограниченной ответственностью "ПАР

МА" (ООО

"ПАРМА"), г. Санкт-Петербург

Общество с ограниченной ответственностью "ПАР

МА" (ООО "ПАРМА"),

г. Санкт-Петербург

ОС

РА1.007.00

6МП

2 года

Общество с ограниченной ответственностью "ПАРМА" (ООО "ПАРМА"), г. Санкт-Петербург

ООО"НИЦ "ЭНЕРГО", г. Москва

23.05.2022

Резервуар стальной вертикальный цилин-

РВС-

2000

86374-22

Общество с ограниченной ответственностью "Газ-

ОС

ГОСТ

8.570-2000

5 лет

Общество с ограниченной ответственностью "Газ-

ООО "Метро-

КонТ", г. Казань

06.06.2022

дрический

промнефть-Терминал" (ООО "Газпромнефть-

Терминал"),

г. Новосибирск

промнефть-Терминал" (ООО "Газпромнефть-Терминал"), г. Новосибирск

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические

РВС-

3000

86375-22

8, 14

Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Терминал" (ООО "Газпромнефть-Терминал"), г. Новосибирск

ОС

ГОСТ

8.570-2000

5 лет

ООО "Метро-КонТ", г. Казань

06.06.2022

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" КС "Славянская", КС "Дивенская", КС "Волховская", КС "Пикалёв-ская"

Обозна

чение

отсутствует

86376-22

13.001-2022

Инженернотехнический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург

ОС

МП-422-

RA.RU.310

556-2022

4 года

Западно

Сибирский филиал ФГУП "ВНИИФТРИ", г. Новосибирск

08.06.2022

10.

Трансформатор тока

TG 550

86377-22

2GJF2200000109

Hitachi Energy

Italy S.p.A,

Италия

Hitachi Energy

Italy S.p.A,

Италия

ОС

ГОСТ

8.217-2003

8 лет

Филиал общества с ограниченной ответ-

ООО "ПРОММАШ ТЕСТ",

22.06.2022

ственностью "Хитачи Энерджи" (Филиал ООО "Хитачи Энерджи"), г. Екатеринбург

г. Москва

11.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО "КМА-Энергосбыт" для энергоснабжения ПАО "МегаФон" (г. Тверь) и ООО "Линде Газ Ново-троицк"

Обозначение отсутствует

86378-22

001

Акционерное общество "КМА-Энергосбыт" (АО "КМА-Энергосбыт"), Курская область, г. Железногорск

ОС

МП 16

2022

4 года

Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир

ООО "АСЭ", г. Владимир

28.04.2022

12.

Трансформаторы напряжения

НКФ

220-58

86379-22

1032535, 1032540,

1032545

Акционерное общество холдинговая компания "Электрозавод" (АО "Электрозавод"), г. Москва (изготовлены в 1973 г.)

Акционерное общество холдинговая компания "Электрозавод" (АО "Электрозавод"), г. Москва

ОС

ГОСТ

8.216-2011

4года

Общество с ограниченной ответственностью "Межрегиональная Энергосбытовая Компания" (ООО "МЭК"), г. Санкт-Петербург

ООО"НИЦ "ЭНЕРГО", г. Москва

09.06.2022

13.

Трансформаторы напряжения

НКФ-

220-58

У1

86380-22

9091, 9112, 12554

Производственное объединение "За-

ОС

ГОСТ

8.216-2011

4года

Обществом с ограниченной ответственно-

ООО"НИЦ "ЭНЕРГО", г. Москва

05.05.2022

порожтранс-форматор" (ПО "Запо-рожтрансфор-матор"), Украина (изготовлены в 19811982 гг.)

порожтранс-форматор" (ПО "Запо-рожтрансфор-матор"), Украина

стью "Межрегиональная Энергосбытовая Компания" (ООО "МЭК"), г. Санкт-Петербург

14.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ОЛСАМ"

Обозначение отсутствует

86381-22

057

Закрытое акционерное общество "Ре-конЭнерго" (ЗАО "Ре-конЭнерго"), г. Воронеж

Общество с ограниченной ответсвенно-стью "ОЛ-САМ" (ООО "ОЛСАМ"), г. Воронеж

ОС

МП 0572022

4 года

Закрытое акционерное общество "Ре-конЭнерго" (ЗАО "Ре-конЭнерго"), г. Воронеж

ООО "Спец-энергопроект", г. Москва

04.07.2022

15.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-но-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Зеле-цино

Обозначение отсутствует

86382-22

367

Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва

ОС

МП 206.1

066-2022

4 года

Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕР

ГОАУДИТ-КОНТРОЛЬ"

(ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва

ФГБУ "ВНИИМС", г. Москва

30.06.2022

16.

Система ав-томатизиро-ванная ин-формацион-

но-

измерительная коммер-

Обозначение отсутствует

86383-22

376

Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетиче-

ОС

МП 206.1

061-2022

4 года

Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТ-

ФГБУ "ВНИИМС", г. Москва

23.06.2022

ческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ

Мокша

ской системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"),

г. Москва

ской системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"),

г. Москва

КОНТРОЛЬ"

(ООО "ИЦ ЭАК"),

г. Москва

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «9» августа 2022 г. № 1977

Лист № 1

Регистрационный № 86368-22 Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-10

Назначение средства измерений

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-10 (далее - резервуар) предназначен для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуара - стальной горизонтальный цилиндрический, номинальной вместимостью 10 м³.

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

Резервуар представляет собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с усеченно-коническими днищами.

Резервуар оборудован смотровой площадкой с лестницей и ограждениями

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.

Заводской номер резервуара нанесен типографским способом в паспорт резервуара и ударным способом на металлический шильдик резервуара (рисунок 1).

Резервуар РГС-10 с заводским номером 271 расположен по адресу: Челябинская область, Красноармейский район, с. Канашево, НПС «Канаши», Челябинское НУ АО «Транснефть - Урал».

Общий вид резервуара РГС-10, представлен на рисунке 2.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Приказ Росстандарта №1977 от 09.08.2022, https://oei-analitika.ru

ИЗГОТОВЛЕНО В РОССИИ

Масса, кг

Дата изготовления

Клеймо технического контроля

Исполнение по сейсмостойкости

Допустимая сейсмичность по шкале MSK-64, балл^,Ш иЖ

Порядковый №

Расчетное давление, МПА

Рабочее давление, МПА Пробное давление, МПА

Допустимая рабочая температура стенки, С, max min

71 Завод-изготовитель: ООО «Связь Энерго»

Резервуар tlD I

------¹

Рисунок 1 - Место нанесения заводского номера

Рисунок 2 - Общий вид резервуара РГС-10

Пломбирование резервуара РГС-10 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м³	10
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (объёмный метод), %	±0,25

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, ^оС	от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа	от 84,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее	30

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта резервуара типографским способом.

Комплектность средства измерений.

Таблица 3- Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический	РГС-10	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в паспорте на резервуар пункт 8.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта от 7 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».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Связь Энерго» (ООО «Связь Энерго») ИНН 7704774807

Адрес: 391430, Рязанская область, г. Сасово, ул. Пушкина, 21

Юридический адрес: 115184, г. Москва, ул. Пятницкая, 55/25, строение 4

Телефон/ факс: +7 (495) 127-01-95/ (499) 380-60-32

Web-сайт: sv-e.ru

E-mail: info@sv-e.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Связь Энерго» (ООО «Связь Энерго») ИНН 7704774807

Адрес: 391430, Рязанская область, г. Сасово, ул. Пушкина, 21

Юридический адрес: 115184, г. Москва, ул. Пятницкая, 55/25, строение 4

Телефон/ факс: +7 (495) 127-01-95/ (499) 380-60-32

Web-сайт: sv-e.ru

E-mail: info@sv-e.ru

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «МетроКонТ» (ООО «МетроКонТ») Адрес: 420132, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Адоратского, д. 39Б, офис 51 Телефон: +7 9372834420

Факс +7 (843) 515-00-21 E-mail: trifonovua@mail.ru

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

Лист № 1 Регистрационный № 86369-22 Всего листов 15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Газоанализаторы стационарные GD

Назначение средства измерений

Газоанализаторы стационарные GD (далее - газоанализаторы) предназначены для автоматического непрерывного измерения объемной доли кислорода, вредных газов и паров в воздушных средах, а также довзрывоопасных концентраций горючих газов и паров горючих жидкостей в смеси с воздухом во взрывоопасных зонах.

Описание средства измерений

Принцип действия газоанализаторов основан на применении термокаталитических, полупроводниковых и электрохимических датчиков.

Газоанализаторы стационарные GD выпускаются в следующих модификациях: GD-A80, GD-A80D, GD-A80V, GD-A80DV, GD-A80S, GD-A80DS, GD-A80N, GD-A80DN, GD-D58, GD-K88Ai и являются одноканальными приборами непрерывного действия.

Модификации газоанализаторов различаются конструктивным исполнением, по типу и спецификации интерфейса, что способствует выводу концентрации газа в виде аналогового или цифрового сигнала и применяемыми типами сенсоров. Существуют следующие типы сенсоров:

- термокаталитические сенсоры используют в модификациях GD-A80, GD-A80D и GD-D58 предназначенные для контроля содержания горючих газов;
- полупроводниковые сенсоры используют в модификациях GD-A80V, GD-A80DV, GD-A80S, GD-A80DS и GD-K88Ai, служащие для контроля содержания горючих и токсичных газов;
- электрохимические сенсоры используют в модификациях GD-K88Ai
- термокондуктометрические сенсоры используют в модификациях GD-A80N и GD-A80DN (которые применяются в сочетании с термокаталитическими и полупроводниковыми) для контроля содержания горючих и токсичных газов.

Отбор пробы анализируемого воздуха осуществляется за счет диффузионного механизма, либо с помощью подключаемого насоса RP-D58. Газоанализаторы модификаций GD-A80, GD-A80D, GD-A80V, GD-A80DV, GD-A80S, GD-A80DS, GD-A80N, GD-A80DN, GD-D58 не имеют внешней индикации и обеспечивают передачу измерительной информации на системный контроллер RM-5000 или RM-580 посредством аналогового сигнала. Газоанализатор модификации GD-K88Ai имеет цифровую индикацию на жидких кристаллах для непрерывной визуализации концентрации измеряемого компонента непосредственно на месте измерения. Кнопки управления расположены на передней панели корпусов газоанализаторов и используются для их настройки и обслуживания.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и (или) в паспорт газоанализатора, в соответствии с действующим законодательством. Газоанализаторы имеют заводские номера, обеспечивающие идентификацию каждого экземпляра, номер наносится на идентификационную табличку в виде буквенно-цифрового обозначения. Пломбирование газоанализаторов от несанкционированного доступа не предусмотрено.

Внешний вид газоанализаторов приведен на рисунках 1 - 4.

Рисунок 1 - Внешний вид газоанализаторов стационарных GD, модификации GD-A80 (GD-A80D)

Рисунок 2 - Внешний вид газоанализаторов стационарных GD, модификации

GD-A80V (GD-A80DV,

GD-A80S, GD-A80DS, GD-A80N, GD-A80DN)

Рисунок 3 - Внешний вид газоанализаторов стационарных GD, модификации GD-D58

'•о

GAS DETECTOR

„а GD-K88Ai

Рисунок 4 - Внешний вид газоанализаторов стационарных GD, модификация GD-K88Ai

Программное обеспечение

Газоанализаторы модификации GD-K88Ai имеют встроенное, метрологически значимое программное обеспечение (ПО), предназначенное для обработки измерительной информации. Данное ПО устанавливается в газоанализаторы на заводе-изготовителе во время производственного цикла, что исключает возможность несанкционированных настроек и вмешательства, приводящих к искажению результатов измерений.

Встроенное ПО обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- обработку измерительной информации;
- проведение настройки газоанализатора;
- формирование цифрового выходного сигнала.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения мод. GD-K88Ai

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	05753
Номер версии (идентификационный номер) ПО	Ver.0
Цифровой идентификатор ПО	8C23
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО	-
Примечание - Номер версии ПО должен быть не ниже указанного в таблице.

Влияние встроенного программного обеспечения газоанализаторов учтено при нормировании метрологических характеристик.

Газоанализаторы имеют защиту встроенного программного обеспечения от преднамеренных или непреднамеренных изменений. Уровень защиты - «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и технические характеристики газоанализаторов приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2 - Метрологические характеристики газоанализаторов модификаций GD-A80, GD-A80D, GD-D58 (термокаталитические сенсоры)

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений определяемого компонента	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Горючие газы (термокаталитические сенсоры)
Акрилонитрил	C3H3N	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 28000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Аммиак	NH3	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 15000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Ацетилен	С₂Н₂	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 15000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Ацетон	СзНбО	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 21500 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Ацетонитрил	CH3CN	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 30000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Бензол	СбНб	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Бутадиен	C4H6	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 11000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Бутан	П-С4Н10	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 15000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10

Продолжение таблицы 2

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений определяемого компонента	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Бутен	C4H8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 16000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Бутилацетат	C6H12O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 14000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Винилацетат	C4H6O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 26000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Водород	H2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 40000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Гексан	П-С7Н16	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Гексен	СбН12	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Гептан	П-С7Н16	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 11000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Дейтерий	D2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Декан	П-С10Н22	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 5600 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Диметиламин	C2H7N	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 28000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилдиэтаноламин	C4H9NO	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 5000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Диметиловый эфир	C2H6O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 30000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Диметилформамид	C3H7NO	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 9000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этилацетат	C4H8O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 19000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилацетат	СзНбО2	от 0 до 100% НКПР	±2% НКПР	10
Дициклопентадиен	C10H12	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 10000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Додекан	C12H26	от 0 до 100% НКПР	±2% НКПР	10
Изобутан	i-C4Hio	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 18000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Бутилацетат	C6H12O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 13000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изобутилен	i-C4H8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 18000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изобутиловый спирт	C4H10O	от 0 до 100% НКПР	±2% НКПР	10

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений определяемого компонента	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
		(от 0 до 17000 млн^-1)	(±20 млн^-1)
Изогексан	i-C6Hi4	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 11000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изооктан	i-C8Hl8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 8000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изопентан	i-C5Hl2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 13000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изопрен	C5H8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 10000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изопропанол	C3H8O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 20000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Ксилол	C8H10	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 10000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Кумол	C9H12	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 9000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метан	CH4	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 50000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилацетат	C3H6O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 31000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилметакрилат	C5H8O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 17000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метиловый спирт	СНзОН	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 55000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилтретбутиловый эфир	C5H12O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 16000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилформиат	C2H4O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 45000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилциклогексан	C7H14	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 11500 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилэтилкетон 2-бутанон	C4H8O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 18000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Муравьиная кислота	CH2O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 72000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Нонан	C9H20	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 7000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Оксид углерода	CO	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12500 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Октан	C8H18	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 8000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Пентан	П-С5Н12	от 0 до 100% НКПР	±2% НКПР	10

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений определяемого компонента	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
		(от 0 до 15000 млн^-1)	(±20 млн^-1)
Пропан	СзН8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 20000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Пропанол	C3H8O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 21000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Пропилен	СзНб	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 20000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Оксид пропилена	СзНбО	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 28000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Пропионитрил	C3H5N	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 31000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Пропионовый альдегид	СзНбО	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 23000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Стирол	С8Н8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 11000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Тетрагидрофуран	С4Н8О	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 20000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Толуол	С7Н8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Триэтиламин	C6H15N	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Уксусная кислота	С2Н4О2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 13000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Уксусный альдегид	С2Н4О	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 13000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Ундекан	С11Н24	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 2000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Фенол	СН-ОН	от 0 до 100% НКПР	±2% НКПР	10
Формальдегид	НСНО	от 0 до 25% НКПР (от 0 до 17500 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Фурфуриловый спирт	С5Н4О2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 200 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Циклогексан	СбН12	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 13000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Циклогексанол	С НО	от 0 до 25% НКПР (от 0 до 3000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Циклогексанон	СбНюО	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 11000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Циклогексен	СбНю	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений определяемого компонента	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Циклопентан	C5H10	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 14000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этан	C2H6	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 30000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этаноламин	C2H7NO	от 0 до 100% НКПР	±2% НКПР	10
Этилацетат (EtAc)	C4H8O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 21000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этилбензол	C8H10	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 10000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этилен	C2H4	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 27000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Оксид этилена	C2H4O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 30000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Диэтиловый эфир	C4H10O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 17000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этиловый спирт	C2H5OH	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 33000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этилтретбутиловый эфир	СбНмО	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этилциклогексан	C8H16	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 9000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10

Таблица 3 - Метрологические характеристики газоанализаторов модификаций GD-A80V,

GD-A80DV, GD-A80S, GD-A80DS, GD-A80N, GD-A80DN, GD-K88Ai (полупроводниковые сенсоры)

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений определяемого компонента	Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Горючие газы
Акрилонитрил	C3H3N	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Аммиак	NH3	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Ацетилен	C2H2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Ацетон	СзНбО	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Ацетонитрил	C2H3N	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Бензол	СбНб	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Бутадиен	C4H6	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Бутан	П-С4Н10	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Бутилацетат	C6H12O2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Бутилен	C4H8	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Водород	H2	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Винилацетат	C4H6O2	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Гексан	n-C6Hi4	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Гексен	C6H12	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Гептан	n-C7Hi6	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дейтерий	D2	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Декан	C10H22	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Диметиламин	C2H7N	от 0 до 500 млн^-1	± 20	30
Диметилацетамид	C4H9NO	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Диметиловый эфир	C2H6O	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Диметилформамид	C3H7NO	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Этилацетат	C4H3O2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дициклопентадиен	C10H12	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Дихлорметан	CH2CL2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дихлорэтан	C2H4C12	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Додекан	C12H26	от 0 до 300 млн^-1	± 20	30
Изобутан	i-C4Hio	от 0 до 18000 млн^-1	± 20	30
Изобутилен	i-C4H₈	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Изобутиловый спирт	C4H10O	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Изопентан	i-C5Hl2	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Изопрен	C5H₈	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Изопропиловый спирт	CHsO	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Ксилол	C₈H10	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений определяемого компонента	Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Кумол	C9H12	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Метан	CH4	от 0 до 50000 млн^-1	± 20	30
Метилацетат	СзНбО2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Метиловый спирт	СНзОН	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Метилметакрилат	C5H8O2	от 0 до 3000 млн^-1	± 20	30
Метилформиат	C2H4O2	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Муравьиная кислота	CH2O2	от 0 до 72000 млн^-1	± 20	30
Муравьиная кислота	CH2O2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Хлорметан	CH3C1	от 0 до 3000 млн^-1	± 20	30
Метилциклогексан	C7H14	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Метилэтилкетон	C4H8O	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Нонан	C9H20	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Оксид углерода	СО	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Октан	C8H18	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Пентан	П-С5Н12	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Пропан	C3H8	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Пропилен	СзНб	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Оксид пропилена	СзНбО	от 0 до 20000 млн^-1	± 20	30
Стирол	C8H8	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Тетрагидрофуран	C4H8O	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Толуол	C7H8	от 0 до 3000 млн^-1	± 20	30
Уксусная кислота	C2H4O2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Уксусный альдегид	C2H4O	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Ундекан	C11H24	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Фенол	C6H5OH	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Формальдегид	HCHO	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Фурфуриловый спирт	C5H4O2	(от 0 до 200 млн^-1)	± 20	30
Циклогексан	СбН12	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Циклогексанол	CHO	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Циклогексанон	C6H10O	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Циклогексен	C6H10	от 0 до 3000 млн^-1	± 20	30
Циклопентан	C5H10	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Этан	C2H6	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Этаноламин	C2H7NO	от 0 до 200 млн^-1	± 20	30
Этилацетат	C4H8O2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Этилбензол	C8H10	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Этилен	C2H4	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Оксид этилена	C2H4O	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Этиловый спирт	C2H5OH	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений определяемого компонента	Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Диэтиловый эфир	C4H10O	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Этилциклогексан	C8H16	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Токсичные газы
Аллилхлорид	C3H5CI	от 0 до 500 млн^-1	± 20	30
Гексафторбутадиен	C4F6	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Гексафторпропилен	C3F6	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дибромометан	СН2ВГ2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Диоксид серы	SO2	от 0 до 500 млн^-1	± 20	30
Диэтилбензол	C10H14	от 0 до 200 млн^-1	± 20	30
Карбонилсульфид	COS	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Октафторциклопентен	C5F8	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Сероводород	H2S	от 0 до 100 млн^-1	± 20	30
Сероуглерод	CS2	от 0 до 500 млн^-1	± 20	30
Тетрагидротиофен	C4H8S	от 0 до 100 млн^-1	± 20	30
Тетрафторэтилен	C2F4	от 0 до 3000 млн^-1	± 20	30
Тетрахлорэтилен	C2C14	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Третбутилмеркаптан (TBM)	C4H409S	от 0 до 50 млн^-1	± 20	30
2-Метил-2-пропанол	C4H10O	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Триметиламин	Cd LN	от 0 до 500 млн^-1	± 20	30
Триметилбензол	C9H12	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Трихлорэтилен	C2HCI3	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Четыреххлористый углерод	CC14	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Трихлорфторметан R- 11	CFCL3	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дихлордифторметан R- 12	CF2CI2	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Дихлорфторметан R-21	CHFCI2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Хлордифторметан R-22	CHF2CI	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дифторметан R-32	CH2F2	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Тетрахлордифторэтан R-112	C2F2CI4	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений определяемого компонента	Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Трихлортрифторэтан R-113	C2F3CI3	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Тетрафторэтан R-134a	C2HF4	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дихлор-1-фторэтан R- 142b	C2H3F2CI	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дифторэтан R- 152A	C2H4F2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Хлорбензол	СбН₅С1	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Хлорбутан	C4H9C1	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Хлороформ	CHC13	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Циклопентен	C5H8	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Эпихлоргидрин	СзН₅ОС1	от 0 до 3000 млн^-1	± 20	30
Диметилсульфид	C2H6S	от 0 до 100 млн^-1	± 20	30
Этиленгликоль	C2H6O2	от 0 до 100 млн^-1	± 20	20
Примечание: ¹⁾ - Приведенная погрешность нормирована к верхнему значению диапазона измерений

Таблица 4 - Метрологические характеристики газоанализаторов модификаций GD-K88Ai

(электрохимические сенсоры)

Определяемый компонент	Диапазон измерений определяемого компонента	Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности, %	Пределы допускаемого времени установления показаний ^Т0Ж ^с
Азотная кислота HNO3	от 0 до 20 млн^-1	±20	30
Аммиак NH3	от 0 до 75 млн^-1	±20	30
Арсин AsH3	от 0 до 0,2 млн^-1	±20	30
Ацетилен C2H2	от 0 до 5000 млн^-1	±20	30
Бром ВГ2	от 0 до 1 млн^-1	±20	30
Винилхлорид C2H3CI	от 0 до 1000 млн^-1	±20	30
Гексафторбутадиен C4F6	от 0 до 5000 млн^-1	±20	30
Гексен СбН12	от 0 до 1000 млн^-1	±20	30
Гидразин N2H4	от 0 до 5 млн^-1	±20	30
Диметиламин C2H7N	от 0,9 до 15 млн^-1	±20	30
Диметилформамид C3H7NO	от 0 до 50 млн^-1	±20	30
Диоксид серы SO2	от 0 до 6 млн^-1	±20	30
Дифторметан (R-32) CH2F2	от 0 до 10000 млн^-1	±20	30
Дифторэтан (R-152а) C2H4F2	от 0 до 5000 млн^-1	±20	30
Дихлорэтан C2H4CI2	от 0 до 500 млн^-1	±20	30

Определяемый компонент	Диапазон измерений определяемого компонента	Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Диэтиламин C4H11N	от 0,2 до 15 млн^-1	±20	30
Карбонилсульфид COS	от 0 до 5000 млн^-1	±20	30
Метанол CH3OH	от 0 до 5000 млн^-1	±20	30
Муравьиная кислота HCOOH	от 0 до 15 млн^-1	±20	30
н-Октан C8H18	от 0 до 3000 млн^-1	±20	30
Озон Оз	от 0 до 0,6 млн^-1	±20	30
Оксид азота NO	от 0 до 100 млн^-1	±20	30
Оксид диазота N2O	от 0 до 500 млн^-1	±20	30
Диоксид серы SO2	от 0 до 6 млн^-1	±20	30
Оксид углерода CO	от 0 до 300 млн^-1	±20	30
Оксихлорид фосфора РОС1з (по НС1)	от 0 до 1,5 млн^-1	±20	30
Октафторциклопентен C5F8	от 0 до 15 млн^-1	±20	30
Пропан C3H8	от 0 до 5000 млн^-1	±20	30
Пропанол C3H7OH	от 0 до 2000 млн^-1	±20	30
Пропилен СзНб	от 0 до 5000 млн^-1	±20	30
Сероводород H2S	от 0 до 30 млн^-1	±20	30
Силан SiH4	от 0 до 15 млн^-1	±20	30
Синильная кислота HCN	от 0 до 30 млн^-1	±20	30
Тетрафторэтан C2H2F4 (R-134a)	от 0 до 5000 млн^-1	±20	30
Тетрафторэтилен C2F4	от 0 до 5000 млн^-1	±20	30
Толуол C7H8	от 0 до 100% НКПР	±20	30
Трифторид азота NF3	от 0 до 30 млн^-1	±20	30
Трихлорэтилен C2HCI3	от 0 до 3000 млн^-1	±20	30
Уксусная кислота C2H4O2	от 0 до 30 млн^-1	±20	30
Уксусный альдегид СHзСHO	от 0 до 100 млн^-1	±20	30
Фосфин PH3	от 0 до 1 млн^-1	±20	30
Фтор F2	от 0 до 3 млн^-1	±20	30
Фтористый водород HF	от 0 до 9 млн^-1	±20	30
Хлор CI2	от 0 до 1,5 млн^-1	±20	30
Хлористый водород HCl	от 0 до 15 млн^-1	±20	30
Оксид этилена C2H4O	от 0 до 50 млн^-1	±20	30
Примечание: ¹⁾ - Приведенная погрешность нормирована к верхнему значению диапазона измерений ²⁾ - Формула для пересчёта: О=РС1э+3Н2О^О-Р(ОН)э+3НС1. 1 млн^-1 POCI3 = 3 млн^-1 HCl.

Таблица 5 - Дополнительные метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, в долях от допускаемой основной погрешности:

- при изменении температуры окружающей среды в диапазонах: от 0 до +15 ^о С включ. и св. +25 до +40 ^о С, на каждые 10 ^о С

± 0,5

Пределы допускаемой вариации показаний, в долях от пределов допускаемой основной погрешности

± 0,5

Таблица 6 - Основные технические характеристики газоанализаторов

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры (высота^хширина^хдлина), мм, не более для модификаций GD-A80, GD-A80D, GD-A80V, GD-A80DV, GD-A80S, GD-A80DS, GD-A80N, GD-A80DN;	78^х154^х105
для модификации GD-D58;	197x286x140
для модификации GD-K88Ai	100x241x48
Масса, кг, не более для модификаций GD-A80, GD-A80D, GD-A80V, GD-A80DV, GD-A80S, GD-A80DS, GD-A80N, GD-A80DN, GD-K88Ai;	1,0
для модификации GD-D58;	5,8
Токовый выходной сигнал, мА
для модификаций GD-D58, GD-K88Ai	от 4 до 20
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °C для модификаций GD-A80, GD-A80D, GD-A80V, GD-A80DV, GD-A80S, GD-A80DS, GD-A80N, GD-A80DN;	от -60 до +53
для модификаций GD-D58, GD-K88Ai	от -20 до +53
- относительная влажность окружающего воздуха (без конденсации), %	от 5 до 95
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 120
Напряжение питания, В, не более
для модификаций GD-D58, GD-K88Ai	24
для модификаций GD-A80, GD-A80D, GD-A80N, GD-A80DN	3
для модификаций GD-A80V, GD-A80DV	6,5
для модификаций GD-A80S, GD-A80DS	3,3
Маркировка взрывозащиты для модификаций GD-A80, GD-A80D, GD-A80V, GD-A80DV, GD-A80S, GD-A80DS, GD-A80N, GD-A80DN;	1Ex d IIC T4 Gb
для модификации GD-D58;	1Ex d IIB+H2 T4 Gb
для модификации GD-K88Ai	OEx ia IIC T4 Ga X
Степень защиты по ГОСТ 14254-2015	IP65
Время прогрева, с, не более	30
Средняя наработка на отказ, ч	356 036
Срок службы, лет	15

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации

Комплектность средства измерений

Комплектность средства измерений представлена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Газоанализаторы стационарные GD	-	1 шт.
Упаковка	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации	-	1 экз.
Контроллер*	RM-5000, RM-580	1 шт.
Примечание - * только для модификаций GD-A80, GD-A80D, GD-A80V, GD-A80DV, GD-A80S, GD-A80DS, GD-A80N, GD-A80DN, GD-D58.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в руководстве по эксплуатации, раздел «Описание принципа измерения»

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к газоанализаторам стационарным GD

ГОСТ Р 52350.29.1-2010 Газоанализаторы и газоанализаторы горючих газов и паров электрические. Часть 1. Общие требования и методы испытаний»

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

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

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

Техническая документация фирмы Riken Keiki Co., Ltd, Япония.

Изготовитель

Фирма Riken Keiki Co., Ltd, Япония

Адрес: 2-7-6 Azusawa Itabashi-Ku, Tokyo 174-8744 Japan

Тел.: 81-3-3966-1113

Факс: 81-3-3558-9110

Web-сайт: http://www.rikenkeiki.co.jp

E-mail: intdept@rikenkeiki.co.jp

Правообладатель

Фирма Riken Keiki Co., Ltd, Япония

Адрес: 2-7-6 Azusawa Itabashi-Ku, Tokyo 174-8744 Japan

Тел.: 81-3-3966-1113

Факс: 81-3-3558-9110

Web-сайт: http://www.rikenkeiki.co.jp

E-mail: intdept@rikenkeiki.co.jp

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОММАШ ТЕСТ»

(ООО «ПРОММАШ ТЕСТ»)

Адрес: 119415, г. Москва, пр-т Вернадского, д. 41, стр. 1, пом. I, комн. 28 Телефон: +7 (495) 481-33-80

E-mail: info@prommashtest.ru

Уникальный номер в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312126.

Лист № 1 Регистрационный № 86370-22 Всего листов 15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Газоанализаторы стационарные SD

Назначение средства измерений

Газоанализаторы стационарные SD (далее - газоанализаторы) предназначены для автоматического непрерывного измерения объемной доли кислорода и вредных газов и паров в воздушных средах, а также довзрывоопасных концентраций горючих газов и паров горючих жидкостей в смеси с воздухом во взрывоопасных зонах.

Описание средства измерений

Принцип действия газоанализаторов основан на применении термокаталитических, полупроводниковых, гальванических, оптических, (инфракрасных) и электрохимических датчиков.

Газоанализаторы стационарные SD выпускаются в следующих модификациях: SD-1OX, SD-1EC, SD-1GH, SD-1GP, SD-1NC, SD-1RI, SD-D58 и являются многоканальными приборами непрерывного действия.

- термокаталитические сенсоры используют в модификациях SD-1GP, SD-1NC, SD-D58, предназначенные для контроля содержания горючих газов;
- полупроводниковые сенсоры используют в модификации SD-1GH служащие для контроля содержания горючих и токсичных газов;
- электрохимические сенсоры используют в модификациях SD-1EC, предназначенные для контроля сероводорода и оксида углерода в воздухе рабочей зоны;
- гальванические сенсоры используют в модификациях SD-1OX, используемые для контроля содержания кислорода;
- оптические (инфракрасные) сенсоры используют в модификациях SD-1RI, предназначенные для измерения горючих и токсичных газов.

Отбор пробы анализируемого воздуха осуществляется за счет диффузионного механизма, либо с помощью подключаемого насоса RP-D58.

Все модификации газоанализаторов имеют цифровую индикацию на жидких кристаллах для непрерывной визуализации концентрации измеряемого компонента непосредственно на месте измерения. Кнопки управления расположены на передней панели корпусов газоанализаторов и используются для их настройки и обслуживания. Газоанализаторы могут использоваться отдельно, либо вместе со вторничными приборами системы RM-5000.

Газоанализаторы имеют заводские номера, обеспечивающие идентификацию каждого экземпляра, номер наносится на идентификационную табличку в виде буквенно-цифрового обозначения методом гравировки. Защита от несанкционированного изменения настроек обеспечивается с помощью управления магнитным ключом. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и (или) в паспорт газоанализатора в соответствии с действующим законодательством.

Внешний вид газоанализаторов приведен на рисунках 1 - 6. Опломбирование корпуса газоанализатора от несанкционированного доступа не предусмотрено.

Рисунок 1 - Внешний вид газоанализаторов стационарных SD, модификации SD-1GP, SD-1NC

Рисунок 2 - Внешний вид газоанализаторов стационарных SD, модификация SD-1RI

Рисунок 3 - Внешний вид газоанализаторов стационарных SD, модификация SD-1EC

Рисунок 4 - Внешний вид газоанализаторов стационарных SD, модификация SD-1GH

Рисунок 5 - Внешний вид газоанализаторов стационарных SD, модификация SD-1OX

Рисунок 6 - Внешний вид газоанализаторов стационарных SD, модификация SD-D58

Программное обеспечение

Газоанализаторы имеют встроенное, метрологически значимое программное обеспечение (ПО), предназначенное для обработки измерительной информации. Данное ПО устанавливается в газоанализаторы на заводе-изготовителе во время производственного цикла, что исключает возможность несанкционированных настроек и вмешательства, приводящих к искажению результатов измерений.

Встроенное ПО обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- обработку измерительной информации;

- проведение настройки газоанализатора;

- формирование цифрового выходного сигнала.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационные данные (признаки)	SD-1GP	SD-1NC	SD-1EC	SD-1GH	SD-1RI	SD-1OX	SD-D58
Идентификационное наименование ПО	04185	03712	05359	05107	05183	05345	05080/05090
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00
Цифровой идентификатор ПО	D790	1B1C	9836	140B	75CC	1509	B836/0E41
Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО	-

Примечание - Номер версии ПО должен быть не ниже указанного в таблице.

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и технические характеристики газоанализаторов приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2 - Метрологические характеристики газоанализаторов модификаций SD-1GP, SD-1NC, SD-D58 (термокаталитические сенсоры)

Определяемый компонент

Формула

Диапазон измерений

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности

Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с

Горючие газы (термокаталитические сенсоры)

Акрилонитрил

C3H3N

от 0 до 100% НКПР (от 0 до 28000 млн^-1)

±2% НКПР

(±20 млн^-1)

Продолжение таблицы 2

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Аммиак	NH3	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 15000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Ацетилен	C2H2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 15000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Ацетон	СзНбО	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 21500 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Ацетонитрил	CH3CN	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 30000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Бензол	СбНб	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Бутадиен	C4H6	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 11000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Бутан	П-С4Н10	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 15000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Бутен	C4H8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 16000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Бутилацетат	C6H12O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 14000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Винилацетат	C4H6O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 26000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Водород	H2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 40000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Гексан	n-C7Hi6	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Гексен	C6H12	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Гептан	n-C7Hi6	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 11000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Дейтерий	D2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Декан	n-CloH22	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 5600 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Диметиламин	C2H7N	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 28000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилдиэтаноламин	C4H9NO	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 5000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Диметиловый эфир	C2H6O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 30000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Диметилформамид	C3H7NO	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 9000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10

Продолжение таблицы 2

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Этилацетат	C4H8O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 19000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилацетат	СзНбО2	от 0 до 100% НКПР	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Дициклопентадиен	C10H12	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 10000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Додекан	C12H26	от 0 до 100% НКПР	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изобутан	i-C4Hio	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 18000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Бутилацетат	C6H12O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 13000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изобутилен	i-C4H8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 18000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изобутиловый спирт	C4H10O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 17000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изогексан	i-C6Hi4	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 11000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изооктан	i-C8Hl8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 8000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изопентан	i-C5Hl2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 13000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изопрен	C5H8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 10000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Изопропанол	C3H8O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 20000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Ксилол	C8H10	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 10000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Кумол	C9H12	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 9000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метан	CH4	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 50000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилацетат	C3H6O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 31000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилметакрилат	C5H8O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 17000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метиловый спирт	CH3OH	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 55000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилтретбутиловый эфир	C5H12O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 16000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилформиат	C2H4O2	от 0 до 100% НКПР	±2% НКПР	10

Продолжение таблицы 2

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
		(от 0 до 45000 млн^-1)	(±20 млн^-1)
Метилциклогексан	C7H14	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 11500 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Метилэтилкетон (2-бутанон)	C4H8O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 18000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Муравьиная кислота	СН2О2	от 0 до 40% НКПР (от 0 до 72000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Нонан	С9Н20	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 7000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Оксид углерода	CO	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12500 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Октан	C8H18	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 8000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Пентан	П-С5Н12	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 15000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Пропан	C3H8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 20000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Пропанол	C3H8O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 21000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Пропилен	СзНб	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 20000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Оксид пропилена	СзНбО	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 28000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Пропионитрил	C3H5N	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 31000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Пропионовый альдегид	СзНбО	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 23000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Стирол	С8Н8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 11000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Тетрагидрофуран	С4Н8О	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 20000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Толуол	С7Н8	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Триэтиламин	C6H15N	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Уксусная кислота	С2Н4О2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 13000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Уксусный альдегид	С2Н4О	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 13000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Ундекан	С11Н24	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 2000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10

Продолжение таблицы 2

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Фенол	C6H5OH	от 0 до 100% НКПР	±2% НКПР	10
Формальдегид	HCHO	от 0 до 25% НКПР (от 0 до 17500 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Фурфуриловый спирт	C5H4O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 200 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Циклогексан	СбН12	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 13000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Циклогексанол	CHO	от 0 до 25% НКПР (от 0 до 3000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Циклогексанон	СбНюО	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 11000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Циклогексен	СбНю	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Циклопентан	C5H10	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 14000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этан	C2H6	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 30000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этаноламин	C2H7NO	от 0 до 100% НКПР	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этилацетат (EtAc)	C4H8O2	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 21000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этилбензол	C8H10	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 10000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этилен	C2H4	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 27000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Оксид этилена	C2H4O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 30000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Диэтиловый эфир	C4H10O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 17000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этиловый спирт	C2H5OH	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 33000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этилтретбутиловый эфир	C6H14O	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 12000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10
Этилциклогексан	C8H16	от 0 до 100% НКПР (от 0 до 9000 млн^-1)	±2% НКПР (±20 млн^-1)	10

Таблица 3 - Метрологические характеристики газоанализаторов модификаций SD-1EC (электрохимические сенсоры)

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Сероводород	H2S	от 0 до 300 млн^-1	± 20	20
Оксид углерода	CO	от 0 до 300 млн^-1	± 20	20
Примечание: ¹⁾ - Приведенная погрешность нормирована к верхнему значению диапазона измерений

Таблица 4 - Метрологические характеристики газоанализаторов модификаций SD-1OX (гальванические сенсоры)

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерений	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Кислород	О2	от 0 до 25 %	± 0,7 %	15

Таблица 5 - Метрологические характеристики газоанализаторов модификаций SD-1RI (оптические (инфракрасные) сенсоры)

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерения	Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Токсичные тазы
Ацетон	СзНбО	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Бензол	СбНб	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Бутадиен	C4H6	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Бутен	C4H8	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Гексен	СбН12	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Изобутан	i-C4Hi0	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Изопентан	i-C₅H12	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Изопропиловый спирт	CJLO	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Ксилол	C8H10	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Метан	CH4	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Метиловый спирт	CH₃OH	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Метилэтилкетон (МЕК) 2-бутанон	C4H8O	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
н-бутан	n-C4H10	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
н-бутилацетат	C6H12O2	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
н-гексан	n-C6H14	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
н-гептан	n-C7H16	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Пропан	C3H8	от 0 до 100% НКПР	± 20	20

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерения	Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Пропилен	СзНб	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Оксид пропилена	СзНбО	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Тетрагидрофуран	C4H8O	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Толуол	C7H8	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Уксусная кислота	C2H4O2	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Циклопентан	C5H10	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Этан	C2H6	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Этилацетат	C4H8O2	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Этилен	C2H4	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Этиловый спирт	C2H5OH	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Горючие газы
Диоксид углерода	CO2	от 0 до 10000 млн^-1	±20 млн^-1	20
Дихлорметан	CH2CL2	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Дихлорэтан	C2H4CL2	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Хлорметан	CH3CL	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Этиленгликоль	C2H6O2	от 0 до 100% НКПР	± 20	20
Примечание: ¹⁾ - Приведенная погрешность нормирована к верхнему значению диапазона измерений

Таблица 6 - Метрологические характеристики газоанализаторов модификации SD-1GH

(полупроводниковые сенсоры)

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерения	Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Горючие газы
Акрилонитрил	C3H3N	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Аммиак	NH3	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Ацетилен	C2H2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Ацетон	СзНбО	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Ацетонитрил	C2H3N	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Бензол	СбНб	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Бутадиен	C4H6	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Бутан	П-С4Н10	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Бутилацетат	C6H12O2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Бутилен	C4H8	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Водород	H2	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Винилацетат	C4H6O2	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Гексан	n-C6Hi4	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Гексен	C6H12	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Гептан	n-C7Hi6	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дейтерий	D2	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Декан	C10H22	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Диметиламин	C2H7N	от 0 до 500 млн^-1	± 20	30
Диметилацетамид	C4H9NO	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Диметиловый эфир	C2H6O	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Диметилформамид	C3H7NO	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Этилацетат	C4H8O2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дициклопентадиен	C10H12	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Дихлорметан	CH2CL2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дихлорэтан	C2H4CI2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Додекан	C12H26	от 0 до 300 млн^-1	± 20	30
Изобутан	i-C4Hio	от 0 до 18000 млн^-1	± 20	30
Изобутилен	i-C4H8	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Изобутиловый спирт	C4H10O	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Изопентан	i-C5Hl2	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Изопрен	C5H8	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Изопропиловый спирт	C3H8O	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Ксилол	C8H10	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Кумол	C9H12	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Метан	CH4	от 0 до 50000 млн^-1	± 20	30

Продолжение таблицы 6

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерения	Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Метилацетат	СзНбО2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Метиловый спирт	СНзОН	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Метилметакрилат	C5H8O2	от 0 до 3000 млн^-1	± 20	30
Метилформиат	C2H4O2	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Муравьиная кислота	CH2O2	от 0 до 72000 млн^-1	± 20	30
Муравьиная кислота	CH2O2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Хлорметан	CH3C1	от 0 до 3000 млн^-1	± 20	30
Метилциклогексан	C7H14	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Метилэтилкетон	C4H8O	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Нонан	C9H20	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Оксид углерода	СО	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Октан	C8H18	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Пентан	П-С5Н12	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Пропан	C3H8	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Пропилен	СзНб	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Оксид пропилена	СзНбО	от 0 до 20000 млн^-1	± 20	30
Стирол	C8H8	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Тетрагидрофуран	C4H8O	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Толуол	C7H8	от 0 до 3000 млн^-1	± 20	30
Уксусная кислота	C2H4O2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Уксусный альдегид	C2H4O	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Ундекан	C11H24	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Фенол	C6H5OH	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Формальдегид	HCHO	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Циклогексан	СбН12	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Циклогексанол	CHO	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Циклогексанон	C6H10O	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Циклогексен	C6H10	от 0 до 3000 млн^-1	± 20	30
Циклопентан	C5H10	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Этан	C2H6	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Этаноламин	C2H7NO	от 0 до 200 млн^-1	± 20	30
Этилацетат	C4H8O2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Этилбензол	C8H10	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Этилен	C2H4	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Оксид этилена	C2H4O	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Этиловый спирт	C2H5OH	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Диэтиловый эфир	C4H10O	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Этилциклогексан	C8H16	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Токсичные газы
Аллилхлорид	C3H5C1	от 0 до 500 млн^-1	± 20	30

Продолжение таблицы 6

Определяемый компонент	Формула	Диапазон измерения	Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности	Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с
Гексафторбутадиен	C4F6	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Гексафторпропилен	C3F6	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дибромометан	CH.Br	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Диоксид серы	SO2	от 0 до 500 млн^-1	± 20	30
Диэтилбензол	C10H14	от 0 до 200 млн^-1	± 20	30
Карбонилсульфид	COS	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Октафторциклопентен	CsF,	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Сероводород	H2S	от 0 до 100 млн^-1	± 20	30
Сероуглерод	CS2	от 0 до 500 млн^-1	± 20	30
Тетрагидротиофен	C4H8S	от 0 до 100 млн^-1	± 20	30
Тетрафторэтилен	C2F4	от 0 до 3000 млн^-1	± 20	30
Тетрахлорэтилен	C2C14	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Третбутилмеркаптан	C4H409S	от 0 до 50 млн^-1	± 20	30
2-Метил-2-пропанол	C4H10O	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Триметиламин	Cd LN	от 0 до 500 млн^-1	± 20	30
Триметилбензол	C9H12	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Трихлорэтилен	C2HCI3	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Четыреххлористый углерод	CCI4	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Трихлорфторметан R- 11	CFCL3	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дихлордифторметан R- 12	CF2CI2	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Дихлорфторметан R-21	CHFCI2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Хлордифторметан R-22	CHF2CI	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дифторметан R-32	CH2F2	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Тетрахлордифторэтан R-112	C2F2CI4	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Трихлортрифторэтан R-113	C2F3CI3	от 0 до 10000 млн^-1	± 20	30
Тетрафторэтан R-134a	C2HF4	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дихлор-1-фторэтан R- 142b	C2H3F2CI	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Дифторэтан R- 152A	C2H4F2	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Хлорбензол	C6H₅Cl	от 0 до 2000 млн^-1	± 20	30
Хлорбутан	C4H,Cl	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Хлороформ	CHCI3	от 0 до 5000 млн^-1	± 20	30
Циклопентен	C₅ft	от 0 до 1000 млн^-1	± 20	30
Эпихлоргидрин	C₃H₅OCl	от 0 до 3000 млн^-1	± 20	30
Диметилсульфид	C2H6S	от 0 до 100 млн^-1	± 20	30
Этиленгликоль	C2H6O2	от 0 до 100 млн^-1	± 20	20

Продолжение таблицы 6

Определяемый компонент

Формула

Диапазон измерения

Пределы допускаемой основной приведенной¹⁾погрешности

Пределы допускаемого времени установления показаний Т0,9Д, с

Примечание:

¹⁾ - Приведенная погрешность нормирована к верхнему значению диапазона измерений

Таблица 7 - Дополнительные метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений, в долях от допускаемой основной погрешности:

0,5

Пределы допускаемой вариации показаний, в долях от пределов допускаемой основной погрешности

0,5

Таблица 8 - Основные технические характеристики газоанализаторов

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры (высота^хширина^хдлина), мм, не более
для модификаций SD-1EC, SD-1OX,	148^х208^х88
для модификаций SD-1RI, SD-1GP, SD-1GH, SD-1NC	148x161x88
для модификации SD-D58	197x286x140
Масса, кг, не более
для модификаций SD-1EC, SD-1OX	2,5
для модификаций SD-1RI, SD-1GP, SD-1GH, SD-1NC	2,0
для модификации SD-D58	5,8
Токовый выходной сигнал, мА для модификаций SD-D58, SD-1EC, SD-1OX, SD-1GP, SD-1GH, SD-1NC, SD-1RI	от 4 до 20
Количество порогов срабатывания сигнализации	1
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °C для модификаций SD-1EC, SD-1OX, SD-1GP, SD-1GH, SD-1NC, SD-1RI;	от -60 до +53
для модификации SD-D58	от -20 до +53
- относительная влажность окружающего воздуха (без конденсации), %	от 5 до 95
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 120
Напряжение питания, В, не более для модификаций SD-D58, SD-1EC, SD-1OX, SD-1GP, SD-1GH, SD-1NC, SD-1RI;	24
для модификации SD-D58	110
Максимальная потребляемая мощность, Вт, не более для модификаций SD-D58, SD-1EC, SD-1OX, SD-1GP, SD-1GH, SD-1NC, SD-1RI	8,6
Маркировка взрывозащиты
для модификаций SD-1EC, SD-1OX, SD-1RI;	lEx d IIC T6 Gb X
для модификации SD-1GP, SD-1GH, SD-1NC;	lEx d IIC T5 Gb X
для модификации SD-D58	1Ex d IIB+H2 T4 Gb

Степень защиты по ГОСТ 14254-2015	IP65/IP67
Время прогрева, с, не более	30
Средняя наработка на отказ, ч	413 472
Срок службы, лет	15

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульный лист руководства по эксплуатации.

Комплектность средства измерений

Комплектность средства измерений представлена в таблице 9.

Таблица 9 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Газоанализаторы стационарные	SD	1 шт.
Упаковка	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в по эксплуатации, раздел «Описание принципа измерения»

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к газоанализаторам стационарным SD

ГОСТ Р 52350.29.1-2010 Газоанализаторы и газоанализаторы горючих газов и паров электрические. Часть 1. Общие требования и методы испытаний;

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

Техническая документация изготовителя Riken Keiki Co., Ltd, Япония.

Изготовитель

Фирма Riken Keiki Co., Ltd, Япония

Адрес: 2-7-6 Azusawa Itabashi-Ku, Tokyo 174-8744 Japan

Тел.: 81-3-3966-1113

Факс: 81-3-3558-9110

Web-сайт: http://www.rikenkeiki.co.jp

E-mail: intdept@rikenkeiki.co.jp

Правообладатель

Фирма Riken Keiki Co., Ltd, Япония

Адрес: 2-7-6 Azusawa Itabashi-Ku, Tokyo 174-8744 Japan

Тел.: 81-3-3966-1113

Факс: 81-3-3558-9110

Web-сайт: http://www.rikenkeiki.co.jp

E-mail: intdept@rikenkeiki.co.jp

Испытательный центр

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

Адрес: 119415, г. Москва, пр-т Вернадского, д. 41, стр. 1, пом. I, комн. 28 Телефон: +7 (495) 481-33-80

E-mail: info@prommashtest.ru

Уникальный номер в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312126.

Регистрационный № 86371-22

Лист № 1

Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-60

Назначение средства измерений

Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-60 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуаров - стальные горизонтальные цилиндрические, номинальной вместимостью 60 м³ подземного расположения.

Принцип действия резервуаров основан на заполнении их нефтепродуктом до определенного уровня, соответствующего заданному значению объема.

Резервуары представляют собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.

Заводские номера резервуаров нанесены на крышку люка резервуара.

Резервуары РГС-60 с заводскими номерами 1, 2, 3, 4, расположены по адресу: Российская Федерация, г. Ульяновск, Засвияжский район, ул. Сельдинское шоссе, д. 8, АЗС №323 ООО «ТАИФ-НК АЗС».

Общий вид резервуаров РГС-60 представлен на рисунках 1, 2, 3.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.



	Юг 1

Рисунок 1 - Общий вид резервуаров РГС-60

Пломбирование резервуаров РГС-60 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м³	60
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %	±0,25

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, ^оС	от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа	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 измерений.

Таблица 3- Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический	РГС-60	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

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

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ТАИФ-НК АЗС» (ООО «ТАИФ-НК АЗС»)

ИНН 1639028805

Адрес: 420111, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Астрономическая,

д. 5/19, кабинет 56

Телефон: +7 (843) 237-63-26

Web-сайт: taifazs.ru

E-mail: office@taif-azs.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ТАИФ-НК АЗС» (ООО «ТАИФ-НК АЗС»)

ИНН 1639028805

Адрес: 420111, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Астрономическая,

д. 5/19, кабинет 56

Телефон: +7 (843) 237-63-26

Web-сайт: taifazs.ru

E-mail: office@taif-azs.ru

Испытательный центр

Факс +7 (843) 515-00-21 E-mail: trifonovua@mail.ru

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

Лист № 1

Всего листов 3

Регистрационный № 86372-22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-15

Назначение средства измерений

Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический РГС-15 (далее - резервуар) предназначен для измерения объема нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуара - стальной горизонтальный цилиндрический, номинальной вместимостью 15 м³ подземного расположения.

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

Резервуар представляет собой горизонтально расположенный цилиндрический стальной сосуд с днищами.

Заполнение и выдача продукта осуществляется через приемно-раздаточные патрубки.

Заводской номер резервуара нанесен на крышку люка резервуара.

Резервуар РГС-15 с заводским номером 5 расположен по адресу: Российская Федерация, г. Ульяновск, Засвияжский район, ул. Сельдинское шоссе, д. 8, АЗС №323 ООО «ТАИФ-НК АЗС».

Общий вид резервуара РГС-15 представлен на рисунках 1, 2.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РГС-15

Пломбирование резервуара РГС-15 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м³	15
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %	±0,25

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, ^оС	от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа	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 измерений.

Таблица 3- Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной горизонтальный цилиндрический	РГС-15	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

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

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ТАИФ-НК АЗС» (ООО «ТАИФ-НК АЗС»)

ИНН 1639028805

Адрес: 420111, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Астрономическая, д. 5/19, кабинет 56

Телефон: +7 (843) 237-63-26

Web-сайт: taifazs.ru

E-mail: office@taif-azs.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ТАИФ-НК АЗС» (ООО «ТАИФ-НК АЗС»)

ИНН 1639028805

Адрес: 420111, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Астрономическая, д. 5/19, кабинет 56

Телефон: +7 (843) 237-63-26

Web-сайт: taifazs.ru

E-mail: office@taif-azs.ru

Испытательный центр

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

Лист № 1 Регистрационный № 86373-22 Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Вольтамперфазометры «ПАРМА ВАФ^®-А(М2)»

Назначение средства измерений

Вольтамперфазометры «ПАРМА ВАФ®-А(М2)» (далее - ВАФ) предназначены для:

- измерений среднеквадратического значения напряжения и силы переменного тока (в т.ч. первой гармоники);
- измерений напряжения и силы постоянного тока;
- измерений частоты силы и напряжения переменного тока;
- измерений и регистрации основных параметров качества электрической энергии (в однофазных двухпроводных и трехфазных четырехпроводных электрических сетях);
- измерений мощности и электрической энергии постоянного и переменного тока;
- проверки импеданса цепи;
- построения векторных диаграмм напряжения и силы переменного тока;
- проверки целостности электрических проводников и оценки активной составляющей сопротивления цепи;
- определения порядка чередования фаз;
- проверки полярности обмоток трансформатора.

Описание средства измерений

Принцип действия ВАФ основан на аналого-цифровом преобразовании входных сигналов посредством аналого-цифровых преобразователей (далее - АЦП), с последующей потоковой математической обработкой массива преобразованных данных микропроцессором. Полученные результаты отображаются на светодиодном OLED-дисплее (далее - OLED-дисплей) и, при необходимости, могут быть сохранены на карту памяти типа microSD. Для выбора отображаемых параметров, а также для управления режимами работы ВАФ используется восьмикнопочная пленочная клавиатура.

ВАФ имеют:

- четыре канала измерений напряжения переменного и постоянного тока, три из которых (A, B, C) имеют общий приборный ноль (N), четвертый канал (Х) с собственным приборным нулем (Nx) гальванически изолирован от каналов A, B, C;
- четыре канала измерений силы переменного и постоянного тока, которые позволяют подключать к ним измерительные датчики тока ДТИ в зависимости от диапазона измерений и рода тока.

Для измерений электрического сопротивления цепи используется источник эталонного напряжения и преобразователь напряжения в частоту, подключаемый к входу Ux через коммутационные реле.

Конструктивно ВАФ состоят из измерительного блока и датчиков тока: ДТИ-1, ДТИ-2, ДТИ-3, ДТИ-4, ДТИ-5, отличающихся диапазонами измерений и показаний силы переменного или постоянного тока.

Измерительный блок размещен в малогабаритном ударопрочном корпусе из АБС-пластика. На лицевой панели корпуса размещен OLED-дисплей и пленочная клавиатура. С верхней стороны корпуса расположены разъемы измерительных каналов для измерений напряжения и силы постоянного или переменного тока, к которым подключаются измерительные щупы, аксессуары и датчики тока, внешний вид которых приведен на рисунке 1. С нижней стороны корпуса находится разъем micro USB для зарядки элементов электропитания и слот для установки съемной карты памяти типа microSD.

Датчики тока могут изготавливаться различного цвета, корпус ВАФ изготавливается в черном цвете.

ВАФ обеспечивает передачу данных результатов измерений и конфигурирование режимов работы по беспроводному каналу стандарта Bluetooth.

Заводской номер ВАФ наносится на маркировочную наклейку любым технологическим способом в виде цифрового кода.

ВАФ имеют два исполнения, отличающихся встроенным программным обеспечением (далее - ПО) для обеспечения двух режимов функционирования: режим «ВАФ» и «ВАФ»/ «РАС». ВАФ не имеют модификаций.

Условное обозначение исполнений ВАФ:

- РА1.007.006 для режима «ВАФ»;
- РА1.007.006-01 для режима «ВАФ»/«РАС».

Описание режимов функционирования ВАФ:

- режим «ВАФ» для измерений, отображения и регистрации параметров установившихся режимов;
- режим «РАС» для регистрации осциллограмм аварийных событий в соответствии с заданными условиями пуска (функция «Регистратор») и осциллограмм значений установившихся режимов, усредненных за заданные промежутки времени (функция «Самописец») в формате COMTRADE 2013.

Общий вид ВАФ с указанием места ограничения доступа к местам настройки (регулировки), места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера, представлен на рисунках 1 и 2. Способ ограничения доступа к местам настройки (регулировки) - пломба в виде мастики.

Место нанесения

Измерительный блок

знака утверждения типа

Датчики тока ДТИ

ДТИ-1 ДТИ-2 ДТИ-3 ДТИ-4 ДТИ-5

Измерительные щупы и аксессуары

Рисунок 1 - Общий вид ВАФ с указанием места нанесения знака утверждения типа

Лист № 4

Всего листов 12

Место нанесения заводского номера

1 - Место ограничения доступа к местам настройки (регулировки).
2 - Место ограничения доступа к местам настройки (регулировки) с нанесением

оттиска знака поверки.

Рисунок 2 - Общий вид ВАФ с указанием места ограничения доступа к местам настройки (регулировки) и места нанесения заводского номера

Программное обеспечение

ПО ВАФ состоит из встроенного и внешнего ПО.

Встроенное ПО производит обработку информации, поступающей от аппаратной части ВАФ, формирует массивы данных и позволяет сохранять их на карту памяти microSD, отображает измеренные значения на OLED-дисплее или посредством передачи во внешнее ПО, а также формирует ответы на запросы, поступающие по интерфейсам связи.

Конструкция ВАФ исключает возможность несанкционированного влияния на встроенное ПО и измерительную информацию.

Внешнее ПО ВАФ предназначено для отображения результатов измерений.

Встроенное ПО ВАФ является метрологически значимым.

Метрологические характеристики ВАФ 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 метрологически значимого ПО ВАФ приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные встроенного ПО

Идентификационные данные	Значение
Идентификационное наименование ПО	режим «ВАФ»	режим «РАС»
Номер версии (идентификационный номер ПО), не ниже	v. 1.34	v. 1.40
Цифровой идентификатор ПО	-	-

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Диапазон измерений	Пределы допускаемой абсолютной (Д), относительной ¹⁾ (6), приведенной ²⁾ (у) погрешности измерений	Примечание
режимы «ВАФ» и «		РАС»
Напряжение постоянного тока (U)	от ±0,5 до ±650,0 В	6 = ±[0,2 + 0,04х х(ик/ии - 1)] % ^{3) 4)}	-
Сила постоянного тока (I): - при использовании ДТИ-5 - при использовании ДТИ-4	от ±0,007 до ±10,000 А от ±10 до ±1000 А	Y = ±0,1 % 6 = ±0,5 % Y = ±0,075 % 6 = ±1,5 %	при \|1и\| ³⁾ < 2 А при Ци\| < 50 А
Среднеквадратическое значение напряжения переменного тока в диапазоне частот от 40 до 65 Гц (U(RMS)) и основной гармоники (U(i))	от 0,5 до 650,0 В	6 = ±[0,2 + 0,04х х(ик/ии - 1)] %	-
Частота напряжения переменного тока (fU): - режим «ВАФ» - режим «РАС»	от 40 до 65 Гц от 45 до 55 Гц	Д = ±0,03 Гц Д = ±0,003 Гц Д = ±0,03 Гц	при ии < 5 В при ии > 5 В при ии > 10 В
Среднеквадратическое значение силы переменного тока в диапазоне частот от 40 до 65 Гц (I(RMS)), основной гармоники (I(i)): - при использовании ДТИ-1: - режим «ВАФ» - режим «РАС» - при использовании ДТИ-2 в режимах «ВАФ» и «РАС»	от 0,004 до 40,000 А от 0,04 до 40,00 А от 0,5 до 200,0 А от 200,001 до 500,000 А	Y = ±0,01 % 6 = ±1 % Y = ±1 % Y = ±1 % 6 = ±2 %	при 1и < 0,4 А

- при использовании ДТИ-3: - для диапазона 0,3 кА в режимах «ВАФ» и «РАС» - для диапазона 3,0 кА в режимах «ВАФ» и «РАС»	от 3,000 до 300,000 А от 40 до 1000 А	6 = ±[2,0 + 0,2х х(!к/!и - 1)] % ^{3) 4)} 6 = ±[2,0 + 0,2х х(1к/1и - 1)] % ^{3) 4)}	5) 5)
Частота силы переменного тока (fI):
- при использовании ДТИ-1: - режим «ВАФ»	от 40 до 65 Гц	Д = ±0,03 Гц Д = ±0,003 Гц	при 1и < 100 мА при 1и > 100 мА
- режим «РАС»	от 45 до 55 Гц	Д = ±0,03 Гц	при 1и > 100 мА
- при использовании ДТИ-2: - режим «ВАФ»	от 40 до 65 Гц	Д = ±0,03 Гц Д = ±0,003 Гц	при 1и < 1,5 А при 1и > 1,5 А
- режим «РАС»	от 45 до 55 Гц	Д = ±0,03 Гц	при 1и > 2,0 А
- при использовании ДТИ-3 для диапазона 0,3 кА:
- режим «ВАФ»	от 40 до 65 Гц	Д = ±0,003 Гц	при 1и > 3 А
- режим «РАС»	от 45 до 55 Гц	Д = ±0,03 Гц	при 1и > 5 А
- при использовании ДТИ-3 для диапазона 3,0 кА:
- режим «ВАФ»	от 40 до 65 Гц	Д = ±0,003 Гц	при 1и > 40 А
- режим «РАС»	от 45 до 55 Гц	Д = ±0,03 Гц	при 1и > 40 А
Среднеквадратическое значение напряжения переменного тока прямой (U1), обратной (U2) и нулевой (U0) последовательности:
- режим «ВАФ»	от 1,0 до 650,0 В	6 = ±1,5 %	-
- режим «РАС»	от 1,0 до 650,0 В	6 = ±2,0 %	-
Коэффициент несимметрии по нулевой последовательности напряжения (Лои) в режиме «ВАФ»	от 0 до 100 %	Д = ±1,5 %	-
Коэффициент несимметрии по обратной последовательности напряжения (Л2и) в режиме «ВАФ»	от 0 до 100 %	Д = ±1,5 %	-

Мощность постоянного тока (P):

- при использовании:

- ДТИ-5 в режимах «ВАФ» и «РАС»
- ДТИ-4 в режимах «ВАФ» и «РАС»

от 0,05 до 6,50 Вт от 6,501 до 6500,000 Вт от 0,05 до 30,00 кВт от 30,001 до 650,000 кВт

Д = ±0,05 Вт

6 = ±2,0 %

Y = ±0,5 %

6 = ±2,0 %

Активная (P), реактивная (Q) и полная (S) однофазная и трехфазная мощности, активная (P(1)), реактивная (Q(1)) и полная (S(1)) однофазная и трехфазная мощности основной гармоники:

- при использовании ДТИ-1:
- по одной фазе
- по трем фазам
- при использовании ДТИ-2:
- по одной фазе
- по трем фазам
- при использовании ДТИ-3:
- по одной фазе для диапазона 0,3 кА
- по трем фазам для диапазона 0,3 кА
- по одной фазе для диапазона 3,0 кА
- по трем фазам для диапазона 3,0 кА

от 0,5 до

26000,0 Вт/вар/ВА от 1,5 до

78000,0 Вт/вар/ВА

от 0,025 до 325,000 кВт/квар/кВА от 0,075 до 975,000 кВт/квар/кВА

6 = ±1,5 %

6 = ±2,5 %

P при

(0,5 > |cosф| > 1)

Q при

(0,5 > |Б1Пф| > 1)

P при (0,5 > |cosф| > 1)

Q при (0,5 > |Б1Пф| > 1)

от 0,015 до 195,000 кВт/квар/кВА

от 0,045 до 585,000 кВт/квар/кВА

от 0,200 до 650,000 кВт/квар/кВА от 0,60 до 1950,00 кВт/квар/кВА

6 = ±3,5 %

режим «ВАФ»

Фазовый угол сдвига напряжения основной частоты (фи(1))

от 0 до 360°

Д = ±2°

Д = ±0,2°

при ии < 5 В при ии > 5 В

Фазовый угол сдвига тока основной частоты (ф1(1)):

- при использовании:

- ДТИ-1
- ДТИ-2
- ДТИ-3 для диапазона 0,3 кА
- ДТИ-3 для диапазона 3,0 кА

от 0 до 360°

Д = ±1,0°

Д = ±1,5°

Д = ±2,0°

при 1и > 100 мА при 1и > 5 А

при 1и > 10 А

при 1и > 40 А

Фазовый угол сдвига между напряжением и током основной частоты (фи1(1)):

- при использовании:

- ДТИ-1
- ДТИ-2
- ДТИ-3 для диапазона 0,3 кА
- ДТИ-3 для диапазона 3,0 кА

от 0 до 360°

Д = ±1,0°

Д = ±2,0°

при 1и > 100 мА при ии > 5 В при 1и > 5 А при ии > 5 В при 1и > 3 А при ии > 5 В при 1и > 40 А при ии > 5 В

¹⁾ При нормировании пределов допускаемой относительной погрешности измерений

среднеквадратических значений силы переменного тока в диапазоне частот от 40 до 65 Гц (I(RMS)), основной гармоники (I(1)) при использовании ДТИ-3 применим термин «основная погрешность».

²⁾ За нормирующее значение принимают конечное значение диапазона измерений.
³⁾ Iu (Uu) - Измеренное значение силы постоянного/переменного тока или напряжения постоянного/переменного тока, А (В).
⁴⁾ Ik (Uk) - Конечное значение диапазона измерений силы постоянного/переменного тока или напряжения постоянного/переменного тока, А (В).
⁵⁾ Пределы допускаемой относительной дополнительной погрешности измерений среднеквадратического значения силы переменного тока в диапазоне частот от 40 до 65 Гц (I(RMS)), основной гармоники (I(1)) при использовании ДТИ-3 в зависимости от позиционирования датчика тока ±1,5 %.

Основные формулы, используемые в ВАФ:

Значение активной мощности фазы Рф, Вт, вычисляется по формуле:

(1)

^Рф = ^иф • ^}ф '^cos <Р>

где Цф - среднеквадратическое значение фазного напряжения переменного тока, В;

/ф - среднеквадратическое значение фазной силы переменного тока, А; V - угол между векторами тока и напряжения, °.

Значение реактивной мощности фазы Qj,, вар, вычисляется по формуле:

Сф = • /ф - sin а (2)

где Цф - среднеквадратическое значение фазного напряжения переменного тока, В;

1ф - среднеквадратическое значение фазной силы переменного тока, А; ср - угол между векторами тока и напряжения, °.

Значение полной мощности фазы S<f>, В^А, вычисляется по формуле:

(3)

^ф = Уф • 1ф,

где Цф - среднеквадратическое значение фазного напряжения переменного тока, В;

/ф - среднеквадратическое значение фазной силы переменного тока, А.

Значение полной мощности трехфазной системы S, В^А, вычисляется по формуле:

S = Sa + Sb + Sc (4)

где Sa (Sb) (Sc)P - полная мощность каждой фазы трхфазной системы Вт;

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
режимы «ВАФ» и «РАС»
Диапазон показаний напряжения постоянного тока (U), В	от -1000 до +1000
Диапазон показаний среднеквадратического значения напряжения переменного тока в диапазоне частот от 40 до 65 Гц (U(RMS)) и основной гармоники (U(i)), В	от 0,5 до 1000,0
Диапазон показаний среднеквадратического значения силы переменного тока в диапазоне частот от 40 до 65 Гц (I(RMS)) и основной гармоники (I(i)), А ¹⁾	от 0,004 до 3000,000
Диапазоны показаний силы переменного тока прямой (Ii), обратной (I2) и нулевой (I0) последовательности, А: - при использовании ДТИ-1 - при использовании ДТИ-2 - при использовании ДТИ-3	от 0,004 до 40,000 от 0,5 до 200,0; от 200,001 до 500,000 от 3 до 300; от 40 до 3000
Диапазон показаний коэффициента n-ой гармонической составляющей тока (режим «ВАФ») для n от 2 до 19 (Kin), %	от 0 до 90
Диапазон показаний коэффициента n-ой гармонической составляющей тока (режим «РАС») для n от 2 до 14 (Кад), %	от 0 до 90
Диапазон показаний коэффициента искажения синусоидальности кривой тока (режим «ВАФ» и режим «РАС»), (Ki), %	от 0 до 100
Диапазон показаний коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения (режим «ВАФ») для n от 2 до 19 (Ku(n)),%	от 0 до 90
Диапазон показаний коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения (режим «РАС») для n от 2 до 14 (Ku(n)), %	от 0 до 90
Диапазон показаний коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения (режим «ВАФ» и режим «РАС»), (Ku), %	от 0 до 100
Диапазон показаний коэффициента мощности, отн.ед.	от -1 до +1
Частота дискретизации, Гц: - в режиме «ВАФ» (с адаптивной подстройкой под период входного сигнала) - в режиме «РАС»	6400 1600

Наименование характеристики	Значение
Режим «ВАФ»
Диапазон показания коэффициента несимметрии по нулевой последовательности тока (Koi), %	от 0 до 100
Диапазон показания коэффициента несимметрии по обратной последовательности тока (К21), %	от 0 до 100
Диапазон показаний полного (Z, Ом), активного (R, Ом), емкостного (С, пФ), индуктивного (L, мГн) импеданса: - при использовании ДТИ-1 (при 1и > 60 мА) - при использовании ДТИ-2 (при 1и > 5 А) - при использовании ДТИ-3 (при 1и > 5 А) для диапазона силы переменного тока 0,3 кА - при использовании ДТИ-3 (при 1и > 40,0 А) для диапазона силы переменного тока 3,0 кА	от 0 до 500 от 0 до 500 от 0 до 500 от 0 до 500
Сопротивление электрической цепи, Ом	от 1 до 200
Диапазон показаний активной энергии в однофазных двухпроводных и трехфазных четырехпроводных цепях переменного тока промышленной частоты и постоянного тока, кВт-ч	от 0,004 до 1000 А от 0,5 до 600 В (0,5 > \|cosф\| > 1)
Входное сопротивление каналов измерений напряжения переменного и постоянного тока, МОм, не менее	1
Параметры электропитания: - тип аккумуляторных элементов типоразмера АА - количество аккумуляторных элементов, шт. - напряжение постоянного тока аккумуляторных элементов, В - электрическая емкость аккумуляторных элементов, мА^ч - потребляемая мощность от установленных аккумуляторных элементов, Вт, не более	NiMH 4 4,8 2450 4,5
Рабочие условия измерений: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха (при +30 °С), %, не более - атмосферное давление, кПа	от -30 до +55 90 от 84 до 106
Габаритные размеры (длина^хширина^хвысота), мм, не более ²⁾	153^х104^х50
Масса, кг, не более ³⁾	9,5
Средняя наработка на отказ, ч	25000
Средний срок службы, лет	15
¹⁾ При использовании датчиков тока ДТИ-1, ДТИ-2, ДТИ-3. ²⁾ Без учета габаритных размеров комплектов датчиков тока. ³⁾ Масса измерительного блока с учетом массы комплектов датчиков тока ДТИ-1, ДТИ-2, ДТИ-3, ДТИ-4, ДТИ-5, набора измерительных щупов, аксессуаров и сумок.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра и руководства по эксплуатации типографским способом и на лицевую панель ВАФ любым технологическим способом.

Лист № 11 Всего листов 12 Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Вольтамперфазометр «ПАРМА ВАФ®-А(М2)» (с установленным встроенным ПО, обеспечивающим режимы работы «ВАФ» или «ВАФ»/«РАС») ¹⁾ в комплекте с датчиками тока:	РА1.007.006 или РА1.007.006-01	1 шт.
- датчики тока ДТИ-1	РА6.179.130	до 4 шт. включительно ¹⁾
- датчики тока ДТИ-2	РА6.179.129	до 4 шт. включительно ¹⁾
- датчики тока ДТИ-3	РА6.179.131	до 4 шт. включительно ¹⁾
- датчики тока ДТИ-4	РА6.179.132	до 4 шт. включительно ¹⁾
- датчики тока ДТИ-5	РА6.179.133	до 4 шт. включительно ¹⁾
Карта памяти типа microSD	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации	РА1.007.006РЭ	поставляется на карте -памяти типа microSD
Методика поверки	-	поставляется на карте -памяти типа microSD
Формуляр	РА1.007.006ФО	1 экз.
Сетевой блок электропитания с кабелем microUSB	-	1 шт.
Аккумуляторные элементы питания типоразмера АА	-	4 шт.
Набор измерительных щупов и аксессуаров	-	1 шт.
Дополнительный набор измерительный щупов и аксессуаров	РА4.070.040	1 шт. ¹⁾
Комплект дополнительный	РА4.070.051	1 шт. ¹⁾
Сумка	-	1 шт.
Сумка для ДТИ, не более	-	3 шт. ¹⁾
¹⁾ Наличие и количество определяется техническим заданием заказчика на поставку.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 6.8 «Порядок проведения измерений» руководства по эксплуатации РА1.007.006РЭ «Вольтамперфазометр «ПАРМА ВАФ^®-А(М2)». Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 июля 2021 г. № 1436 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений электроэнергетических величин в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 г. № 3457 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 октября 2018 г. № 2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного электрического тока в диапазоне от Р10^-16 до 100 А»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 3 сентября 2021 г. № 1942 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений переменного электрического напряжения до 1000 В в диапазоне частот от 1-10"¹ до 2А0⁹ Гц»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 17 марта 2022 г. № 668 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений силы переменного электрического тока от V10^-8 до 100 А в диапазоне частот от 1-10’¹ до V10⁶ Гц»;

ТУ 26.51.45-033-31920409-2020 «Вольтамперфазометры «ПАРМА ВАФ^®-А(М2)». Технические условия».

Правообладатель

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

Адрес юридического лица: 198216, Россия, г. Санкт-Петербург, Ленинский пр., д. 140 литер А, помещение 15 Н

ИНН 7812045760

Изготовитель

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

Адрес юридического лица: 198216, Россия, г. Санкт-Петербург, Ленинский пр., д. 140 литер А, помещение 15Н

Адрес места осуществления деятельности: 198216, Россия, г. Санкт-Петербург, Ленинский пр., д. 140 литер А, помещение 15 Н

ИНН 7812045760

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский центр «ЭНЕРГО» (ООО «НИЦ «ЭНЕРГО»)

Место нахождения и адрес юридического лица: 117405, г. Москва, вн.тер.г. муниципальный округ Чертаново Южное, ул. Дорожная, д. 60, эт./пом. 1/1, ком. 14-17

Уникальный номер записи об аккредитации в Реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314019.

Лист № 1

Регистрационный № 86374-22 Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-2000

Назначение средства измерений

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-2000 (далее - резервуар) предназначен для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуара - стальной вертикальный цилиндрический, номинальной вместимостью 2000 м³.

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

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

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

Заводской номер резервуара в виде цифрового обозначения, состоящий из арабских цифр, нанесен аэрографическим способом на цилиндрическую стенку резервуара. Знак поверки наносится в свидетельство о поверке резервуара.

Резервуар РВС-2000 с заводским номером 44 расположен по адресу: Алтайский край, г. Барнаул, ул. Карла Маркса, 124 Барнаульская нефтебаза ООО «Газпромнефть-Терминал».

Общий вид резервуара РВС-2000 с указанием места нанесения заводского номера приведен на рисунке 1.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-2000 с указанием места нанесения заводского номера

Пломбирование резервуара РВС-2000 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м³	2000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (геометрический метод), %	±0,20

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, ^оС	от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа	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 измерений

Таблица 3- Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический	РВС-2000	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

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

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-Терминал»

(ООО «Газпромнефть-Терминал»)

ИНН 5406807595

Адрес: 630099, Новосибирская область, г. Новосибирск, ул. Максима Горького, д. 80, помещ. 13

Телефон: +7 (812) 679-56-00

Web-сайт: www.gazprom-neft.ru

E-mail: terminal@gazprom-neft.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-Терминал»

(ООО «Газпромнефть-Терминал»)

ИНН 5406807595

Адрес: 630099, Новосибирская область, г. Новосибирск, ул. Максима Горького, д. 80, помещ. 13

Телефон: +7 (812) 679-56-00

Web-сайт: www.gazprom-neft.ru

E-mail: terminal@gazprom-neft.ru

Испытательный центр

Факс +7 (843) 515-00-21 E-mail: trifonovua@mail.ru

Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц

№ RA.RU.312640.

Лист № 1

Всего листов 4

Регистрационный № 86375-22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000

Назначение средства измерений

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-3000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема нефти и нефтепродуктов, а также для их приема, хранения и отпуска.

Описание средства измерений

Тип резервуаров - стальные вертикальные цилиндрические, номинальной вместимостью 3000 м³.

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

Резервуары представляют собой наземные вертикально расположенные стальные сосуды, состоящие из цилиндрической стенки, днища и крыши.

Заводские номера резервуаров в виде цифрового обозначения, состоящие из арабских цифр, нанесены аэрографическим способом на цилиндрическую стенку резервуара. Знак поверки наносится в свидетельство о поверке резервуара.

Резервуары РВС-3000 с заводскими номерами 8, 14 расположены по адресу: Алтайский край, г. Барнаул, ул. Карла Маркса, 124 Барнаульская нефтебаза ООО «Газпромнефть-Терминал».

Общий вид резервуаров РВС-3000 с указанием мест нанесения заводских номеров приведены на рисунках 1, 2.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-3000 №8 с указанием места нанесения заводского номера

Рисунок 2 - Общий вид резервуара РВС-3000 №14 с указанием места нанесения заводского номера

Пломбирование резервуаров РВС-3000 не предусмотрено.

Лист № 3 Всего листов 4 Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м³	3000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости (геометрический метод), %	±0,20

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, ^оС	от -50 до +50
Атмосферное давление, кПа	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 измерений

Таблица 3- Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Резервуар стальной вертикальный цилиндрический	РВС-3000	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

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

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Правообладатель

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

ИНН 5406807595

Адрес: 630099, Новосибирская область, г. Новосибирск, ул. Максима Горького, д. 80, помещ. 13

Телефон: +7 (812) 679-56-00

Web-сайт: www.gazprom-neft.ru

E-mail: terminal@gazprom-neft.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть-Терминал»

(ООО «Газпромнефть-Терминал»)

ИНН 5406807595

Адрес: 630099, Новосибирская область, г. Новосибирск, ул. Максима Горького, д. 80, помещ. 13

Телефон: +7 (812) 679-56-00

Web-сайт: www.gazprom-neft.ru

E-mail: terminal@gazprom-neft.ru

Испытательный центр

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

Адрес: 420132, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Адоратского, д. 39Б, офис 51 Телефон: +7 9372834420

Факс +7 (843) 515-00-21 E-mail: trifonovua@mail.ru

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

Лист № 1 Регистрационный № 86376-22 Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» КС «Славянская», КС «Дивенская», КС «Волховская», КС «Пикалёвская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ состоит из двух уровней:

1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения. ИВК включает в себя специализированное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», сервер синхронизации времени, каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) и автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт».

ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с, проводится перемножение результатов измерений на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. Измерительная информация на выходе счетчика:

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

- средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.

ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;

- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;

- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;

- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

- формирование отчетных документов;

- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;

- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;

- сбор и хранение журналов событий счетчиков;

- ведение журнала событий ИВК;

- синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии;

- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;

- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий;

- дистанционный доступ к компонентам АИИС КУЭ.

ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО »АТС», АО »СО ЕЭС».

Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между ИВК, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:

- посредством локальной вычислительной сети для передачи данных от сервера БД на АРМ;

- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;

- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы;

- информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде электронного документа XML в формате 80030.

Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ и/или сервере БД

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

- посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для передачи данных от счетчиков до ИВК;
- посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от уровня ИИК до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и с сервера баз данных на АРМ (основной канал);
- посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и с сервера баз данных на АРМ (резервный канал).

В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя сервер синхронизации времени, часы Сервера БД и счетчиков. Сервер БД получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от сервера синхронизации времени. Синхронизация часов Сервера БД с сервером синхронизации времени происходит при расхождении более чем на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов Сервера БД осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов Сервера БД ±1 с.

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 13.001-2022 в виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр.

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование программного обеспечения	ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	не ниже 12.1
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.

Таблица 2 - Состав ИК

№

ИК

Наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

КС «Славянская»,

ЗРУ-10 кВ,

1СШ 10 кВ, яч. 9,

Ввод №1

ТЛО-10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5 Рег. № 25433-11

ЗНОЛ-ЭК

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000:V3/100:V3 Рег. № 68841-17

Меркурий 234

ARTM2-00

PBR.R

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 75755-19

ССВ-1Г Рег. № 58301-14;

Сервер БД

КС «Славянская»,

ЗРУ-10 кВ,

СШ 0,4 кВ,

Ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТС

Кл.т. 0,5

Ктт = 250/5

Рег. № 26100-03

Не используется

Меркурий 234

ARTM-03 PB.G

Кл.т. 0,5S/1

Рег. № 48266-11

КС «Славянская», ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. 26, Ввод №2

ТЛО-10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5 Рег. № 25433-11

ЗНОЛ-ЭК

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000:V3/100:V3 Рег. № 68841-17

Меркурий 234

ARTM2-00

PBR.R

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19

КС «Славянская»,

ЗРУ-10 кВ,

СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТС

Кл.т. 0,5

Ктт = 250/5

Рег. № 26100-03

Не используется

Меркурий 234

ARTM-03 PB.G

Кл.т. 0,5S/1

Рег. № 48266-11

КС «Дивенская», ЗРУ-10 кВ, 1СШ 10 кВ, яч. 13

Ввод №1

ТЛО-10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 500/5 Рег. № 25433-11

ЗНОЛ-ЭК

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000:V3/100:V3 Рег. № 68841-17

Меркурий 234

ARTM2-00

PBR.R

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19

КС «Дивенская»,

ЗРУ-10 кВ, 2СШ 10 кВ, яч. 14

Ввод №2

ТЛО-10

Кл.т. 0,2S Ктт = 500/5

Рег. № 25433-11

ЗНОЛ-ЭК

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000:V3/100:V3 Рег. № 68841-17

Меркурий 234

ARTM2-00

PBR.R

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19

КС «Волховская»,

ЗРУ-10 кВ,

1СШ 10 кВ, яч. 5

Ввод №1

ТЛО-10

Кл.т. 0,2S Ктт = 600/5

Рег. № 25433-11

ЗНОЛ-ЭК

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000:V3/100:V3 Рег. № 68841-17

Меркурий 234

ARTM2-00

PBR.R

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 75755-19

Продолжение таблицы 2

КС «Волховская», ЗРУ-10 кВ, СШ 0,4 кВ,

Ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТС

Кл.т. 0,5

Ктт = 250/5

Рег. № 26100-03

Не используется

Меркурий 234

ARTM-03 PB.G

Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 48266-11

КС «Волховская»,

ЗРУ-10 кВ,

1СШ 10 кВ, яч. 6,

Ввод №2

ТЛО-10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 600/5

Рег. № 25433-11

ЗНОЛ-ЭК

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000:V3/100:V3 Рег. № 68841-17

Меркурий 234

ARTM2-00

PBR.R

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 75755-19

КС «Волховская»,

ЗРУ-10 кВ,

СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТС

Кл.т. 0,5

Ктт = 250/5

Рег. № 26100-03

Не используется

Меркурий 234

ARTM-03 PB.G

Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 48266-11

КС «Пикалёвская»,

ЗРУ-10 кВ КЦ-4, 1СШ 10 кВ, яч.5,

Ввод №1

ТЛО-10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 400/5

Рег. № 25433-11

ЗНОЛ-ЭК

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000:V3/100:V3 Рег. № 68841-17

Меркурий 234

ARTM2-00

PBR.R

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 75755-19

ССВ-1Г

Рег. № 58301-14; Сервер БД

КС «Пикалёвская»,

ЗРУ-10 кВ КЦ-4, ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТС

Кл.т. 0,5

Ктт = 250/5

Рег. № 26100-03

Не используется

Меркурий 234

ARTM-03 PB.G

Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75755-19

КС «Пикалёвская»,

ЗРУ-10 кВ КЦ-4, 2СШ 10 кВ, яч.24,

Ввод №2

ТЛО-10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 400/5

Рег. № 25433-11

ЗНОЛ-ЭК

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000:V3/100:V3 Рег. № 68841-17

Меркурий 234

ARTM2-00 PB.R

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 48266-11

КС «Пикалёвская»,

ЗРУ-10 кВ КЦ-4,

ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТС

Кл.т. 0,5

Ктт = 250/5

Рег. № 26100-03

Не используется

Меркурий 234

ARTM-03 PB.G

Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75755-19

Примечания:

1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2. Допускается замена сервера БД АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО) и сервера синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения

ИК №№	cos ф	I2< I изм<1 5		I5< I изм<1 20		I20< I изм<1 100		I100< I изм <I 120
ИК №№	cos ф	5wо^A %	6wо^P %	5wо^A %	6wо^P %	5wо^A %	6wо^P %	5wо^A %	6wо^P %
1, 3, 5, 6, 7, 9, 11, 13	0,50	±2,1	±1,6	±1,7	±1,4	±1,4	±1,0	±1,4	±1,0
	0,80	±1,3	±2,0	±1,1	±1,7	±0,9	±1,3	±0,9	±1,3
	0,87	±1,3	±2,3	±1,0	±1,9	±0,8	±1,5	±0,8	±1,5
	1,00	±1,0		±0,8	-	±0,7	-	±0,7	-
2, 4, 8, 10, 12, 14	0,50	-		±5,4	±2,9	±2,7	±1,6	±1,9	±1,3
	0,80	-		±2,9	±4,5	±1,5	±2,4	±1,1	±1,8
	0,87	-		±2,6	±5,5	±1,3	±2,8	±1,0	±2,1
	1,00	-		±1,7	-	±1,0	-	±0,8	-

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения

ИК №№	cos ф	I2< I изм<1 5		I5< I изм<1 20		I20< I изм<1 100		I100< I изм <I 120
ИК №№	cos ф	6w^a %	6W %	6w^a %	6w^p %	6w^a %	6w^p %	6wa %	6w^p %
1, 3, 5, 6, 7, 9, 11, 13	0,50	±2,2	±2,1	±1,7	±1,9	±1,5	±1,7	±1,5	±1,7
	0,80	±1,5	±2,4	±1,2	±2,2	±1,1	±1,9	±1,1	±1,9
	0,87	±1,4	±2,7	±1,2	±2,3	±1,0	±2,1	±1,0	±2,1
	1,00	±1,2		±0,8	-	±0,8	-	±0,8	-
2, 4, 8, 10, 12, 14	0,50	-		±5,5	±3,9	±3,0	±3,1	±2,3	±3,0
	0,80	-		±3,2	±5,2	±2,0	±3,6	±1,8	±3,2
	0,87	-		±2,9	±6,1	±1,9	±3,9	±1,7	±3,4
	1,00	-		±1,9	-	±1,3	-	±1,1	-
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Примечание к таблицам 3 и 4: I2 - сила тока 2 % относительно номинального тока ТТ; I5 - сила тока 5 % относительно номинального тока ТТ; I20 - сила тока 20 % относительно номинального тока ТТ; I100 - сила тока 100 % относительно номинального тока ТТ; I120 - сила тока 120 % относительно номинального тока ТТ; 1изм - силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; &дао^А - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; &№о^Р - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; 6wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 6W - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	14
Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С	от (2)5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера	от (2)5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25
Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, мин	30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, мин	30
Формирование XML-файла для передачи внешним системам	Автоматическое
Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов	Автоматическое
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	100 3,5

Надежность системных решений:

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

- резервный сервер с установленным специализированным ПО;
- резервирование каналов связи между уровнями ИИК и ИВК и между ИВК и внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.

Ведение журналов событий:

-счётчика, с фиксированием событий:

- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- ИВК, с фиксированием событий:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на Сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист формуляра 060-1000639.87570424.411711.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» КС «Славянская», КС «Дивенская», КС «Волховская», КС «Пикалёвская». Формуляр».

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Трансформаторы тока	ТЛО-10	24
Трансформаторы тока	ТС	18
Трансформаторы напряжения	ЗНОЛ-ЭК	24
Счетчики	Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R	7
Счетчики	Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R	1
Счетчики	Меркурий 234 ARTM-03 PB.G	6
Сервер БД	Stratus FT Server 4700 P4700-2S	1
ПО ИВК	АльфаЦЕНТР	1
Сервер синхронизации времени	ССВ-1Г	1
Формуляр	060-1000639.87570424.411711.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» КС «Славянская», КС «Дивенская», КС «Волховская», КС «Пикалёвская»». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;

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

ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Правообладатель

Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью «Газпром энерго» (Инженерно-технический центр ООО «Газпром энерго»)

ИНН 7736186950

Адрес: 460000, г. Оренбург, ул. Терешковой, д. 295

Телефон: +7 (3532) 687-126

Факс: +7 (3532) 687-127

Е-mail: info@of.energo.gazprom.ru

Изготовитель

ИНН 7736186950

Адрес: 460000, г. Оренбург, ул. Терешковой, д. 295

Телефон: +7 (3532) 687-126

Факс: +7 (3532) 687-127

Е-mail: info@of.energo.gazprom.ru

Испытательный центр

Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)

Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4

Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60

E-mail: director@sniim.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310556.

Лист № 1

Всего листов 4

Регистрационный № 86377-22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Трансформатор тока TG 550

Назначение средства измерений

Трансформатор тока TG 550 (далее по тексту - трансформатор) предназначен для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, в том числе в схемах коммерческого учета электроэнергии, устройствам защиты и управления в установках переменного тока частотой 50Гц и номинальным напряжением 500 кВ.

Описание средства измерений

Принцип действия основан на явлении электромагнитной индукции. Первичный ток, протекая по первичной обмотке, создает в магнитопроводе вторичной обмотки электродвижущую силу (далее по тексту - ЭДС). Так как вторичная обмотка замкнута на внешнюю нагрузку, ЭДС вызывает появление во вторичной обмотке и внешней нагрузке тока, пропорционального первичному току.

Трансформатор состоит из металлического основания, силиконовой покрышки и головной части, в которой расположена магнитная система. Вторичные обмотки намотаны на ленточные тороидальные магнитопроводы и заключены в защитный экран. Высоковольтная изоляция внутри обеспечивается за счет смеси элегаза и азота. Трансформатор снабжен сигнализатором плотности газа (денсиметром), градуированным в единицах давления, и защитной мембраной, которая разрушается при скачкообразном повышении давления газа в случае дуговых перекрытий внутри аппарата, тем самым предохраняя его от взрыва. Мембрана расположена на голове и прикрыта защитным кожухом.

Внешний вид трансформатора представлен на рисунке 1.

Трансформатором данного типа является трансформатор с зав. №2GJF2200000109.

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта.

Знак поверки наносится в паспорт или на свидетельство о поверке в соответствии с действующим законодательством.

Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения, состоящего из арабских цифр и букв латинского алфавита, нанесен на табличку технических данных трансформатора методом лазерной гравировки.

Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Внешний вид трансформатора

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальное напряжение ином, кВ	500
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	525
Номинальная частота, Гц	50
Номинальный первичный ток 11ном, А	2000
Номинальный вторичный ток Ьном, А	1
Классы точности вторичных обмоток по ГОСТ 7746-2015: - для измерений и учета - для защиты	0,2S 10P
Номинальная вторичная нагрузка S2ном с коэффициентом мощности cos ф = 0,8, В\А: - для обмоток класса точности 0,2S - для обмоток класса точности 10Р	30 75
Номинальный коэффициент безопасности приборов вторичной обмотки для измерений, Кбном	10
Номинальная предельная кратность вторичных обмоток для защиты, ^Кном	20

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Количество вторичных обмоток: - для измерений - для защиты	1 4
Масса, кг, не более	1000
Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С	от -60 до +40
Габаритные размеры, мм (Длина^хШирина^хВысота)	5825^х1300^х1300
Срок службы, лет, не менее	25
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	400000

Знак утверждения типа

знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Трансформатор тока	TG 550	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Руководство по эксплуатации	УЕАР.768.020 РЭ	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 3 «Руководство по эксплуатации» документа УЕАР.768.020 РЭ «Трансформатор тока TG 550. Руководство по эксплуатации. Редакция 6».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

Приказ Росстандарта от 27 декабря 2018 г. №2768 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений коэффициентов преобразования силы электрического тока».

Правообладатель

Hitachi Energy Italy S.p.A, Италия

Адрес: Via dei Ceramisti, Localita San Grato, 26900 Lodi, Italy

Телефон: +39 0371 452 1

Факс: +39 0371 452 222

Изготовители

Hitachi Energy Italy S.p.A, Италия

Адрес: Via dei Ceramisti, Localita San Grato, 26900 Lodi, Italy

Телефон: +39 0371 452 1

Факс: +39 0371 452 222

Испытательный центр

Общество 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 «9» августа 2022 г. № 1977

Лист № 1 Регистрационный № 86378-22 Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «КМА-Энергосбыт» для энергоснабжения ПАО «МегаФон» (г. Тверь) и ООО «Линде Газ Новотроицк» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии и мощности (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа ЭКОМ-3000, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) программный комплекс (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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

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

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

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

Также сервер может принимать измерительную информацию от серверов прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, в виде xml-файлов установленных форматов и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электрической энергии (ОРЭ).

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

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

Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ ±1 си более производится синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени сервера АИИС КУЭ ±1 си более производится синхронизация шкалы времени счетчика.

Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 001 указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «КМА-Энергосбыт» для энергоснабжения ПАО «МегаФон» (г. Тверь) и ООО «Линде Газ Новотроицк».

Программное обеспечение

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПК «Энергосфера»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 8.1
Наименование программного модуля ПО	pso metr.dll
Цифровой идентификатор ПО	CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	УССВ/Сервер	Вид электрической энергии и мощности
1	ТП 6/0,4 кВ МегаФон, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 2	ТШЛ 2500/5 Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19	УССВ: ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 сервер АИИС КУЭ: HP ProLiant DL120 Gen9	активная реактивная
2	ТП 6/0,4 кВ МегаФон, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. 6	ТШЛ 2500/5 Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16	-	Меркурий 234 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19		активная реактивная
3	ГПП-2, КРУ-10 кВ, яч. № 20	ТЛО-10 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11	НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17		активная реактивная
4	ГПП-2, КРУ-10 кВ, яч. № 40	ТЛО-10 1500/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11	НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 831-69	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17		активная реактивная
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 собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 5 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

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

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), %			Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), %
		cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 1,0	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1; 2	¹1ном — ^I1 — ^1,211ном	0,8	1,1	1,9	1,6	2,1	2,6
1; 2	⁰,²¹1ном ^—^I1 < ¹1ном	1,0	1,5	2,7	1,7	2,3	3,2
(ТТ 0,5; Счетчик 0,5S)	⁰,¹¹1ном ^—^I1 < ⁰,²¹1ном	1,7	2,8	5,3	2,2	3,3	5,6
(ТТ 0,5; Счетчик 0,5S)	⁰,⁰⁵¹1ном ^—^I1 < ⁰,¹¹1ном	1,7	2,9	5,4	2,2	3,4	5,6
3; 4	¹1ном ^—^I1 ^—^1,211ном	1,0	1,4	2,3	1,7	2,2	2,9
3; 4	⁰,²¹1ном ^—^I1 < ¹1ном	1,0	1,4	2,3	1,7	2,2	2,9
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	⁰,⁰⁵¹1ном ^—^I1 < ⁰,²¹1ном	1,2	1,7	3,0	1,8	2,4	3,5
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)	0,01!_1ном — Il < ОЖном	2,1	3,0	5,5	2,7	3,5	5,8

П р и м е ч а н и я

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до +35 °С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия и

мощность)

Номер ИК	Диапазон тока	Метрологические характеристики ИК
		Границы относительной основной погрешности измерений, (± б), %		Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б) , %
		cos ф = 0,8	cos ф = 0,5	cos ф = 0,8	cos ф = 0,5
1	2	3	4	5	6
1; 2	¹1ном ^—^I1 ^—^1,211ном	1,8	1,3	3,9	3,7
1; 2	^0,211ном ^—^I1 < ¹1ном	2,4	1,6	4,2	3,8
(ТТ 0,5;	0,111ном — I1 < 0,211ном	4,3	2,6	5,5	4,3
Счетчик 1,0)	^0,0511ном ^— 11 < ^0,И1ном	4,5	2,9	5,7	4,5

Продолжение таблицы 4

1	2	3	4	5	6
3; 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)	¹1ном — ^I1 — ^1,211ном	2,1	1,5	4,0	3,8
	⁰,²¹1ном ^—^I1 < ¹1ном	2,1	1,5	4,0	3,8
	⁰,⁰⁵¹1ном ^—^I1 < ⁰,²¹1ном	2,6	1,8	4,3	3,9
	0,0211ном — Il < 0,0511ном	4,6	3,0	5,8	4,5
П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до +35 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	4
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до101
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos ф	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1 до 120
- частота, Гц	от 49,5 до 50,5
- коэффициент мощности cosф	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С	от 0 до +35
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более	0,5
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более	3
Сервер АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	1
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	100000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	2

Продолжение таблицы 5

1	2
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	56
- при отключении питания, лет, не менее	5
Сервер АИИС КУЭ:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии
средств измерений, лет, не менее	3,5
Ход часов компонентов АИИС КУЭ, с, не более	±5

Надежность системных решений:

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- испытательной коробки;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.

Возможность коррекции времени:

- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «КМА-Энергосбыт» для энергоснабжения ПАО «МегаФон» (г. Тверь) и ООО «Линде Газ Новотроицк» типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Трансформатор тока	ТШЛ	6
Трансформатор тока	ТЛО-10	6
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	2
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	Меркурий 234	2
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М	2
Устройство синхронизации системного времени	ЭКОМ-3000	1
Сервер АИИС КУЭ	HP ProLiant DL120 Gen9	1
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»	1
Формуляр	ЭНСТ.411711.280.2.ФО	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «КМА-Энергосбыт» для энергоснабжения ПАО «МегаФон» (г. Тверь) и ООО «Линде Газ Новотроицк», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Акционерное общество «КМА-Энергосбыт» (АО «КМА-Энергосбыт»)

ИНН 4633013798

Адрес: 307170, Курская область, г. Железногорск, пер. Автолюбителей, д. 5 Изготовитель

Акционерное общество «КМА-Энергосбыт» (АО «КМА-Энергосбыт»)

ИНН 4633013798

Адрес: 307170, Курская область, г. Железногорск, пер. Автолюбителей, д. 5

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в энергетике» (ООО «АСЭ»)

Адрес: 600009, Владимирская область, г. Владимир, ул. Почаевский Овраг, д. 1

Юридический адрес: 600031, Владимирская область, г. Владимир, ул. Юбилейная, д. 15 Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц Росаккредитации № RA.RU.312617.

Лист № 1

Всего листов 3

Регистрационный № 86379-22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Трансформаторы напряжения НКФ 220-58

Назначение средства измерений

Трансформаторы напряжения НКФ 220-58 (далее - трансформаторы напряжения) предназначены для передачи сигналов измерительной информации средствам измерений, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока частотой 50 Гц.

Описание средства измерений

Принцип действия трансформаторов напряжения основан на преобразовании посредством электромагнитной индукции переменного тока одного напряжения в переменный ток другого напряжения при неизменной частоте без существенных потерь мощности. Трансформаторы напряжения относятся к классу масштабных измерительных преобразователей электрических величин.

Конструктивно трансформаторы напряжения состоят из стержневого магнитопровода, выполненного из электротехнической стали, первичных и вторичных обмоток с высоковольтной изоляцией, конструктивных вспомогательных деталей, соединяющих части трансформаторов напряжения в единую конструкцию.

К трансформаторам напряжения данного типа относятся трансформаторы напряжения НКФ 220-58 с зав. №№ 1032535, 1032540, 1032545.

Заводской номер нанесен на маркировочную табличку методом штамповки в виде цифрового кода.

Общий вид трансформаторов напряжения с указанием места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера представлен на рисунке 1. Пломбирование трансформаторов напряжения не предусмотрено. Нанесение знака поверки на трансформаторы напряжения в обязательном порядке не предусмотрено.

Место нанесения знака утверждения типа

Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид трансформаторов напряжения с указанием места нанесения знака утверждения типа, места нанесения заводского номера

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальное значение напряжения первичной обмотки, кВ	220^3
Номинальное напряжение основной вторичной обмотки, В	100^3
Номинальное напряжение дополнительной вторичной обмотки, В	100
Классы точности основной вторичной обмотки для измерений по ГОСТ 1983-67	0,5	1	3
Номинальная мощность основной вторичной обмотки для измерений при коэффициенте мощности (cos ф) активно-индуктивной нагрузки 0,8, В^А	400	600	1200
Класс точности дополнительной вторичной обмотки по ГОСТ 1983-67	3
Номинальная мощность дополнительной вторичной обмотки при коэффициенте мощности (cos ф) активно-индуктивной нагрузки 0,8, В^А	1200
Номинальная частота напряжения сети, Гц	50

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры (длина^хширина^хвысота), мм, не более	1044^х1044^х3330
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69 (диапазон рабочих температур, °С)	У1 (от -45 до +40)

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом и на маркировочную табличку методом штамповки.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформатор напряжения	НКФ 220-58	3
Паспорт	-	3

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 3 «Методы измерений» паспорта.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 1983-67 «Трансформаторы напряжения. Общие технические требования»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 г. № 3453 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений коэффициента масштабного преобразования и угла фазового сдвига электрического напряжения переменного тока промышленной частоты в диапазоне от 0,1/^3 до 750/^3 кВ и средств измерений электрической емкости и тангенса угла потерь на напряжении переменного тока промышленной частоты в диапазоне от 1 до 500 кВ».

Правообладатель

Акционерное общество холдинговая компания «Электрозавод» (АО «Электрозавод»)

ИНН 7718013390

Адрес: г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21

Изготовители

Акционерное общество холдинговая компания «Электрозавод» (АО «Электрозавод») (изготовлены в 1973 г.)

ИНН 7718013390

Адрес: г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский центр «ЭНЕРГО» (ООО «НИЦ «ЭНЕРГО»)

Место нахождения и адрес юридического лица: 117405, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Чертаново Южное, ул. Дорожная, д. 60, эт./пом. 1/1, ком. 14-17

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314019.

Лист № 1

Всего листов 3

Регистрационный № 86380-22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Трансформаторы напряжения НКФ-220-58 У1

Назначение средства измерений

Трансформаторы напряжения НКФ-220-58 У1 (далее - трансформаторы напряжения) предназначены для передачи сигналов измерительной информации средствам измерений, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока частотой 50 Гц.

Описание средства измерений

Трансформаторы напряжения представляют собой один блок, состоящий из активной части (магнитопровода с обмотками), установленной на основании. На активную часть надета фарфоровая покрышка, наполненная трансформаторным маслом и закрытая маслорасширителем. К трансформаторам напряжения данного типа относятся трансформаторы напряжения НКФ-220-58 У1 с зав. №№ 9091, 9112, 12554.

Заводской номер нанесен на маркировочную табличку методом штамповки в виде цифрового кода.

Место нанесения знака утверждения типа

Место нанесения заводского номера

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальное значение напряжения первичной обмотки, кВ	220/\3
Номинальное напряжение основной вторичной обмотки, В	100/^3
Номинальное напряжение дополнительной вторичной обмотки, В	100
Классы точности основной вторичной обмотки для измерений по ГОСТ 1983-77	0,5	1	3
Номинальная мощность основной вторичной обмотки для измерений при коэффициенте мощности (cos ф) активно-индуктивной нагрузки 0,8, В^А	400	600	1200
Класс точности дополнительной вторичной обмотки по ГОСТ 1983-77	3
Номинальная мощность дополнительной вторичной обмотки при коэффициенте мощности (cos ф) активно-индуктивной нагрузки 0,8, В^А	1200
Номинальная частота напряжения сети, Гц	50

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры (длина^хширина^хвысота), мм, не более	1044^х1044^х3330
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69 (диапазон рабочих температур, °С)	У1 (от -45 до +40)

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом и на маркировочную табличку методом штамповки.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование		Обозначение	Количество, шт./зкз.
Трансформатор	напряжения	НКФ-220-58 У1	3
Паспорт		-	3

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 3 «Методы измерений» паспорта.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 1983-77 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»;

Правообладатель

Производственное объединение «Запорожтрансформатор»

(ПО «Запорожтрансформатор»), Украина

Адрес: 69600, Украина, г. Запорожье, Днепровское шоссе, д. 3

Изготовители

Производственное объединение «Запорожтрансформатор» (ПО «Запорожтрансформатор»), Украина (изготовлены в 1981-1982 гг.)

Адрес: 69600, Украина, г. Запорожье, Днепровское шоссе, д. 3

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский центр «ЭНЕРГО» (ООО «НИЦ «ЭНЕРГО»)

Место нахождения и адрес юридического лица: 117405, г. Москва, вн. тер. г. муниципальный округ Чертаново Южное, ул. Дорожная, д. 60, эт./пом. 1/1, ком. 14-17

Уникальный номер записи в Реестре аккредитованных лиц №RA.RU.314019.

Лист № 1 Регистрационный № 86381-22 Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

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

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчик 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) АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ) 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчика 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 УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС). УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится 1 раз в сутки при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±2 с. Часы счетчика синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчика 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 АИИС КУЭ: 057

Программное обеспечение

В 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 характеристики

Состав 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	КВЛ 10 кВ № 23, оп. № 51, ВЛ 10 кВ в сторону КТП 10 кВ №333, ПКУ 10 кВ	ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 51623-12	ЗНОЛ-СЭЩ-10-1 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 55024-13	Меркурий 234 ARTM-00 DPBR.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19	УССВ-2 Рег. № 54074-13 HP DL160 Gen8	активная реактивная	±1,2 ±2,8	±3,4 ±5,7
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с							±5
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 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика от 0 до +40 °C. 4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчика 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 УССВ 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.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	1
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 - 60 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения
счетчика, ^оС	от - 45 до +70
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера, ^оС	от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчик:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:	320000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Счетчик:
- 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:

- счетчике (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

В 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	ТОЛ-СЭЩ-10	3
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ-СЭЩ-10-1	3
Счётчик электрической энергии многофункциональный	Mеркурий 234 ARТM-00 DРBR.G	1
Устройство синхронизации времени	УССВ-2	1
Программное обеспечение	«АльфаЦЕНТР»	1
Паспорт-Формуляр	РЭ.14.0009.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 «ОЛСАМ», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312236.

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.

Правообладатель

Общество с ограниченной ответсвенностью «ОЛСАМ»

(ООО «ОЛСАМ»)

ИНН 3666170875

Адрес: 394036, г. Воронеж, проспект Революции, д.51, офис 2

Телефон: +7 (47341) 5-32-88

Факс: +7 (47341) 5-32-88

Изготовитель

Закрытое акционерное общество «РеконЭнерго»

(ЗАО «РеконЭнерго»)

ИНН 3666089896

Юридический адрес: 394018, г. Воронеж, ул. Дзержинского, д. 12А

Телефон: +7 (473) 260-21-71

E-mail: office@rekonenergo.ru

Испытательный центр

Общество 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

№ RA.RU.312429.

Лист № 1 Регистрационный № 86382-22 Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Зелецино

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Зелецино (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

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

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

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

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

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

- хранение информации по заданным критериям;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Нанесение знака поверки и заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 367. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета

электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.0.4
Цифровой идентификатор ПО	26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
Другие идентификационные данные (если имеются)	DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	MD5

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав ИК АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД	УССВ ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	КРУЭ 220 кВ Новогорьковска я ТЭЦ -Зелецино	AMT-245/1 кл.т. 0,2S Ктт= 2000/1 рег.№ 37101-08	SU 245/S кл.т. 0,2 Ктн= 220000/^3/100/^3 рег.№ 37115-08	A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11
2	КРУЭ 220 кВ, КЛ 220 кВ Зелецино- Русвинил №1	AMT-245/1 кл.т. 0,2S Ктт= 2000/1 рег.№ 37101-08	SU 245/S кл.т. 0,2 Ктн= 220000/^3/100/^3 рег.№ 37115-08	A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11	RTU-325H рег.№ 4462610	СТВ-01 рег. № 49933-12
3	КРУЭ 220 кВ, КЛ 220 кВ Зелецино- Русвинил №2	AMT-245/1 кл.т. 0,2S Ктт= 2000/1 рег.№ 37101-08	SU 245/S кл.т. 0,2 Ктн= 220000/^3/100/^3 рег.№ 37115-08	A1802RALQ- P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 31857-11	RTU-325H рег.№ 4462610	СТВ-01 рег. № 49933-12
4	КЛ - 0.4 кВ ТСН-1	TAR5 кл.т. 0,2S Ктт= 1500/5 рег.№ 83130-21	-	A1805RLQ-P4GB- DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 рег.№ 31857-11

Продолжение таблицы 2

КЛ - 0.4 кВ

ТСН-2

TAR5

кл.т. 0,2S Ктт= 1500/5 рег.№ 83130-21

A1805RLQ-P4GB-

DW-4

кл.т. 0,5S/1,0 рег.№ 31857-11

RTU-325H рег.№ 44626-10

СТВ-01 рег. № 49933-12

Примечания

1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	COSф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20	I100 «/«^изм^Ий»/»
1	2	3	4	5	6
1 - 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)	1,0	1,1	0,5	0,4	0,4
	0,8	1,1	0,7	0,5	0,5
	0,5	1,8	1,2	0,9	0,9
4, 5 (ТТ 0,2S; ТН-; Счетчик 0,5S)	1,0	1,4	0,7	0,6	0,6
	0,8	1,5	0,9	0,7	0,7
	0,5	2,0	1,4	0,9	0,9
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20	I100 «/«^изм^Ий»/»
1-3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	0,8	1,8	1,3	2,2	1,9
1-3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	0,5	1,4	0,9	1,9	1,5
4, 5 (ТТ 0,2S; ТН-; Счетчик 1,0)	0,8	2,0	1,7	1,2	1,2
4, 5 (ТТ 0,2S; ТН-; Счетчик 1,0)	0,5	1,5	1,3	1,1	1,1
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20	I100 «/«^изм^Ий»/»
1 - 3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	0,9	0,8	0,8
	0,5	1,9	1,4	1,1	1,4
4, 5 (ТТ 0,2S; ТН-; Счетчик 0,5S)	1,0	1,8	1,4	1,4	1,4
	0,8	1,9	1,6	1,5	1,5
	0,5	2,4	2,0	1,7	1,7

Продолжение таблицы 3

Номер ИК	COSф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<1 20 %	I20 %<1иЗм<1100%	I100 %<1изм<1120%
1	2	3	4	5	6
1-3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	0,8	2,2	1,9	1,6	1,6
1-3 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5)	0,5	1,9	1,5	1,4	1,4
4, 5 (ТТ 0,2S; ТН-; Счетчик 1,0)	0,8	3,7	3,5	3,3	3,3
4, 5 (ТТ 0,2S; ТН-; Счетчик 1,0)	0,5	3,3	3,3	3,2	3,2
Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с
Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от I2%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц

температура окружающей среды, °C:

- для счетчиков электроэнергии

от 99 до 101

от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15

от +21 до +25

Рабочие условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином
- ток, % от 1ном
- коэффициент мощности, не менее
- частота, Гц

диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:

- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
- для сервера, УССВ ИВК

от 90 до 110 от 1(5) до 120

0,5

от 49,6 до 50,4

от -45 до +40 от +10 до +30 от +10 до +30 от +18 до +24

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800:

- средняя наработка на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

120000

Продолжение таблицы 4

1	2
УСПД RTU-325H:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее	55000
УССВ ИВК комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01:
- средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000
Глубина хранения информации
счетчики электроэнергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее	45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,
потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
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 журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформатор тока	AMT-245/1	9
Трансформатор тока	TAR5	6
Трансформатор напряжения	SU 245/S	6
Счетчик электрической энергии многофункциональный	Альфа А1800	5
Устройство сбора и передачи данных	RTU-325H	1
Устройство синхронизации системного времени на уровне ИВК	СТВ-01	1
Формуляр	АУВП.411711.ФСК.060.367.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 ЕНЭС ПС 220 кВ Зелецино», аттестованной ФГБУ «ВНИИМС, регистрационный номер № RA.RU.311787 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)

ИНН 4716016979

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

Телефон: +7 (495) 710-93-33 Факс: +7 (495) 710-96-55

Web-сайт: www.fsk-ees.ru

E-mail: info@fsk-ees.ru

Изготовитель

ИНН 4716016979

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

Телефон: +7 (495) 710-93-33 Факс: +7 (495) 710-96-55

Web-сайт: www.fsk-ees.ru

E-mail: info@fsk-ees.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС») Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Телефон: +7 (495) 437-55-77 Факс: +7 (495) 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

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

Лист № 1 Регистрационный № 86383-22 Всего листов 13

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Мокша

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Мокша (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

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

- хранение информации по заданным критериям;

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

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

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

Нанесение знака поверки и заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 376. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

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

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав . измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование ИК	Состав И		К АИИС КУЭ
№ ИК	Наименование ИК	Трансформатор тока	Трансформатор напряжения	Счетчик электрической энергии	УСПД	УССВ ИВК
1	2	3	4	5	6	7
1	ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Мокша - Кочелаево	ТГФМ-110 УХЛ1* кл.т. 0,2S Ктт= 300/5 рег.№ 52261-12	НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн= 110000/^3/100/^3 рег.№ 1188-84	ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07	ТК1(Я..31 рег.№ 3664307	СТВ-01 рег. № 49933-12
2	ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Мокша- Инсар	ТРГ-110 II* кл.т. 0,2 Ктт= 600/5 рег.№ 26813-04	НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн= 110000/^3/100/^3 рег.№ 1188-84	ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07
3	ОРУ-110 кВ, ОВ-110 кВ	ТГФМ-110 УХЛ1* кл.т. 0,2S Ктт= 600/5 рег.№ 52261-12	НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн= 110000/^3/100/^3 рег.№ 1188-84	ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07
4	ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Мокша -Ковылкино 2 цепь (ВЛ-110 кВ Мокша - Ковылкино 2)	CA 123 кл.т. 0,2S Ктт= 600/5 рег.№ 23747-02	НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн= 110000/^3/100/^3 рег.№ 1188-84	ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07
5	ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Мокша -Ковылкино 1 цепь (ВЛ-110 кВ Мокша -Ковылкино 1)	CA 123 кл.т. 0,2S Ктт= 600/5 рег.№ 23747-02	НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн= 110000/^3/100/^3 рег.№ 1188-84	ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07

ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Мокша-

Казенный Майдан

CA 123

кл.т. 0,2S Ктт= 600/5 рег.№ 23747-02

НКФ110-83У1

кл.т. 0,5

Ктн=

110000/^3/100/^3

рег.№ 1188-84

ZMD

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07

ТК1(Я..31

рег.№ 3664307

СТВ-01 рег. № 49933-12

ЗРУ-10 кВ, яч.15, КЛ-10 кВ

Птицесовхоз

ТЛО-10

кл.т. 0,5S Ктт= 300/5 рег.№ 25433-11

НАМИ-10

кл.т. 0,2

Ктн= 10000/100 рег.№ 11094-87

НОМ-10-66У2

кл.т. 0,5 Ктн= 10000/100 рег.№ 82753-21

ZMD

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07

ЗРУ-10 кВ, яч.13, КЛ-10 кВ АБЗ

Парапино

ТЛО-10

кл.т. 0,5S Ктт= 300/5 рег.№ 25433-11

НАМИ-10

кл.т. 0,2 Ктн= 10000/100 рег.№ 11094-87

НОМ-10-66У2

кл.т. 0,5 Ктн= 10000/100 рег.№ 82753-21

ZMD

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07

ЗРУ-10 кВ, яч.14, КЛ-10 кВ Ков. ЭС.

ЦРП-2

ТЛО-10

кл.т. 0,5S

Ктт= 300/5 рег.№ 25433-11

НАМИ-10

кл.т. 0,2 Ктн= 10000/100 рег.№ 11094-87

НОМ-10-66У2 кл.т. 0,5 Ктн= 10000/100

рег.№ 82753-21

ZMD

кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07

1	2	3	4	5	6	7
10	ЗРУ-10 кВ, яч.16, КЛ-10 кВ в сторону ПС И-615	ТЛМ-10 кл.т. 0,5 Ктт= 300/5 рег.№ 2473-69	НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн= 10000/100 рег.№ 11094-87 НОМ-10-66У2 кл.т. 0,5 Ктн= 10000/100 рег.№ 82753-21	ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07	ТК1(Я..31 рег.№ 3664307	СТВ-01 рег. № 49933-12
11	ЗРУ-10 кВ, яч.10, КЛ-10 кВ Город-1 ТП-42	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт= 150/5 рег.№ 25433-11	НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн= 10000/100 рег.№ 11094-87 НОМ-10-66У2 кл.т. 0,5 Ктн= 10000/100 рег.№ 82753-21	ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07
12	ЗРУ-10 кВ, яч.11, КЛ-10 кВ Очистные, водозабор ТП-27	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт= 150/5 рег.№ 25433-11	НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн= 10000/100 рег.№ 11094-87 НОМ-10-66У2 кл.т. 0,5 Ктн= 10000/100 рег.№ 82753-21	ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07

1	2	3	4	5	6	7
13	ЗРУ-10 кВ, яч.12, КЛ-10 кВ 3-ий микрорайон	ТЛО-10 кл.т. 0,5S Ктт= 400/5 рег.№ 25433-11	НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн= 10000/100 рег.№ 11094-87 НОМ-10-66У2 кл.т. 0,5 Ктн= 10000/100 рег.№ 82753-21	ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07	ТК1(Я..31 рег.№ 3664307	СТВ-01 рег. № 49933-12
14	ЗРУ-10 кВ, яч.2, ЛЭП-10 кВ КЭМЗ	ТОЛ-10 кл.т. 0,2S Ктт= 100/5 рег.№ 47959-11	НАМИ-10 кл.т. 0,2 Ктн= 10000/100 рег.№ 11094-87 НОМ-10-66У2 кл.т. 0,5 Ктн= 10000/100 рег.№ 82753-21	ZMD кл.т. 0,2S/0,5 рег.№ 22422-07
15	ввод 0,4 кВ ТСН-2	ТШ-0,66У3 кл.т. 0,5 Ктт= 1000/5 рег.№ 6891-84		ZMD кл.т. 0,5S/1,0 рег.№ 22422-07
Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<L<I100%	I100 «/«^изм^Ий»/»
1	2	3	4	5	6
1, 3-6, 14 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S)	1,0	1,1	0,8	0,7	0,7
	0,8	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,5	2,1	1,7	1,4	1,4
2 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S)	1,0	-	1,1	0,8	0,7
	0,8	-	1,4	1,0	0,9
	0,5	-	2,3	1,6	1,4
7-9, 11-13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)	1,0	1,8	1,1	0,9	0,9
	0,8	2,5	1,6	1,2	1,2
	0,5	4,8	3,0	2,2	2,2
10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)	1,0	-	1,8	1,1	0,9
	0,8	-	2,8	1,6	1,2
	0,5	-	5,4	2,9	2,2
15 (ТТ 0,5; ТН -; Сч 0,5S)	1,0	-	1,7	1,0	0,8
	0,8	-	2,8	1,5	1,1
	0,5	-	5,4	2,7	1,9
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм< 20 %	I20 %<1L<I100%	I100 «/«^изм^Ий»/»
1, 3-6, 14 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,8	2,3	2,0	1,6	1,6
1, 3-6, 14 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,5	1,7	1,5	1,3	1,3
2 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,8	-	2,5	1,7	1,6
2 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,5	-	2,1	1,4	1,3

1	2	3	4	5	6
7-9, 11-13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,8	4,1	2,8	2,1	2,1
7-9, 11-13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,5	2,5	1,9	1,5	1,5
10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,8	-	4,6	2,6	2,1
10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,5	-	3,0	1,8	1,5
15 (ТТ 0,5; ТН -; Сч 1,0)	0,8	-	4,4	2,4	1,8
15 (ТТ 0,5; ТН -; Сч 1,0)	0,5	-	2,6	1,6	1,3
Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		51(2)%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I1(2)% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<1 20 %	I20 %<1изм<1100%	I100 %<1изм<1120%
1, 3-6, 14 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S)	1,0	1,3	1,0	0,9	0,9
	0,8	1,5	1,2	1,1	1,1
	0,5	2,2	1,8	1,6	1,6
2 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S)	1,0	-	1,2	1,0	0,9
	0,8	-	1,5	1,2	1,1
	0,5	-	2,4	1,7	1,6
7-9, 11-13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)	1,0	1,9	1,2	1,0	1,0
	0,8	2,6	1,7	1,4	1,4
	0,5	4,8	3,0	2,3	2,3
10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)	1,0	-	1,9	1,2	1,0
	0,8	-	2,9	1,7	1,4
	0,5	-	5,5	3,0	2,3
15 (ТТ 0,5; ТН -; Сч 0,5S)	1,0	-	2,1	1,6	1,4
	0,8	-	3,1	2,0	1,7
	0,5	-	5,5	3,0	2,3

Номер ИК	cosф	Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95
		52%,	55 %,	520 %,	5100 %,
		I2% < I изм< I 5 %	I5 %<I изм<1 20 %	I20 %<1иЗм<1100%	I100 %<1изм<1120%
1, 3-6, 14 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,8	3,8	3,7	3,5	3,5
1, 3-6, 14 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,5	3,4	3,3	3,3	3,3
2 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,8	-	4,0	3,5	3,5
2 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,5	-	3,6	3,3	3,3
7-9, 11-13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,8	5,1	4,2	3,7	3,7
7-9, 11-13 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,5	3,9	3,5	3,4	3,4
10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,8	-	5,5	4,0	3,7
10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)	0,5	-	4,2	3,5	3,4
15 (ТТ 0,5; ТН -; Сч 1,0)	0,8	-	5,4	3,9	3,6
15 (ТТ 0,5; ТН -; Сч 1,0)	0,5	-	4,0	3,4	3,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов

АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с

Пр имечания

1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р для cos9=1,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и §2%Q для COS9<1,0 нормируются от I2%.
2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности	0,87
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии	от +21 до +25
Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 1(5) до 120
- коэффициент мощности, не менее	0,5
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН	от -45 до +40
- для счетчиков	от +10 до +30
- для УСПД	от +10 до +30
- для сервера, УССВ ИВК	от +18 до +24
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии ZMD: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более	72
УСПД: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	55000
УССВ ИВК комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01: - средняя наработка на отказ, ч, не менее	10000
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее	45
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее	45
при отключенном питании, лет, не менее	3
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 журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформатор тока	ТГФМ-110 УХЛ1*	6
Трансформатор тока	ТРГ-110 II*	3
Трансформатор тока	CA 123	3
Трансформатор тока	ТЛО-10	12
Трансформатор тока	ТЛМ-10	2
Трансформатор тока	ТОЛ-10	3
Трансформатор тока	ТШ-0,66У3	3
Трансформатор напряжения	НКФ110-83У1	6
Трансформатор напряжения	НАМИ-10	1
Трансформатор напряжения	НОМ-10-66У2	2
Счетчик электрической энергии	ZMD	15
Устройство сбора и передачи данных	ТК1(Я.	1
Устройство синхронизации системного времени на уровне ИВК	СТВ-01	1
Формуляр	АУВП.411711.ФСК.007.376.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 ЕНЭС ПС 220 кВ Мокша, аттестованной ФГБУ «ВНИИМС», регистрационный номер № RA.RU.311787 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

ИНН 4716016979

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

Телефон: +7 (495) 710-96-99

Факс: +7 (495) 710-96-60

E-mail: info@fsk-ees.ru

Изготовитель

ИНН 4716016979

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

Телефон: +7 (495) 710-90-91

Факс: +7 (495) 710-96-55

E-mail: info@fsk-ees.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС»)

Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Телефон: +7 (495) 437-55-77

Факс: +7 (495) 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru

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

Техническая поддержка

7611 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 1977 от 09.08.2022

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель

Техническая поддержка

Добро пожаловать !

Found 17 results

Users

Erwin Brown

Jacob Deo

7611 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 1977 от 09.08.2022

Текст приказа Росстандарта № 1977 от 09.08.2022

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель