Приказ Росстандарта №2131 от 26.08.2022

№2131 от 26.08.2022
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 355866
ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (19)
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 2131 от 26.08.2022

2022 год
месяц August

15436 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

26 августа 2022 г.

2131

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

за собой.

Заместитель Руководителя

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота

федеральное агентство по техническому регулированию и

метрологии.

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: 029D109B00OBAE27A64C995DDB06D2O3A9

Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович

Действителен: с 27.12.2021 до 27.12.2022

к_________________________________✓

Е.Р.Лазаренко

ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» августа 2022 г. № 2131 Сведения

об утвержденных типах средств измерений

№ и/ п

Наименование типа

Обозначение типа

Код характера производства

Рет. Номер

Зав. номер(а) *

Изготовители

Правообладатель

Код идентификации производства

Методика поверки

Интервал мелщу поверками

Заявитель

Юридическое лицо, проводившее испытания

Дата утверждения акта

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси СИКНС ООО "Кам-скойл" при КНС-4 НГДУ "Ямаш-нефть"

Обозначение отсутствует

86516-22

570/2013

Общество с ограниченной ответственностью "Системы Нефть и Газ" (ООО "СНГ"), г. Щелково, Московская обл.

ОС

НА.ГНМЦ 0670-22 МП

1 ГОД

Общество с ограниченной ответственностью "Кам-скойл" (ООО "Камскойл"), г. Нурлат, Республика Татарстан

АО "Нефтеав-томатика", г. Казань

15.04.2022

Толщиномеры

Обозначение отсутствует

86517-22

Модель 2361, зав. №0412200501, модель 2364 зав. № 1209471, модель

2365 зав. № А570337, модель
2366 зав. № А9В0405, модель
2367 зав. №

INSIZE Со.,

Ltd., КНР

Общество с ограниченной ответственностью "ПРО-МИНВЕСТ" (ООО "ПРО-МИНВЕСТ"), г. Нижний Новгород

ОС

МП 203-24-2022

1 ГОД

Общество с ограниченной ответственностью "ПРО-МИНВЕСТ" (ООО "ПРО-МИНВЕСТ"), г. Нижний Новгород

ФГБУ "ВНИИМС", г. Москва

16.05.2022

А190045, модель 2860 зав. №

М2611211023, модель 2862 зав. № 1311218025, модель 2863 зав.

№1911210271, модель 2866 зав.

№1111200580, модель 2871 зав.

№1905180566, модель 2872 зав. № М2008211340, модель 2875 зав. № ADD010761, 2877 зав. №

М27111211029

Трансформаторы тока

ТФНД-110М

86518-22

2498, 2500

Завод "Электроаппарат", г. Ленинград (изготовлены в 1963 г.)

Завод "Электроаппарат", г. Ленинград

ОС

ГОСТ

8.217-2003

4 года

Производственное предприятие "Самарская ГРЭС" филиал Самарский ПАО "Т Плюс", г. Самара

ФГБУ "ВНИИМС", г. Москва

04.05.2022

Трансформаторы напряжения

НКФ-

110-57

86519-22

980271, 980275,

980291, 980323,

980329, 980289

Московское научно-производственное объединение "Электрозавод" (МНПО "Электрозавод"), г. Москва (изготовлены в 1970 г.)

Московское научно-производственное объединение "Электрозавод" (МНПО "Электрозавод"), г. Москва

ОС

ГОСТ

8.216-2011

8 лет

Производственное предприятие "Самарская ГРЭС" филиал Самарский ПАО "Т Плюс", г. Самара

ФГБУ "ВНИИМС", г. Москва

04.05.2022

Трансформаторы тока

ТФЗМ-

110

86520-22

58255, 58266,

58257, 58391,

58397, 58619,

58573, 8176, 58267,

ПАО "Запо-рожгрансфор-матор", Украина (изго-

ПАО "Запо-рожтрансфор-матор", Украина

ОС

ГОСТ

8.217-2003

4 года

Производственное предприятие "Самарская ГРЭС"

ФГБУ "ВНИИМС", г. Москва

04.05.2022

8144

товлены в

1993, 1994 г.)

филиал Самарский ПАО "Т Плюс", г. Самара

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси Черемшан-ского ЦДНГ АО "Булгар-нефть"

Обозначение отсутствует

86521-22

570

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Нефтегазин-жиниринг" (ООО "НПП "Нефтегазин-жиниринг"), г. Уфа

Акционерное общество "Булгарнефть" (АО "Булгарнефть"), г. Альметьевск, Республика Татарстан

ОС

НА.ГНМЦ. 0673-22

1 год

АО "Нефтеав-томатика", г. Казань

20.04.2022

Счётчики холодной и горячей воды крыльчатые

86522-22

модиф. ETKD-M-СС - зав. № 8ZRI0012716874; модиф. ETWD-N -зав. №

9ZRI0023852401; модиф. MTKD-M-СС - зав. № 8ZRI0012817004; модиф. MTWD-I -зав. № 9ZRI0020040249; модиф. MNK-RP-I -зав. № 190749856; модиф. Minomess -зав. № 14977756; модиф. IMF - № 6ZR10030027240

"ZENNER International GmbH & Со. KG", Германия

ОС

МИ 1592-

2015

6 лет

Общество с ограниченной ответственностью Фирма "Ценнер-Водоприбор Лтд" (ООО Фирма "Цен-нер-Водоприбор"), г. Москва

ЗАО КИП "МЦЭ", г. Москва

04.03.2022

Системы измерения перепада давлений

С 041

86523-22

071082, 0909959,

051034

Акционерное общество "Научно-исследовательский институт физи-

ОС

Вт

1.430.041

МП

2 года

Акционерное общество "Научно-исследовательский институт физических

АО "НИИФИ",

г. Пенза

29.04.2022

ческих измерений" (АО "НИИФИ"), г. Пенза

измерений" (АО "НИИФИ"), г. Пенза

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический

РВС-

1000

86524-22

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

ос

МП 0028-2022

5 лет

ООО "Метро-КонТ",

г. Казань

15.06.2022

10.

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический

РВС-700

86525-22

ОС

МП 0032-2022

5 лет

ООО "Метро-КонТ",

г. Казань

15.06.2022

11.

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические

РВС-

1000

86526-22

13, 18

ОС

МП 0033-2022

5 лет

ООО "Метро-КонТ",

г. Казань

15.06.2022

12.

Резервуары стальные вертикальные ЦИЛИН-

РВС-700

86527-22

8, 19, 20

Общество с ограниченной ответственностью "Газ-

ОС

МП 0031-2022

5 лет

Общество с ограниченной ответственностью "Газ-

ООО "Метро-КонТ",

г. Казань

15.06.2022

дрические

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

13.

Уровнемеры радиоизотопные

УР

86528-22

УР-0,5К - зав. №001, УР-1,0К -зав. №002, УР-1,5К - зав. №003, УР-1,8К - зав. №004

Акционерное общество "Институт физико-технических проблем" (АО "ИФТП"), г. Дубна, Московская обл.

ОС

МП01-221-2022

года

Акционерное общество "Институт физико-технических проблем" (АО "ИФТП"), г. Дубна, Московская обл.

УНИИМ - филиал ФГУП "ВНИИМ им.

Д.И. Менделеева", г. Екатеринбург

21.06.2022

14.

Система измерительная установки 300-01 000 "ЛУКОЙЛ-Пермнеф-теоргсинтез"

Обозначение отсутствует

86529-22

LUKPRM14-

ЕХ15/112241

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУ-КОЙЛ-Пермнеф-теоргсинтез" (ООО "ЛУ-КОЙЛ-Пермнеф-теоргсинтез"), г. Пермь

ОС

МП 2104/1-311229-2022

года

ОООЦМ "СНГ, г. Казань

21.04.2022

15.

Установки поверочные переносные

"Стан-дарт-ВМ"

86530-22

01.03.201,02.03.202

Общество с ограниченной ответственностью "Современные технологии в Метрологии" (ООО "СТМ"), г. Москва

ОС

МП 1412-

1-2022

ГОД

Общество с ограниченной ответственностью "Современные технологии в Метрологии" (ООО "СТМ"), г. Москва

ВНИИР - филиал ФГУП "ВНИИМ им.Д.И.Менде леева", г. Казань

27.06.2022

16.

Контроллеры программируемые

ТС

86531-22

№190040 (модель ТС80), №190045 (модель ТС80),

№191932 (модель

Фирма "Bentrup

Industrie steueru ngen",

Фирма "Bentrup Industriesteueru ngen",

ОС

МП 207-021-2022

2 года

ООО "ГК РТ", г. Волгоград

ФГБУ "ВНИИМС", г. Москва

05.07.2022

ТС2066), №191929

(модель ТС2066)

Г ермания

17.

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Красное Сормово" (АО "СПО "Арктика")

Обозначение отсутствует

86548-22

969.15

Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир

Общество с ограниченной ответственностью "ЭСК "Красное Сормово" (ООО "ЭСК "Красное Сормово"), г. Нижний Новгород

ОС

мпсмо-

0606-2022

4 года

Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир

АО "РЭС

Групп",

г. Владимир

06.06.2022

18.

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСК "Красное Сормово" (АО "ПО "Севмаш")

Обозначение отсутствует

86549-22

969.13

Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир

ОС

МПСМО-

0706-2022

4 года

Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир

АО "РЭС

Групп",

г. Владимир

09.06.2022

19.

Система автоматизированная информационно -измеритель-

Обозначение отсутствует

86550-22

969.14

Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир

Общество с ограниченной ответственностью "ЭСК "Красное Сормово",

ОС

МПСМО-

1006-2022

4 года

Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир

АО "РЭС

Групп",

г. Владимир

10.06.2022

ная коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) ООО "ЭСК "Красное Сормово" (АО "ЦС "Звездочка")

г. Нижний Новгород

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «26» августа 2022 г. № 2131

Регистрационный № 86531-22

Лист № 1 Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Контроллеры программируемые TC

Назначение средства измерений

Контроллеры программируемые ТС (далее - контроллеры или приборы) предназначены для измерений и автоматического регулирования температуры (при использовании в качестве первичных преобразователей (датчиков) температуры термоэлектрических преобразователей) и других физических величин, значение которых датчиками может быть преобразовано в напряжение постоянного тока.

Описание средства измерений

Принцип действия контроллеров основан на измерении и преобразовании электрических сигналов термо-ЭДС и напряжения постоянного тока в цифровую форму с помощью аналогоцифрового преобразователя, с последующим отображением результатов преобразования на встроенном дисплее прибора и осуществлением (при необходимости) функции регуляторов в различных технологических процессах.

Приборы конструктивно выполнены в виде моноблочной конструкции со встроенными электронными модулями. Встроенные модули включают в себя процессорный модуль, измерительные модули сигналов различных датчиков, а также модули обработки и формирования управляющих сигналов. На лицевой панели прибора расположены светодиодная цифровая индикация, светодиодная кривая состояния хода протекания процесса и клавиши управления, на задней панели - контактные клеммы для подключения питания прибора, датчиков и выходных устройств. Клавиши управления и наличие светодиодной кривой состояния хода протекания процесса позволяет записать в постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) приборов до шести программ управления технологическими процессами.

Приборы выпускаются в двух моделях: ТС2066 и ТС80. Модели контроллеров отличаются друг от друга метрологическими и техническими характеристиками, а также по конструктивному исполнению.

Фотографии общего вида контроллеров программируемых ТС моделей ТС2066 и ТС80, а также места нанесения серийного номера приведены на рисунках 1-3.

Пломбирование контроллеров не предусмотрено.

Конструкция приборов не предусматривает нанесение знака поверки на его корпус.

Приказ Росстандарта №2131 от 26.08.2022, https://oei-analitika.ru

Рисунок 1 - Общий вид контроллеров модели TC2066 и место нанесения серийного номера

Рисунок 2 - Общий вид контроллеров модели ТС80

место нанесения серийного номера

Рисунок 3 - Место нанесения серийного номера на контроллере модели ТС80

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) приборов состоит только из встроенного, метрологически значимого, ПО. Данное ПО находится в ПЗУ, размещенном внутри корпуса контроллера, и недоступно для внешней модификации. Метрологические характеристики приборов нормированы с учетом влияния встроенного ПО. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

аблица 1

Идентификационные данные	Значение
Идентификационное наименование ПО	Firmware
Номер версии ПО, не ниже	2.4
Цифровой идентификатор программного обеспечения	При включении «U .»

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с рекомендацией по метрологии Р 50.2.077-2014 - не требуется специальных средств защиты, исключающих возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой встроенной части ПО средства измерений (СИ) и измеренных данных.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение (в зависимости от модели)
	ТС2066	ТС80
Диапазон измерений температуры (от термоэлектрического преобразователя с НСХ типа «К» по ГОСТ Р 8.585-2001), °С	от +20 до +1200
Диапазон измерений и преобразований напряжения постоянного тока, мВ	от 0 до 20 от 0 до 50	-
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений, % (от диапазона измерений) ¹⁾	±0,1	±0,2
Примечание: ¹⁾ - Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений температуры указаны без учета абсолютной погрешности компенсации холодного спая, равной ±1 °C

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение (в зависимости от модели)
Наименование характеристики	ТС2066	ТС80
Значение единицы младшего разряда диапазона измерений температуры, °С	1
Диапазон отображаемых значений при измерении сигналов напряжения постоянного тока, усл. ед	от -999 до 999	-
Значение единицы младшего разряда диапазона отображаемых значений, усл. ед.	1	-
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В	от 85 до 264
- частота переменного тока, Г ц	50
Габаритные размеры (длина^хвысота^хширина), мм, не более	115^х72^х72	60х131х67
Масса, г, не более	220
Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С	от 0 до +50
- относительная влажность воздуха, %, не более	90
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	45000
Средний срок службы, лет, не менее	10

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Контроллер программируемый ТС	модель в соответствии с заказом	1 шт.
Руководство по эксплуатации (на русском языке)	-	1 экз.
Комплект монтажных частей (если предусмотрено моделью прибора)	-	1 комп.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе «Проведение измерений» Руководства по эксплуатации.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к контроллерам программируемым ТС

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

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

Международный стандарт МЭК 60584-1 (2013). Термопары. Часть 1. Градуировочные таблицы;

Приказ Росстандарта от 30 декабря 2019 г. № 3457 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;

Стандарт предприятия на контроллеры программируемые ТС фирмы «Bentrup Industriesteuerungen», Германия.

Правообладатель

Фирма «Bentrup Industriesteuerungen», Германия

Адрес: Wohn-und Buropark Zum Buchwald 35463 Fernwald/Germany

Телефон: +49 (06404) 9144-0

E-mail: info@bentrup.de

Web-сайт: http://benrrup.de/

Изготовитель

Фирма «Bentrup Industriesteuerungen», Германия

Адрес: Wohn-und Buropark Zum Buchwald 35463 Fernwald/Germany

Телефон: +49 (06404) 9144-0

E-mail: info@bentrup.de

Web-сайт: http://bentrup.de/

Испытательный центр

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

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

Телефон/факс: +7 (495) 437-55-77 / (495) 437-56-66;

E-mail: office@vniims.ru

Web-сайт: www.vniims.ru

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

Лист № 1 Регистрационный № 86548-22 Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК «Красное Сормово» (АО «СПО «Арктика»)

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «ЭСК «Красное Сормово», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УССВ), программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2.0», технические средства обеспечения электропитания.

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

Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

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

На верхнем - втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерения до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов.

Сервер БД в автоматическом режиме или по запросу по сети Internet раз в сутки формирует отчеты с результатами измерений и отправляет информацию с использованием электронной подписи (далее по тексту - ЭП) представителя субъекта ОРЭМ с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP в заинтересованные организации в соответствии с Приложением 11.1.1. «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК и ИВК.

СОЕВ включает в себя УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС), встроенные часы сервера БД АИИС КУЭ и счетчиков. Коррекция времени сервера БД АИИС КУЭ производится от УССВ. Сличение времени сервера БД АИИС КУЭ с временем УССВ происходит не реже одного раза в сутки. Коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера и УССВ.

Коррекция времени счетчиков производится от сервера БД АИИС КУЭ. При каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, происходит сличение времени часов сервера БД АИИС КУЭ с временем счетчиков. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем сервера БД АИИС КУЭ более, чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).

Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер (№ 969.15) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче от ИИК в ИВК является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2.0».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентифкационное наименование ПО	Номер версии (идентифика ционый номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО	Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
BinaryPackControls.dll	Не ниже 8.0	EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9D81 5476	MD5
CheckDataIntegrity.dll		EO21 CF9C 974D D7EA 9121 984D 4754 D5C7
ComIECFunction. dll		BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27
ComModbusFunction.dll		AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917
ComStdFunction.dll		EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373
DateTimeProcessing.dll		D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D
SafeValuesDataUpdate.dll		B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB
SimpleVerifyDataStatuses.dl l		61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39
SummaryCheckCRC. dll		EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5
V alue sDataProcessing.dll		013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645

ПО «Пирамида 2.0» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

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

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

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК	Наименование ИК	Измерительные компоненты				Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	TH	Счётчик	УССВ	Вид электроэнергии	Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	РП-70 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 6	ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 150/5 Per. № 2473-69	НТМИ-10-66УЗ Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег№ 831-69	СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 27524-04	УСВ-3 Per. № 64242-16	активная реактивная	±1,2 ±2,8	Г"-' -н -н
2	ПС-38 110 кВ, РУ- 10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч.43, КЛ 10 кВ Ф.38-43	ТИОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 600/5 Per. №1261-59	НТМИ-10-66УЗ Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег№ 831-69	СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17		активная реактивная	±1,2 ±2,8	Г"-' -н -н
3	ТП-159 10 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ СИТ Цеха №6	Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Per. № 71031-18	-	СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17		активная реактивная	±0,8 ±2,2	±3,0 ±5,5

Продолжение таблицы 2

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ПК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана coscp = 0,8 инд 1=0,02(0,05) Т_НОм и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ПК №№ 1-3 от минус 40 до плюс 60 °C.
4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Per. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных, при условии, что предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик.
6 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа.
7 Допускается замена сервера АПИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
8 Допускается изменение наименований ПК, без изменения объекта измерений.
9 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

аблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	3
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,9
- температура окружающей среды, ^оС	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,5 до 50,5
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ^оС	от -45 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ^оС	от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ^оС	от +10 до +30
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, ^оС	от -25 до +60
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.01 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчика электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее	113
- при отключении питания, лет, не менее	30
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал сервера:
- 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;
- замена счетчика;
- полученные «Журналы событий» ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; -испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.

Возможность коррекции времени в:

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

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений;
- 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 систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТЛМ-10	2
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	2
Трансформаторы тока	Т-0,66 У3	3
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66У3	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М.08	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03.01	1
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Программное обеспечение	ПО «Пирамида 2.0»	1
Паспорт-формуляр	РЭСС.411711.АИИС.969.15 ПФ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК «Красное Сормово» (АО «СПО «Арктика»), аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭСК «Красное Сормово»

(ООО «ЭСК «Красное Сормово»)

ИНН 5263057670

Адрес: 603003, г. Нижний Новгород, ул. Баррикад, д. 1

Изготовитель

Акционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9

Испытательный центр

Акционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп») ИНН 3328489050

Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312736.

Лист № 1 Регистрационный № 86549-22 Всего листов 15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК «Красное Сормово» (АО «ПО «Севмаш»)

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- 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.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер (№ 969.13) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентифкационное наименование ПО	Номер версии (идентифика ционый номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО	Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
BinaryPackControls.dll	Не ниже 8.0	EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9D81 5476	MD5
CheckDataIntegrity.dll		EO21 CF9C 974D D7EA 9121 984D 4754 D5C7
ComIECFunction. dll		BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27
ComModbusFunction.dll		AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917
ComStdFunction.dll		EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373
DateTimeProcessing.dll		D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D
SafeValuesDataUpdate.dll		B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB
SimpleVerifyDataStatuses.dl l		61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39
SummaryCheckCRC. dll		EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5
V alue sDataProcessing.dll		013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645

ПО «Пирамида 2.0» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных из менений - «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

Счётчик

УССВ

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

РТП-84 10 кВ, 1

СШ 10 кВ, яч. 13

ТИОЛ-10

Кл.т. 0,5S

Ктт 600/5

Per. № 1261-08

НАМИТ-10-2

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 16687-13

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

УСВ-3

Per. № 64242-16

активная

реактивная

±1Д

±2,6

±2,8

±5,3

РТП-84 10 кВ, 2

СШ 10 кВ, яч. 16

ТИОЛ-10

Кл.т. 0,5S

Ктт 600/5

Per. № 1261-08

НАМИТ-10-2

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,8

±5,3

РП-1 10 кВ, 1 СШ

10 кВ, яч. 4

ТИЛ-10-М

Кл.т. 0,5S Ктт 400/5

Per. №22192-07

НАМИТ-10-2

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,8

±5,3

РТП-101 10 кВ, 2

СШ 10 кВ, яч. 15

ТИОЛ-10

Кл.т. 0,5S

Ктт 150/5

Per. № 1261-08

ЗНАМИТ-10(6)-1

УХЛ2

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 40740-09

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,8

±5,3

РП-3 10 кВ, 1 СШ

10 кВ, яч. 12

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5S

Ктт 600/5

Per. №47958-16

НАМИТ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 16687-13

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

УСВ-3

Per. № 64242-16

активная

реактивная

±1Д

±2,6

±2,8

±5,3

РП-3 10 кВ, 2 СШ

10 кВ, яч. 16

тпол-ю

Кл.т. 0,5S

Ктт 600/5

Per. №47958-16

НАМИТ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 16687-13

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,8

±5,3

РП-7 10 кВ, 1 СШ

10 кВ, яч.31

ТОЛ-10-1

Кл.т. 0,2S

Ктт 600/5

Per. №47959-11

НАМИТ-Ю-2

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±4,0

ТП-1 10 кВ, 1 СШ

10 кВ, яч.З

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5S

Ктт 150/5

Per. № 1261-08

НАМИТ-Ю-2

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,8

±5,3

РП-4 10 кВ, яч.18

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5S

Ктт 600/5

Per. № 1261-08

ЗНАМИТ-Ю(6)-1 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 40740-09

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,8

±5,3

РП-10 10 кВ, 1 СШ

10 кВ, яч.8

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5S

Ктт 200/5

Per. № 1261-08

НАМИТ-Ю-2

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,8

±5,3

РП-2 10 кВ, яч.11

тпол-ю

Кл.т. 0,5S

Ктт 600/5

Per. № 1261-08

НАМИТ-Ю-2

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100 Per. № 16687-07 ЗНАМИТ-Ю(6)-1 УХЛ2

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 40740-09

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

УСВ-3

Per. № 64242-16

активная

реактивная

±1Д

±2,6

±2,8

±5,3

РТП-5 10 кВ, 2 СШ

10 кВ, яч.7

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5S Ктт 600/5

Per. № 1261-08

НАМИТ-Ю-2

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,8

±5,3

РП-4 города 10 кВ,

1 СШ 10 кВ, яч.7, КЛ 10 кВ в сторону

РП-101 10 кВ

ТИЛ-Юс

Кл.т. 0,5

Ктт 400/5

Per. №29390-10

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-26

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-28

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-30

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-36

тпол-ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

УСВ-3

Per. № 64242-16

активная

реактивная

±1Д

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-42

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-46

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-08

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, КЛ ЮкВф. 38-12

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, КЛ ЮкВф. 38-16

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, КЛ ЮкВф. 38-18

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-33

тпол-ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

УСВ-3

Per. № 64242-16

активная

реактивная

±1Д

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-35

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-03

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-05

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-07

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-09

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-38 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 38-17

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-09

твлм-ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

УСВ-3

Per. № 64242-16

активная

реактивная

±1Д

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, КЛ ЮкВф. 55-11

ТВЛМ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, КЛ ЮкВф. 55-19

ТВЛМ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-29

ТВЛМ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, КЛ ЮкВф. 55-16

твлм

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. №45040-10

ТВЛМ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, КЛ ЮкВф. 55-18

ТВЛМ-Ю

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5 Per. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-20

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5 Per. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1Д

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-26

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5 Per. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

УСВ-3

Per. № 64242-16

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-34

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5 Per. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-38

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5 Per. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-40

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5 Per. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-42

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 1000/5

Per. № 1856-63

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

ПС-55 110 кВ, РУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, КЛ 10 кВ ф. 55-52

тпол-ю

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5

Per. № 1261-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Per. №36697-17

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

1	2	3	4	5	6	7	8	9
44	ТП 10 кВ Базисные склады, Ввод 0,4 кВ	ТТИ-40 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Per. №28139-07	-	СЭТ-4ТМ.02М.10 Кл.т. 0,2S/0,5 Per. №36697-17		активная реактивная	±0,8 ±2,2	±3,0 ±5,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с							±5
Примечания: 1 Характеристики погрешности ПК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана coscp = 0,8 инд 1=0,02(0,05) Т_НОм и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ПК №№ 1-44 от минус 40 до плюс 60 °C. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Per. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных, при условии, что предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик. 6 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа. 7 Допускается замена сервера АПИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8 Допускается изменение наименований ПК, без изменения объекта измерений. 9 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

аблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	44
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,9
- температура окружающей среды, ^оС	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,5 до 50,5
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ^оС	от -45 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ^оС	от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ^оС	от +10 до +30
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, ^оС	от -25 до +60
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.10 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее	113
- при отключении питания, лет, не менее	30
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

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

- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

- журнал сервера:
- 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;
- замена счетчика;
- полученные «Журналы событий» ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; -

испытательной коробки;

- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.

Возможность коррекции времени в:

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

Возможность сбора информации:

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

Цикличность:

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

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТПЛ-10-М	2
Трансформаторы тока	ТОЛ-10-I	2
Трансформаторы тока	ТПЛ-10с	2
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	56
Трансформаторы тока	ТВЛМ-10	22
Трансформаторы тока	ТВЛМ	1
Трансформаторы тока	ТТИ-40	3
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10-2	8
Трансформаторы напряжения	ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2	4
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	2
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66	9
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	43
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.02М.10	1
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Программное обеспечение	ПО «Пирамида 2.0»	1
Паспорт-формуляр	РЭСС.411711.АИИС.969.13 ПФ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК «Красное Сормово» (АО «ПО «Севмаш»), аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭСК «Красное Сормово» (ООО «ЭСК «Красное Сормово»)

ИНН 5263057670

Адрес: 603003, г. Нижний Новгород, ул. Баррикад, д. 1

Изготовитель

Акционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9

Испытательный центр

Акционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312736.

Лист № 1 Регистрационный № 86550-22 Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК «Красное Сормово» (АО «ЦС «Звездочка»)

Назначение средства измерений

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

Описание средства измерений

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- 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.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер (№ 969.14) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентифкационное наименование ПО	Номер версии (идентифика ционый номер) ПО	Цифровой идентификатор ПО	Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
BinaryPackControls.dll	Не ниже 8.0	EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9D81 5476	MD5
CheckDataIntegrity.dll		EO21 CF9C 974D D7EA 9121 984D 4754 D5C7
ComIECFunction. dll		BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27
ComModbusFunction.dll		AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917
ComStdFunction.dll		EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373
DateTimeProcessing.dll		D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D
SafeValuesDataUpdate.dll		B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB
SimpleVerifyDataStatuses.dl l		61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39
SummaryCheckCRC. dll		EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5
V alue sDataProcessing.dll		013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645

ПО «Пирамида 2.0» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных из менений - «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
Номер ИК	Наименование ИК	ТТ	TH	Счётчик	УССВ	Вид электроэнергии	Основная погрешность, %	Погрешность в рабочих условиях, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	РПТП-8 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 17	ТИОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1261-59	НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-53	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08	УСВ-3 Per. № 64242-16	активная реактивная	±1,2 ±2,8	Г"-' -н -н
2	РПТП-8 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 20	ТИОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 600/5 Per. № 1261-59	НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-53	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08		активная реактивная	±1,2 ±2,8	Г"-' -н -н
3	РТП-2 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, Яч. 7	ТИОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт 1000/5 Per. № 1261-59	НТМИ-10 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-53	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08		активная реактивная	±1,2 ±2,8	Г"-' -н -н

Продолжение таблицы 2

ГПП 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ,

Яч. 10

ТЛШ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 2000/5

Per. №6811-78

НТМИ-10-66УЗ

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

УСВ-3

Per. № 64242-16

активная

реактивная

±1,2

±2,8

Г"-' -н -н

ГПП 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ,

Яч. 40

ТЛШ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 2000/5

Per. №6811-78

НТМИ-10-66УЗ

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

Г"-' -н -н

ГПП 110 кВ, ЗРУ-

10 кВ, 3 СШ 10 кВ,

Яч. 13

ТЛШ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 2000/5

Per. №6811-78

НТМИ-10-66УЗ

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

Г"-' -н -н

ГПП 110 кВ, ЗРУ-

10 кВ, 4 СШ 10 кВ,

Яч. 43

ТЛШ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 2000/5

Per. №6811-78

НТМИ-10-66УЗ

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

Г"-' -н -н

ГПП 110 кВ, ЗРУ-

10 кВ, Ввод ТСН-411 10/0,4 кВ

Т-0,66 УЗ

Кл.т. 0,5S

Ктт 100/5

Per. №71031-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/l,0

Per. № 50460-18

активная

реактивная

±1,0

±2,4

Г"-' -н -н

ГПП 110 кВ, ЗРУ-

10 кВ, Ввод ТСН-421 10/0,4 кВ

Т-0,66 УЗ

Кл.т. 0,5S

Ктт 100/5

Per. №71031-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл. т. 0,5S/l,0

Per. № 50460-18

активная

реактивная

±1,0

±2,4

Г"-' -н -н

ГПП 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ,

Яч. 6

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5 Per. № 1856-63

НТМИ-10-66УЗ

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

активная

реактивная

±1,2

±2,8

Г"-' -н -н

Продолжение таблицы 2

ГПП 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ,

Яч. 22

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 600/5 Per. № 1856-63

НТМИ-10-66УЗ

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08

УСВ-3

Per. № 64242-16

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

ГПП 110 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.52, КЛ 10 кВ в сторону ТП-бОп 10 кВ.

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт 100/5 Per. № 1856-63

НТМИ-10-66УЗ

Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100

Per. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,5S/l,0

Per. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ПК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана coscp = 0,8 инд 1=0,02(0,05) Т_НОм и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ПК №№ 1-12 от минус 40 до плюс 60 °C.
4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Per. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных, при условии, что предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик.
6 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа.
7 Допускается замена сервера АПИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
8 Допускается изменение наименований ПК, без изменения объекта измерений.
9 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3. аблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов	12
1	2
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- частота, Гц	от 49,85 до 50,15
- коэффициент мощности cos9	0,9
- температура окружающей среды, ^оС	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд до 0,8 емк
- частота, Гц	от 49,5 до 50,5
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ^оС	от -45 до +40
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ^оС	от -40 до +60
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ^оС	от +10 до +30
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, ^оС	от -25 до +60
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: для счетчика электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчика электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МД.05 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	165000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
для счетчика электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	220000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	70000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	45000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее	113
- при отключении питания, лет, не менее	30
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал сервера:
- 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;
- замена счетчика;
- полученные «Журналы событий» ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; -испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.

Возможность коррекции времени в:

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

Возможность сбора информации:

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

Цикличность:

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

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	6
Трансформаторы тока	ТВЛМ-10	6
Трансформаторы тока	ТЛШ-10	8
Трансформаторы тока	Т-0,66 У3	6
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10	3
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66У3	4
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М.01	9
Счетчики электрической энергии многофункциональные	СЭТ-4ТМ.03М	1
Счетчики электрической энергии многофункциональные	ПСЧ-4ТМ.05МД.05	2
Устройство синхронизации времени	УСВ-3	1
Программное обеспечение	ПО «Пирамида 2.0»	1
Паспорт-формуляр	РЭСС.411711.АИИС.969.14 ПФ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСК «Красное Сормово» (АО «ЦС «Звездочка»), аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭСК «Красное Сормово»

(ООО «ЭСК «Красное Сормово»)

ИНН 5263057670

Адрес: 603003, г. Нижний Новгород, ул. Баррикад, д. 1

Изготовитель

Акционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9

Испытательный центр

Акционерное общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312736.

Лист № 1 Регистрационный № 86516-22 Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси СИКНС ООО «Камскойл» при КНС-4 НГДУ «Ямашнефть»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси СИКНС ООО «Камскойл» при КНС-4 НГДУ «Ямашнефть» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти в нефтегазоводяной смеси, отображения (индикации) и регистрации результатов измерений, при ведении учетных операций между ООО «Камскойл» и НГДУ «Ямашнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси с помощью измерительного канала (далее - ИК) массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси. ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси включает в себя счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF300 с преобразователем модели 2700 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений (далее - ФИФОЕИ) 45115-10) и контроллер измерительно-вычислительный OMNI 3000/6000 модели OMNI 6000 (регистрационный номер в ФИФОЕИ 15066-09), метрологические характеристики которых определяются комплектным методом.

Массу нетто нефти в нефтегазоводяной смеси определяют как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды в нефтегазоводяной смеси, массы хлористых солей и механических примесей в обезвоженной нефтегазоводяной смеси.

СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКНС и эксплуатационными документами на ее компоненты.

Конструктивно СИКНС состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ) и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые утечки нефтегазоводяной смеси.

БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.

БИК выполняет функции определения текущих показателей качества нефтегазоводяной смеси и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефтегазоводяной смеси.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. СОИ включает в себя два контроллера измерительно-вычислительных OMNI 3000/6000 модели OMNI 6000 и автоматизированное рабочее место оператора со средствами отображения и печати (далее - АРМ).

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси по передвижной ПУ.

В состав СИКНС входят следующие основные средства измерений (далее - СИ), приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Состав СИКНС

Наименование СИ	Регистрационный № в ФИФОЕИ
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF300 с преобразователем модели 2700	45115-10
Контр оллер ы измер ительно-вычислительные OMNI 3000/6000 модели OMNI 6000	15066-09
Датчики давления Метран-150	32854-13
Влагомер поточный модели F	46359-11

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массового расхода нефтегазоводяной смеси в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы нефтегазоводяной смеси в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси (%);
- вычисление массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси (т);
- поверку и контроль метрологических характеристик (КМХ) ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси;
- регистрацию и хранение результатов измерений;
- защита информации от несанкционированного доступа.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.

Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

Заводской номер СИКНС 570/2013 нанесен ударным методом на табличку, прикрепленную к корпусу блок-бокса СИКНС.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКНС реализовано в ИВК и в АРМ, оснащенные средствами отображения и печати. Идентификационные данные ПО ИВК приведены в таблице 2.

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

Таблица 2 - Идентификационные данные ИВК

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	-
Номер версии (идентификационный номер) ПО	24.75.04
Цифровой идентификатор ПО	9111

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода, т/ч	от 8 до 19
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, %	±0,25
Примечание: Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в нефтегазоводяной смеси нормируются в соответствии с документом: МН 1195-2022 «ГСИ. Масса нефти в нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси СИКНС ООО «Камскойл» при КНС-4 НГДУ «Ямашнефть» (свидетельство об аттестации методики измерений № RA.RU.310652-025/03-2022 от 06.04.2022 г.)

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Измеряемая среда	нефтегазоводяная смесь
Рабочий диапазон температуры нефтегазоводяной смеси, °С	от 10 до 50
Давление нефтегазоводяной смеси, МПа	от 0,2 до 2,0
Плотность нефтегазоводяной смеси, кг/м³	от 910,0 до 1140,0
Вязкость кинематическая, мм²/с	от 200 до 1000
Массовая доля воды, %, не более	90,0
Массовая концентрация хлористых солей, г/дм³, не более	100
Массовая доля механических примесей, %, не более	1,0
Массовая доля серы, %, не более	4,0
Массовая концентрация сульфида железа, мг/дм³, не более	80
Содержание растворенного газа	отсутствует
Содержание свободного газа	отсутствует
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В	220/380
- частота переменного тока, Г ц	50
Условия эксплуатации: - температура в блок-боксе, °С	от +5 до +38
- относительная влажность, %, не более	80
- атмосферное давление, кПа	от 96,0 до 103,7
Средний срок службы, лет, не менее	10
Режим работы СИКНС	периодический

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность СИ

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси СИКНС ООО «Камскойл» при КНС-4 НГДУ «Ямашнефть», с заводским номером 570/2013	-	1 шт.
Инструкция по эксплуатации	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

представлены в документе МН 1195-2022 «ГСИ. Масса нефти в нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси СИКНС ООО «Камскойл» при КНС-4 НГДУ «Ямашнефть» (свидетельство об аттестации методики измерений № RA.RU.310652-025/03-2022 от 06.04.2022 г.).

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Системы Нефть и Газ» (ООО «СНГ») ИНН 5050024775

Адрес: 141108, Московская область, г. Щелково, ул. Заводская, д. 1, к. 1

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Системы Нефть и Газ» (ООО «СНГ») ИНН 5050024775

Адрес: 141108, Московская область, г. Щелково, ул. Заводская, д. 1, к. 1

Испытательный центр

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес: 420029, Республика Татарстан, город Казань, улица Журналистов, 2а

Тел: 8 (843) 567-20-10

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366.

Лист № 1 Регистрационный № 86517-22 Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Толщиномеры

Назначение средства измерений

Толщиномеры предназначены для измерений толщины листовых материалов.

Описание средства измерений

Принцип действия состоит в измерении величины вертикального перемещения подвижного измерительного наконечника при измерении толщины листовых материалов, помещенных между подвижным измерительным стержнем и неподвижным измерительным наконечником. Величину перемещения считывают на отсчетном устройстве. Для отвода измерительного стержня имеется арретир.

Толщиномеры состоят из корпуса, неподвижного плоского измерительного наконечника, подвижного плоского измерительного стержня, отсчетного устройства и арретира для толщиномеров с нормированным измерительным усилием.

Толщиномеры моделей 2361, 2363, 2364, 2365, 2366, 2367, 2862, 2863, 2866, 2875 имеют аналоговое отсчетное устройство, моделей 2860, 2871, 2872, 2873, 2876, 2877 -цифровое отсчетное устройство.

Толщиномеры изготавливаются следующих моделей:

- 2361, исполнение 2361-10;
- 2363, исполнение 2363-10;
- 2364, исполнений 2364-10, 2364-10В, 2364-1;
- 2365, исполнений 2365-10, 2365-20; 2365-10В; 2365-20В;
- 2366, исполнений 2366-30, 2366-30В;
- 2367, исполнение 2367-10А;
- 2860, исполнение 2860-25;
- 2862, исполнений 2862-101, 2862-102;
- 2863, исполнение 2863-10;
- 2866, исполнение 2866-10;
- 2871, исполнений 2871-10, 2871-101;
- 2872, исполнение 2872-10;
- 2873, исполнение 2873-10;
- 2875, исполнений 2875-30, 2875-50;
- 2876, исполнение 2876-10;
- 2877, исполнений 2877-4, 2877-10.

Толщиномеры отличаются между собой общим видом, метрологическими и техническими характеристиками.

4NSIZE*

Логотип ? наносится на паспорт толщиномеров типографским

методом, на лицевую поверхность циферблата или корпуса отсчетного устройства краской или лазерной маркировкой.

Общий вид толщиномеров указан на рисунках 1 - 16.

Варианты исполнений измерительных наконечников толщиномеров моделей 2364, 2366, 2365 указаны на рисунке 17.

Заводской номер наносится на боковую или заднюю поверхность отсчетного устройства (для толщиномеров моделей 2361, 2363 заводской номер наносится с оборотной стороны корпуса толщиномера) краской или лазерной маркировкой в формате цифрового или буквенно-цифрового обозначения.

Модель толщиномеров указана на лицевой или задней поверхности отсчетного устройства, в обозначении исполнения значимыми считать первые четыре цифры до знака «дефис».

Пломбирование толщиномеров от несанкционированного доступа не предусмотрено. Возможность нанесения знака поверки на средство измерений отсутствует.

Рисунок 1 - Общий вид толщиномеров модели 2361, исполнения 2361-10

2363-10

Рисунок 2 - Общий вид толщиномеров модели 2363, исполнения 2363-10

Рисунок 3 - Общий вид толщиномеров модели 2364, исполнений 2364-10 и 2364-1

Рисунок 4 - Общий вид толщиномеров модели 2365, исполнения 2365-10

Рисунок 5 - Общий вид толщиномеров модели 2366, исполнения 2366-30

2367-1ОА

Рисунок 6 - Общий вид толщиномеров модели 2367, исполнения 2367-10А

Рисунок 7 - Общий вид толщиномеров модели 2860, исполнения 2860-25

Рисунок 8 - Общий вид толщиномеров модели 2862, исполнения 2862-101

2863-10

Рисунок 9 - Общий вид толщиномеров модели 2863, исполнения 2863-10

Рисунок 10 - Общий вид толщиномеров модели 2866, исполнения 2866-10

Рисунок 11 - Общий вид толщиномеров модели 2871, исполнения 2871-101

2872-10

Рисунок 12 - Общий вид толщиномеров модели 2872, исполнения 2872-10

2873-10

Рисунок 13 - Общий вид толщиномеров модели 2873, исполнения 2873-10

Рисунок 14 - Общий вид толщиномеров модели 2875, исполнения 2875-30

2676-10

Рисунок 15 - Общий вид толщиномеров модели 2876, исполнения 2876-10

2877-4 2877-10

Рисунок 16 - Общий вид толщиномеров модели 2877, исполнений 2877-4 и 2877-10

Рисунок 17 - Варианты исполнений измерительных наконечников толщиномеров моделей 2364, 2366, 2365

Лист № 9 Всего листов 11 Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики

Модель	Исполнение	Диапазон измерений, мм	Цена деления (шаг дискретности), мм	Вылет скобы, мм, не менее	Пределы допускаемой абсолютной погрешности, мм
2361	2361-10	От 0 до 10	0,1	14	±0,050
2363	2363-10	От 0 до 10	0,01	10	±0,030
2364	2364-10	От 0 до 10	0,01	30	±0,020
	2364-10В	От 0 до 10	0,01	30	±0,020
	2364-1	От 0 до 1	0,001	30	±0,005
2365	2365-10	От 0 до 10	0,01	120	±0,020
	2365-20	От 0 до 20	0,01	120	±0,030
	2365-10В	От 0 до 10	0,01	120	±0,020
	2365-20В	От 0 до 20	0,01	120	±0,030
2366	2366-30	От 0 до 30	0,01	30	±0,035
2366	2366-30В	От 0 до 30	0,01	30	±0,035
2367	2367-10А	От 0 до 10	0,01	21	±0,020
2860	2860-25	От 0 до 25,4	0,01	300	±0,050
2862	2862-101	От 0 до 10	0,05	35	±0,100
2862	2862-102	От 0 до 10	0,05	60	±0,100
2863	2863-10	От 0 до 10	0,05	35	±0,100
2866	2866-10	От 0 до 10	0,05	35	±0,100
2871	2871-10	От 0 до 10	0,01	30	±0,020
2871	2871-101	От 0 до 10	0,001	30	±0,005
2872	2872-10	От 0 до 10	0,01	120	±0,020
2873	2873-10	От 0 до 10	0,01	35	±0,020
2875	2875-30	От 0 до 30	0,1	400	±0,050
2875	2875-50	От 0 до 50	0,1	700	±0,050
2876	2876-10	От 0 до 10	0,01	21	±0,020
2877	2877-4	От 0 до 4,5	0,01	120	±0,020
2877	2877-10	От 0 до 10	0,01	30	±0,020

Таблица 2 - Условия эксплуатации и средний срок службы

Наименование параметра

Значение

Условия эксплуатации:

- диапазон рабочих температур, °С
- относительная влажность воздуха, %

+15 до +25 от 40 до 80

Полный средний срок службы, лет, не менее

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским методом.

Лист № 10 Всего листов 11 Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Комплектность
Толщиномер	_-	1 шт.
Футляр	_-	1 шт.
Элемент питания для толщиномеров с цифровым отсчетным устройством	-	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 7 «Порядок работы» паспорта толщиномеров.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Государственная поверочная схема для средств измерений длины в диапазоне

от V10^-9 до 100 м и длин волн в диапазоне от 0,2 до 50 мкм, утвержденная приказом Росстандарта от 29 декабря 2018 г. № 2840;

ТУ 39.42.61-001-01356294 «Толщиномеры. Технические условия».

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ПРОМИНВЕСТ»

(ООО «ПРОМИНВЕСТ»)

ИНН 5257159909

Адрес: 603124, г. Нижний Новгород, ул. Вязниковская, д. 38, офис 7

Web-сайт: www.instrument52.ru

E-mail: prominvest.zakaz@mail.ru

Изготовитель

INSIZE Co., Ltd., КНР

Адрес: 80 Xiangyang Road, Suzhou New District, 215009 China

Web-сайт: www.insize.com

E-mail: sales-l@insize.com

Испытательный центр

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Телефон: (495) 437-55-77, факс: (495) 437-56-66

Web-сайт: www.vniims.ru

E-mail: office@vniims.ru Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

Лист № 1

Всего листов 3

Регистрационный № 86518-22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Трансформаторы тока ТФНД-110М

Назначение средства измерений

Трансформаторы тока ТФНД-110М (далее - трансформаторы тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока промышленной частоты.

Описание средства измерений

Принцип действия трансформаторов тока основан на законе электромагнитной индукции. Ток первичной обмотки (обмоткой трансформатора тока служит высоковольтный ввод выключателя) трансформатора тока создает переменный магнитный поток в магнитопроводе, вследствие чего во вторичной обмотке создается ток, пропорциональный первичному току.

Внешний вид трансформаторов тока представляет собой опорную конструкцию. Выводы первичной обмотки расположены на верхней части трансформаторов тока. Выводы вторичной обмотки расположены на корпусе трансформатора тока и закрываются защитной металлической крышкой с целью ограничения доступа к измерительной цепи.

Корпус трансформатора тока снабжен табличкой (шильдом) с указанием заводского номера и основных метрологических и технических характеристик.

К трансформаторам тока данного типа относятся трансформаторы тока с зав №№ 2498, 2500.

Общий вид трансформатора тока представлен на рисунке 1.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Места пломбировки от несанкционированного доступа находятся на концах выводов вторичных обмоток.

Место пломбировки

Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид средства измерений с указанием места пломбировки от несанкционированного доступа и места нанесения заводского номера

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Заводской номер	2498, 2500
Г од выпуска	1963
Номинальное напряжение, кВ	110
Номинальная частота, Г ц	50
Номинальный первичный ток, А:	300, 600
Номинальный вторичный ток, А	5
Номинальная вторичная нагрузка при cos ф=0,8, В^А	30
Класс точности вторичных обмоток	0,5

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Условия эксплуатации:

- температура окружающей среды, °C

от -45 до +40

Знак утверждения типа наносится

на титульный лист паспорта трансформатора тока типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Количество
Трансформатор тока ТФНД-110М	2 шт.
Трансформатор тока ТФНД-110М. Паспорт	2 шт.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе «Общие сведения» паспорта трансформатора тока.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений ГОСТ 8.217-2003 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ).Трансформаторы тока. Методика поверки.

Правообладатель Завод «Электроаппарат» Адрес: 199106, г. Ленинград, 24-я линия Васильевского острова, д. 3-7

Изготовитель

Завод «Электроаппарат» (изготовлены в 1963 г.) Адрес: 199106, г. Ленинград, 24-я линия Васильевского острова, д. 3-7

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

ИНН 9729315781 Адрес: 119361, Москва, ул. Озерная, 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 в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

Регистрационный № 86519-22

Лист № 1 Всего листов 3

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Трансформаторы напряжения НКФ-110-57

Назначение средства измерений

Трансформатор напряжения НКФ-110-57 (далее по тексту - трансформатор напряжения) предназначены для применения в электрических цепях переменного тока частотой 50 Гц с номинальным напряжением 110 кВ с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления.

Описание средства измерений

Принцип действия трансформатора напряжения основан на явлении электромагнитной индукции переменного тока.

Трансформатор напряжения состоит из магнитопровода, выполненного из электротехнической стали, первичных и вторичной обмоток с высоковольтной изоляцией, конструктивных вспомогательных деталей, соединяющих части трансформатора напряжения в единую конструкцию. Активная часть трансформатора напряжения находится в изоляционной покрышке, заполненной трансформаторным маслом и установленной на основание.

Корпус трансформатора наппряжения снабжен табличкой (шильдом) с указанием заводского номера и основных метрологических и технических характеристик.

К трансформаторам тока данного типа относятся трансформаторы тока с зав №№ 980271, 980275, 980291, 980323, 980329, 980289.

Общий вид трансформатора напряжения и схема пломбировки от несанкционированного доступа приведены на рисунке 1.

Знак поверки наносится на крышку клеммной коробки или на свидетельство о поверке.

Заводской номер трансформатора наносится на самоклеящуюся информационную табличку (шильд) на корпусе.

Места пломбировки от несанкционированного доступа находятся на концах выводов вторичных обмоток.

несанкционированного доступа

Рисунок 1 - Общий вид трансформатора напряжения и схема пломбировки от

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики НКФ-110-57

Наименование характеристики	Значение
Заводские номера	980271 980275 980291 980323 980329 980289
Номинальное напряжение первичной обмотки, В	110000/^3
Номинальное напряжение вторичной обмотки: - основной, В		100/V3
- дополнительной, В		100
Номинальная частота, Г ц	50
Класс точности основной вторичной обмотки	0,5	1	3
Номинальная мощность основной вторичной обмотки, ВА	400	600	1200
Предельная мощность: - максимальная, В^А		2000
- дополнительной обмотки, В^А		1200

Таблица 2 - Основные технические характеристики НКФ-110-57

Наименование характеристики

Значение

Условия эксплуатации:

- температура окружающей среды, °C

от -45 до +40

Знак утверждения типа наносится

на титульный лист паспорта трансформатора напряжения типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Трансформатор напряжения	НКФ-110-57	6 шт.
Трансформатор напряжения НКФ-110-57. Паспорт	-	6 шт.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе «Общие сведения» паспорта трансформатора напряжения.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 8.216-2011 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ).Трансформаторы напряжения. Методика поверки.

Правообладатель

Московское научно-производственное объединение «Электрозавод» (МНПО «Электрозавод»)

Адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21

Изготовитель

Московское научно-производственное объединение «Электрозавод» (МНПО «Электрозавод»), (изготовлены в 1970г.).

Адрес: 107023, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 21

Испытательный центр

ИНН 9729315781

Адрес: 119361, Москва, ул. Озерная, 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 в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

Лист № 1

Всего листов 3

Регистрационный № 86520-22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Трансформаторы тока ТФЗМ-110

Назначение средства измерений

Трансформаторы тока ТФЗМ-110 (далее - трансформаторы тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока частотой 50 Гц.

Описание средства измерений

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

Трансформаторы тока выполнены в виде опорной конструкции. Выводы первичной обмотки расположены на верхней части трансформаторов. Выводы вторичной обмотки расположены на корпусе трансформатора и закрываются защитной металлической крышкой с целью ограничения доступа к измерительной цепи.

Трансформаторы тока изготовлены в исполнениях: ТФЗМ-110Б-ГУ1, ТФЗМ-110Б-IVY1.

К трансформаторам тока данного типа относятся трансформаторы тока с зав №№ 58255, 58266, 58257, 58391, 58397, 58619, 58573, 8176, 58267, 8144.

Общий вид трансформатора тока представлен на рисунке 1.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Места пломбировки от несанкционированного доступа находятся на концах выводов вторичных обмоток.

Место

пломбирования

Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид средства измерений и схема пломбировкиот несанкционированного доступа

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики ТФЗМ-110

Наименование характеристики	Значение
Заводской номер	8176, 8144	58255, 58266, 58257, 58391, 58397, 58619, 58573, 58267
Г од выпуска	1993	1994
Номинальное напряжение, кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
Номинальный первичный ток, А	300, 600
Номинальный вторичный ток, А	5
Класс точности вторичных обмоток для измерений и учета	0,5
Номинальная вторичная нагрузка при cos ф=0,8, ВА	30
Номинальная частота, Г ц	50
Масса, кг, не более	440

Таблица 2 - Основные технические характеристики ТФЗМ-110

Наименование характеристики

Значение

Условия эксплуатации:

- Температуцра окружающей среды, °C

от -45 до +40

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта трансформатора тока типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 3 - Комплектность средства измерений

Наименование	Количество
Трансформатор тока ТФЗМ-110 (заводские номера: 58255, 58266, 58257, 58391, 58397, 58619, 58573, 8176, 58267, 8144.)	10 шт.
Трансформатор тока ТФЗМ-110. Паспорт	10 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

Приведены в разделе «Общие сведения» паспорта трансформатора.

Нормативные документы, устанавливающие требования к трансформаторам тока ТФЗМ-110

ГОСТ 8.217-2003 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ).Трансформаторы тока. Методика поверки.

Правообладатель

ПО «Запорожтрансформатор», Украина

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

Изготовитель

ПО «Запорожтрансформатор», Украина (изготовлены в 1993, 1994 г.)

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

Испытательный центр

Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГБУ «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Телефон: +7(495) 437-55-77

Факс: +7(495) 437-56-66

E-mail: office@vniims.ru

Web-сайт: www.vniims.ru

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

Лист № 1 Регистрационный № 86521-22 Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси Черемшанского ЦДНГ АО «Булгарнефть»

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси Черемшанского ЦДНГ АО «Булгарнефть» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.

Описание средства измерений

Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси (далее по тексту - нефти) с помощью расходомеров массовых MicroMotion модели CMF (далее по тексту - МПР). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей МПР поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» (OCTOPUS-L) (далее по тексту - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефти в составе нефтегазоводяной смеси по реализованному в нем алгоритму.

Массу нетто нефти определяют как разность массы нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей, свободного и растворенного газов в нефти.

Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров нефти (далее по тексту - БИК) и системы сбора и обработки информации (далее по тексту -СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефтегазоводяной смеси.

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, рабочей измерительной линии (ИЛ) и контрольно-резервной ИЛ.

БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля параметров нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной ПУ.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два ИВК (рабочий и резервный), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; два автоматизированных рабочих места оператора на базе ПО ПК «Rate АРМ оператора УУН» (основное и резервное) (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.

В состав СИКНС входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -рег. №)), приведенные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Состав СИКНС

Наименование СИ	Рег. №
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion	45115-16
Преобразователи давления измерительные Deltabar S PMD75	72796-18
Преобразователи давления измерительные Cerabar S PMP71	71892-18
Преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51	41560-09
Датчики температуры TMT142R	63821-16
Расходомеры-счетчикы ультразвуковые OPTISONIC 3400	57762-14
Комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» (OCTOPUS-L)	76279-19
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм	14557-15
Влагомеры сырой нефти ВСН-2	24604-12

В состав СИКНС входят показывающие СИ давления и температуры, применяемые для контроля технологичесиких режимов работы СИКНС.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти;
- автоматическое измерение давления и температуры нефти;
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти;
- поверка и КМХ МПР по передвижной ПУ, КМХ рабочего МПР по контрольнорезервному МПР;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.

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

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.

Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится ударным способом на шильд-табличку блок-бокса СИКНС.

Программное обеспечение

обеспечивает реализацию функций СИКНС. Метрологически значимая часть программного обеспечения (ПО) СИКНС реализована в ИВК и АРМ оператора.

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

Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационные данные (признаки)	АРМ оператора	ИВК
Идентификационное наименование ПО	RateCalc.dll	Formula.o
Номер версии (идентификационный номер) ПО	2.4.1.1	1.000
Цифровой идентификатор ПО	F0737B4F	E4430874
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора	CRC32	CRC32

Метрологические и технические характеристики

Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси, т/ч	от 5 до 30
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси, %	±0,25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, %	±0,35

Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Измеряемая среда	смесь нефтегазоводяная
Характеристики измеряемой среды:
- плотность в рабочем диапазоне температур, кг/м³	от 830 до 970
- давление, МПа	от 0,1 до 3,0
- температура, °С	от +5 до +45
- объемная доля воды, %, не более	5,0
- массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³, не более	16458
- содержание свободного газа, %, не более	0,2
- содержание растворенного газа, м³/м³, не более	0,7
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В	220±22, 380±38
- частота переменного тока, Г ц	50±1
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С
- в технологическом помещении, не менее	+5
- в блоке аппаратурном	от +15 до +30
- относительная влажность при +25°С, %, не более	90
- атмосферное давление, кПа	от 86,0 до 106,7
Средний срок службы, лет, не менее	25
Средняя наработка на отказ, ч	20000
Режим работы СИКНС	непрерывный

Знак утверждения типа наносится

на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Комплектность средства измерений

Т а б л и ц а 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров

нефтегазоводяной смеси Черемшанского ЦДНГ

АО «Булгарнефть», заводской № 570

1 шт.

Инструкция по эксплуатации

1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

представлены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси Черемшанского ЦДНГ АО «Булгарнефть», ФР.1.29.2022.42545.

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

Акционерное общество «Булгарнефть» (АО «Булгарнефть»)

Адрес: 423452, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Белоглазова, д. 26

ИНН 1644005296

Изготовитель

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

Адрес: 450027, Республика Башкортостан, г. Уфа, Индустриальное шоссе, д. 55

ИНН 0278093583

Испытательный центр

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес:420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311366.

Лист № 1 Регистрационный № 86522-22 Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счётчики холодной и горячей воды крыльчатые ZR

Назначение средства измерений

Счётчики холодной и горячей воды крыльчатые ZR (далее - счётчики) предназначены для измерений объёма холодной питьевой воды по СанПиН 2.1.4.1074-01 и воды в тепловых сетях по СанПиН 2.1.4.2496-09, протекающей по трубопроводам в жилых домах и промышленных зданиях.

Описание средства измерений

Счётчики состоят из крыльчатого преобразователя расхода и счётного механизма. Крыльчатый преобразователь состоит из корпуса с крышкой, внутри которого расположена крыльчатка. Счётный механизм содержит масштабирующий редуктор со стрелочными и роликовыми указателями объема.

Принцип работы счётчиков состоит в измерении числа оборотов крыльчатки, вращающейся под воздействием потока протекающей воды. Поток воды через входной патрубок попадает внутрь преобразователя расхода и далее поступает в измерительную полость, внутри которой на специальных опорах вращается крыльчатка. Затем вода изливается из выходного патрубка преобразователя расхода. Число оборотов крыльчатки пропорционально количеству протекающей воды. Вращение крыльчатки в зависимости от модификации счётчиков передается в счётный механизм непосредственно через общую ось (счётчики-«мокроходы») либо посредством магнитной муфты (счётчики-«сухоходы»), защищенной от воздействия извне антимагнитным кольцом. Счётный механизм обеспечивает, благодаря масштабирующему редуктору, возможность снятия показаний счётчика воды в целых м³ и долях м³ (литрах). В счётном механизме также могут присутствовать стрелочные указатели и сигнальная звёздочка, обеспечивающие повышение разрешающей способности счётчика, в том числе при его поверке или калибровке.

Счётчики выпускаются в пяти модификациях: ET, MT, MNK, IMF, Minomess. В зависимости от модификации, счётчики могут иметь определённые исполнения.

Счётчики модификации ET - одноструйные счётчики горячей и холодной воды, с диаметром условного прохода от 15 до 20 мм, вращение крыльчатки передается в счётный механизм посредством магнитной муфты («сухоход»). Счётчики модификации МТ -многоструйные счётчики горячей и холодной воды, с диаметром условного прохода от 15 до 50 мм, вращение крыльчатки передается в счётный механизм посредством магнитной муфты -«сухоход». Структура обозначения счётчиков модификаций ET, MT: Х1Х2Х3Х4-Х5-Х6-Х7-Х8, где Х1 - исполнение по распределению потока: «Е» - одноструйный или «М» - многоструйный; Х2 - исполнение по смазке счётного механизма: «Т» - «сухоход»; Х3 - исполнение по температуре измеряемой воды: «К» - холодной (от плюс 5 до плюс 50 °С) или «W» - горячей (от плюс 5 до плюс 90 °С); Х4 - исполнение по способу съёма измерительной информации: «D» - конструкция счётчика (счётный механизм оснащен специальным дисковым и/или стрелочным указателем, а корпус имеет технологическое посадочное крепление) позволяет установить накладной электронный модуль EDC, для снятия измерительной информации и передачи ее на внешние устройства; Х5 - исполнение по особенностям монтажа: «FA» или «F» - для монтажа на вертикальном трубопроводе с нисходящим потоком, «ST» - то же, но с восходящим потоком; Х6 - наличие встроенного датчика электрических импульсов на базе геркона: «I» -наличие датчика; «N» - датчика нет, но возможно дооснащение внешним датчиком такого типа; Х7 - особенность корпуса: «M» - счётный механизм со смотровым окном из минерального стекла; Х8 - особенность корпуса: «СС» - счётный механизм помещён в вакуумный медный стакан со смотровым окном. Обозначения Х5, Х7, Х8 у конкретной модели счётчика могут отсутствовать в зависимости от его исполнения, допускается приводить обозначения Х5, Х6, Х7, Х8 в другом порядке с сохранением значащих символов.

Счётчики модификации MNK - многоструйные счётчики холодной воды, с диаметром условного прохода от 15 до 50 мм, вращение крыльчатки передается в счётный механизм непосредственно через общую ось - «мокроход». Структура обозначения счётчиков модификации MNK: Х1Х2Х3-Х4-Х5, где Х1 - исполнение по распределению потока: «М» -многоструйный; Х2 - исполнение по смазке счётного механизма: «N» - «мокроход»; Х3 -исполнение по температуре измеряемой воды: «К» - холодная (от плюс 5 до плюс 50 °С); Х4 -особенность корпуса: «RP» - защищённый «мокроход», счётный механизм которого помещён в герметичную глицериновую капсулу; Х5 - наличие встроенного датчика электрических импульсов на базе геркона: «I» - наличие датчика; «N» - датчика нет, но возможно дооснащение внешним датчиком такого типа. Обозначение Х4 у стандартного исполнения счётчика модификации MNK отсутствует.

Счётчики модификации IMF - многоструйные счётчики, с диаметром условного прохода от 25 до 40 мм, вращение крыльчатки передается в счётный механизм посредством магнитной муфты - «сухоход». Особенностью данной модификации является встроенный датчик электрических импульсов на базе геркона, также данная модификация имеет исполнения по особенностям монтажа: «FA» или «F» - для монтажа на вертикальном трубопроводе с нисходящим потоком, «ST» - то же, но с восходящим потоком. Данная модификация преимущественно предназначена для работы в составе теплосчётчиков.

Счётчики модификации Minomess - одноструйные счётчики горячей и холодной воды, с диаметром условного прохода от 15 до 20 мм, вращение крыльчатки передается в счётный механизм посредством магнитной муфты - «сухоход». Особенностью данной модификации является встроенный электронный модуль EDC для беспроводной передачи измерительной информации.

Счётчики с импульсным датчиком на базе геркона или электронным модулем EDC позволяют проводным или беспроводным способом дистанционно передавать электрические импульсы пропорционально количеству прошедшей через счётчик воды, и/или другую измерительную информацию.

Счётчики предназначены для эксплуатации как в виде самостоятельного устройства, так и в составе информационно измерительных систем и информационно-вычислительных комплексов контроля и учета энергоресурсов.

Счётчики предназначены для установки как на горизонтальных, так и на вертикальных участках трубопроводов.

Многоструйный счётчик отличается от одноструйного наличием рассекателя потока, разделяющего поток воды перед лопастями крыльчатки на несколько струй.

Нанесение знаков поверки и утверждения типа на счётчики не предусмотрено.

Внешний вид и места пломбировки счётчиков модификаций ЕТ и Minomess представлены на рисунке 1. Пломбирование модификации ЕТ осуществляется пластиковым пломбировочным кольцом, модификации Minomess - пластиковой штифтовой пломбой, установленной в отверстия крышки счётного механизма. Места нанесения пломб обозначены стрелками на рисунке.

ЕТКВ

Miuomes^

Рисунок 1

Внешний вид и места пломбировки счётчиков модификаций MT и IMF представлены на рисунке 2. Пломбирование модификаций MT и IMF осуществляется проволочно-свинцовой пломбой, продетой через ушко на корпусе счётчика и отверстие в заглушке регулировочного винта. Места нанесения пломб обозначены стрелками на рисунке.

Рисунок 2

Внешний вид и места пломбировки счётчиков модификации MNK представлены на рисунке 3. Пломбирование модификации MNK осуществляется проволочно-свинцовой пломбой, продетой через ушко на корпусе счётчика и отверстие в заглушке регулировочного винта. Места нанесения пломб обозначены стрелками на рисунке.

MNK, MNK-RP

Рисунок 3

Заводской номер представляет собой цифробуквенное обозначение вида ABCD0000000000, 0ABC00 00000000 или 0000 00000000. Такой номер наносится на лицевую часть счётчика, как отмечено на рисунке 4. Допускается для идентификации конкретного счётчика, в том числе в его паспорте, указывать только последние 8 цифр номера (например, на рисунке 1: 13163766; 15158570; 20020249). При наличии на лицевой части двух заводских номеров приоритетным является указанный внутри корпуса счётчика либо на кольце счётного механизма; второй номер в этом случае (EZRI14 55017883 на рисунке 1 б) относится к встроенному электронному модулю EDC.

Рисунок 4

Программное обеспечение

Для дистанционного получения результатов измерений со счётчиков используется электронный модуль EDC (встроенный в корпус счётчиков модификации Minomess или накладной, может применяться со счётчиками модификаций ET, MT), который имеет внутреннее микропрограммное обеспечение (далее - МПО).

МПО записывается в память модуля EDC при изготовлении и в дальнейшем не может быть изменено, прочитано или загружено через какой-либо интерфейс, поскольку пользователь не имеет к нему доступа. МПО обеспечивает передачу во внешние системы результатов измерений и диагностической информации в соответствии с работой счётчика.

Идентификационные данные МПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование МПО	ZR EDC
Номер версии (идентификационный номер) МПО, не ниже	1.0
Цифровой идентификатор МПО	-

Уровень защиты ПО и измерительной информации от преднамеренных и случайных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений, м³/ч	в соответствии с таблицей 3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема, % - для модификаций ET, MT, MNK, Minomess от Q1 до Q2 от Q2 до Q4 включ. - для модификации IMF класс 2 класс 3	±5 ±2 ±(2+0,02^qp/q) ±(3+0,05^qp/q), но не более ±5
Примечание - Обозначения и значения Qi, Q2, Q4, qp в соответствии с таблицей 3, м³/ч; q - объемный расход при котором происходит измерение, м³/ч.

Таблица 3 - Значения минимального, номинального и максимального объемного расхода счётчиков в зависимости от модификации

Модификации ЕТ, Minomess
Номинальный диаметр (Dn), мм				15							20
Номинальный расход (Qn), м³/ч				1,0			1,5				1,5				2,5
Постоянный расход (Q3), м³/ч				1,6			2,5				2,5				4,0
Максимальный расход (Q4), м³/ч				2,0			3,1				3,1				5,0
Ориентация при монтаже (далее - монтаж)*				Н		V	н		V		н		V		Н		V
Диапазон соотношений (Q3/Q1)				R100	R80	R40	R160	R80	R63	R40	R160	R80	R63	R40	R160	R80	R63		R40
Переходный расход (Q2), м³/ч				0,026	0,032	0,064	0,026	0,050	0,064	0,100	0,026	0,050	0,064	0,100	0,040	0,080	0,100		0,160
Минимальный расход (Qi), м³/ч				0,016	0,020	0,040	0,016	0,031	0,040	0,063	0,016	0,031	0,040	0,063	0,025	0,050	0,063		0,100
Порог чувствительности (П_ч), л/ч, не более				5	9		5	9			5	9			7	9	13
Модификация МТ
Dn, мм	15			20			25			32			40			50
Qn, м³/ч	1,5			2,5			3,5			6			10			15
Q3, м³/ч	2,5			4,0			6,3			10			16			25
Q4, м³/ч	3,1			5,0			7,9			13			20			31
Монтаж*	н		V	Н		V	Н		V	н		V	Н		V	н			V
Q3/Q1	R100	R80	R40	R160	R80	R40	R160	R80	R50	R160	R80	R50	R160	R80	R40	R160	R80		R40
Q2, М³/ч	0,040	0,050	0,100	0,040	0,080	0,160	0,063	0,126	0,253	0,100	0,200	0,400	0,160	0,320	0,640	0,250	0,500		1,000
Qi, м³/ч	0,025	0,031	0,063	0,025	0,050	0,100	0,039	0,079	0,160	0,063	0,125	0,250	0,100	0,200	0,400	0,156	0,310		0,625
Пч, л/ч, не более	9			9			17			17			39			45
Модификация MNK
Dn, мм	15			20			25			32			40			50
Qn, м³/ч	1,5			2,5			3,5			6			10			15
Q3, м³/ч	2,5			4,0			6,3			10			16			25
Q4, м³/ч	3,1			5,0			7,9			13			20			31
Монтаж*	н		V	Н		V	Н		V	н		V	Н		V	н
Q3/Q1	R200	R160	R50	R200	R160	R80	R200	R160	R80	R200	R160	R80	R200	R160	R63	R160		R80
Q2, М³/ч	0,020	0,030	0,080	0,032	0,040	0,080	0,050	0,063	0,126	0,080	0,100	0,200	0,120	0,160	0,500	0,250		0,500
Qi, м³/ч	0,013	0,015	0,050	0,020	0,025	0,050	0,032	0,039	0,079	0,050	0,063	0,125	0,080	0,100	0,250	0,156		0,310
Пч, л/ч, не более	3			4			9			9			19			24

Продолжение таблицы 3

Модификация IMF
Номинальный диаметр Dn, мм	25	32	40
Номинальный расход qp, м³/ч	3,5	6,0	10,0
Минимальный расход qi, м³/ч	0,12 0,14 0,24	0,12 0,24	0,20 0,40
Максимальный расход qs, м³/ч	7,0	12,0	20,0
Примечание: H - горизонтально, V - вертикально

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Рабочие условия эксплуатации
- диапазон температур измеряемой среды, °С
- модификации ETK, MTK, MNK, Minomess		от +5 до +30 или от +5 до +50
- модификации ETW, MTW, Minomess			от +5 до +90
- модификация IMF			от +5 до +120
- максимальное рабочее давление, МПа			1,6 или 2,5
- диапазон температур окружающей среды, °С			от +5 до +55
- относительная влажность при +35 °С, не более			95
- атмосферное давление, кПа			от 84,0 до 106,7
Модификации ET, Minomess
габаритные размеры счётчиков, мм, не более
- условный диаметр, мм		15			20
- длина	80 или 110 или 130			80 или 130
- ширина		76			76
- высота		95			95
масса, кг, не более		0,55			0,65
Модификации МТ, MNK, IMF
габаритные размеры счётчиков, мм, не более
- условный диаметр, мм	15	20	25	32	40	50
- длина	170	190	260	260	300	300
- ширина	100	100	110	110	120	170
- высота	200	200	210	210	220	250
масса, кг, не более	1,6	1,6	2,2	2,3	4,2	4,4
Емкость счётного механизма, м³, до	99999,9999
Средний срок службы, лет	12
Средняя наработка на отказ, ч	110000

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Количество	Примечание
Счётчик	1 шт.	Поставляется в соответствиис заказом
Комплект монтажных частей (гайки, прокладки, штуцеры)	1 компл.	Поставляется в соответствиис заказом
Паспорт	1 шт.

Сведения о методиках (методах) измерений изложены в разделе «Метод измерений» документа «Счётчики холодной и горячей воды крыльчатые ZR. Паспорт».

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»;

Стандарт предприятия “ZENNER International GmbH & Co. KG”, Германия.

Правообладатель

“ZENNER International GmbH & Co. KG”, Германия.

Адрес: Romerstadt 4, 66121 Saarbrucken, Deutschland

Телефон/факс: +49-(681)-99-676-0/3100 www.zenner.com

Изготовитель

“ZENNER International GmbH & Co. KG”, Германия.

Адрес: Romerstadt 4, 66121 Saarbrucken, Deutschland

Телефон/факс: +49-(681)-99-676-0/3100 www.zenner.com

Испытательный центр

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

Адрес: 125424, г. Москва, Волоколамское шоссе, д. 88, стр.8 Телефон/факс: +7 (495) 491-78-12

Web-сайт: http://www.kip-mce.ru

Е-mail: sittek@mail.ru Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311313.

Лист № 1 Регистрационный № 86523-22 Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системы измерения перепада давлений С 041

Назначение средства измерений

Системы измерения перепада давлений С041 (далее - системы) предназначены для преобразования в электрический сигнал перепада давлений жидких и газообразных агрессивных и неагрессивных сред в системах терморегулирования, пневмогидросистемах ракетно-космической техники.

Описание средства измерений

Система состоит из индуктивного преобразователя (ПИ) и блока усиления (БУ), соединенных между собой кабельной перемычкой. Для защиты от обрыва проводов внутри кабельной перемычки расположен металлический канат.

Основными составными частями ПИ являются (см.рисунок 2):

- чувствительный элемент, состоящий из мембраны со штоком (поз.1), к которому приварена ферромагнитная втулка (поз.2);
- преобразователь (поз.3), состоящий из двух катушек индуктивности, соединенных в мостовую схему, и являющихся активными плечами моста. В качестве пассивных плеч моста используются тензорезисторы.

Принцип работы системы основан на дифференциально-индуктивном методе преобразования. Выходной сигнал изменяется в зависимости от приложенной к ПИ разности давлений. ПИ имеет две приемные полости, в которые подается давление рабочей среды через штуцеры А и Б. Большее давление подается в штуцер А. Разность давлений, подаваемых в штуцера А и Б, вызывает прогиб мембраны и перемещение ферромагнитного штока внутри преобразователя, которое ведет к изменению индуктивности катушек преобразователя и следовательно к разбалансу мостовой схемы, пропорционально величине разности давлений. Разбаланс мостовой схемы преобразуется БУ в аналоговый сигнал - напряжение постоянного тока.

Установка ПИ на изделии осуществляется гайкой М20х1,5-6Н, входящей в состав системы, а для установки БУ предусмотрены четыре отверстия 04,5 Н14 на его корпусе.

Соединение ПИ с БУ (разъем ВХОД 1) опломбировано металлической пломбой (с проволокой) в соответствии ОСТ 92-8918 способом 1. При установке системы на изделие допускается расстыковывать ПИ с БУ, с последующим пломбировкой бумажной пломбой место соединения розетки ВХОД Х1 и вилки ВХОД Х1 в соответствии с ОСТ 92-8918.

Нанесение знака поверки и знака утверждения типа на датчики не предусмотрено.

Общий вид системы, место обозначения варианта исполнения, заводского номера и место пломбирования приведены на рисунке 1. Габаритно-установочные размеры системы приведены на рисунке 2.

Системы имеют 11 вариантов исполнения в зависимости от диапазона измерений и варианта исполнения блока усиления в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1

Индекс и вариант исполнения системы	Диапазон измерений, 10⁵ Па (кгс/см²)	Вариант исполнения блока усиления
С 041	от 0 до 0,3	Вm5.127.022-01
С 041-01	от 0 до 0,6	Вm5.127.022-01
С 041-02	от 0 до 1,25	Вm5.127.022-01
С 041-03	от 0 до 2,5	Вm5.127.022-01
С 041-04	от 0 до 5	Вm5.127.022-01
С 041-05	от 0 до 0,3	Вm5.127.022-03
С 041-06	от 0 до 0,6	Вm5.127.022-03
С 041-07	от 0 до 1,25	Вm5.127.022-03
С 041-08	от 0 до 2,5	Вm5.127.022-03
С 041-09	от 0 до 5	Вm5.127.022-03
С 041-10	от минус 1,25 до 1,25	Вm5.127.022-01

Место пломбирования

Место нанесения

	ММИГ» '‘И

Я

Место нанесения варианта исполнения

заводского номера

Рисунок 1- Общий вид системы

1 - мембрана; 2 - втулка (ферромагнитная); 3 - преобразователь;

4 - кабельная перемычка; ПИ - преобразователь индуктивный; БУ - блок усиления

Рисунок 2 - Габаритно-установочные размеры системы

Программное обеспечение отсутствует.

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и технические характеристики системы представлены в таблицах 2 и 3 соответственно.

Таблица 2 - Метрологические характеристики систем измерения перепада давлений С 041

Наименование характеристики	Значение
Диапазоны измерений перепада давлений, х10⁵ Па (кгс/см²): - для исполнения С 041, С 041-05;	от 0 до 0,3
- для исполнения С 041-01, С 041-06;	от 0 до 0,6
- для исполнения С 041-02, С 041-07;	от 0 до 1,25
- для исполнения С 041-03, С 041-08;	от 0 до 2,5
- для исполнения С 041-04, С 041-09;	от 0 до 5
- для исполнения С 041-10	от минус 1,25 до 1,25
Начальный выходной сигнал, В: - для исполнений С 041 - С 041-09;	0,5 ± 0,25
- для исполнений С 041-10	3 ± 0,25

Окончание таблицы 2

Наименование характеристики	Значение
Номинальный выходной сигнал, В - при подаче номинального давления в штуцер А: - для исполнений С 041 - С 041-09;	5,7 ± 0,25
- для исполнений С 041-10.	5,5 ± 0,25
- при подаче номинального давления в штуцер Б: - для исполнений С 041-10	0,5 ± 0,25
Пределы допускаемой основной приведенной к нормирующему значению выходного сигнала¹⁾ погрешности измерений ²⁾, %: - для исполнений С 041 - С 041-09;	± 1,5
- для исполнений С 041-10	± 2,5
Пределы допускаемой дополнительной приведенной к нормирующему значению выходного сигнала погрешности измерений	± 5
от воздействия температуры окружающей среды, %

Примечание - 1- Нормирующее значение выходного сигнала - значение равное разности значений номинального и начального выходных сигналов.

2 - Нормальные климатические условия характеризуются: температурой воздуха от + 15 до + 35 ⁰С, относительной влажностью воздуха от 45 до 80 %, атмосферным давлением от 8,640⁴ до 10,6Ч0⁴ Па ( от 645 до 795 мм рт. ст.).

Таблица 3 - Технические характеристики систем измерения перепада давлений С 041

Наименование характеристики	Значение
Напряжение питания, В	от 24 до 32
Диапазон температуры окружающей среды, ⁰С	от минус 50 до + 50
Масса, кг, не более	0,700
Габаритные размеры, мм, не более:
- индуктивный преобразователь;	82 х 57 х 040
- блок усиления;	0125 x 52 х 35
- длина кабельной перемычки, мм:
- для исполнений С 041 - С 041-09;	2500±150
- для исполнений С 041-10	500±50

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации, нанесение знака утверждения типа на системы не предусмотрено.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность систем С 041

Наименование	Обозначение	Количество
Система	С 041	1 шт.
Формуляр	Вт 1.430.041 ФО	1 экз.
Техническое описание и инструкция по эксплуатации	Вт 1.430.041 ТО	1 экз.
Методика поверки		1 экз.
Инструкция по входному контролю	Вт1.430.041И11	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений содержится в техническом описании и инструкции по эксплуатации Вт1.430.041ТО

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам С 041

Вт1.430.041ТУ. Системы измерения перепада давления С 041. Технические условия;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 июня 2018 г. № 1339 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений избыточного давления до 4000 Мпа».

Правообладатель

Акционерное общество «Научно-исследовательский институт физических измерений» (АО «НИИФИ»)

ИНН 5836636246

Адрес: 440026, г. Пенза, ул. Володарского, д. 8/10

Телефон (факс): (8412) 56-55-63, 55-14-99

E-mail: info@niifi.ru

Изготовитель

Акционерное общество «Научно-исследовательский институт физических измерений» (АО «НИИФИ»)

ИНН 5836636246

Адрес: 440026, г. Пенза, ул. Володарского, д. 8/10

Телефон (факс): (8412) 56-55-63, 55-14-99

E-mail: info@niifi.ru

Web-сайт: www.niifi.ru

Испытательный центр

Акционерное общество «Научно-исследовательский институт физических измерений» (АО «НИИФИ»)

Володарского ул., д. 8/10, г. Пенза, Российская Федерация, 440026

Телефон: (8412) 56-26-93,

Факс: (8412) 55-14-99

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30146-14.

Лист № 1 Регистрационный № 86524-22 Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-1000

Назначение средства измерений

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-1000 (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 1000 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-1000 с заводским номером 14 расположен по адресу: Тюменская область, г. Ишим, ул. Малая Садовая, 205 б, Ишимская нефтебаза ООО «Газпромнефть-Терминал».

Общий вид резервуара РВС-1000 с указанием места нанесения заводского номера приведен на рисунке 1.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-1000 с указанием места нанесения заводского номера

Пломбирование резервуара РВС-1000 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м³	1000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %	±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-1000	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 в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312640.

Лист № 1 Регистрационный № 86525-22 Всего листов 4

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-700

Назначение средства измерений

Резервуар стальной вертикальный цилиндрический РВС-700 (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 700 м³.

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

Резервуар РВС-700 с заводским номером 7 расположен по адресу: Новосибирская область, г. Барабинск, переулок Гутова, 24, Барабинская нефтебаза ООО «Газпромнефть-Терминал».

Общий вид резервуара РВС-700 с указанием места нанесения заводского номера приведен на рисунке 1.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-700 с указанием места нанесения заводского номера Пломбирование резервуара РВС-700 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м³	700
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %	±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-700	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 в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312640.

Лист № 1 Регистрационный № 86526-22 Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-1000

Назначение средства измерений

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-1000 (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 1000 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-1000 с заводскими номерами 13, 18 расположены по адресу: Омская область, г. Омск, переулок Нефтяной, 2, Омская нефтебаза ООО «Газпромнефть-Терминал».

Общий вид резервуаров РВС-1000 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-1000 №13 с указанием места нанесения заводского номера

ЗОНА ПОВЫШЕННОЙ (

ЗА0«ГАЗПР0МНЕФ1Ь-ц_г

Место нанесения заводского номера

Рисунок 2 - Общий вид резервуара РВС-1000 №18 с указанием места нанесения заводского номера

Пломбирование резервуаров РВС-1000 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м³	1000
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %	±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-1000	1 шт.
Паспорт	-	1 экз.
Градуировочная таблица	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в пункте 8 паспорта на резервуар.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Росстандарта № 256 от 7 февраля 2018 г. Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости

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 в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312640.

Лист № 1 Регистрационный № 86527-22 Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-700

Назначение средства измерений

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-700 (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 700 м³.

Резервуары РВС-700 с заводскими номерами 8, 19, 20 расположены по адресу: Свердловская область, г. Талица, п. Троицкий нефтебаза Талицкая ООО «Газпромнефть-Терминал».

Общий вид резервуаров РВС-700 с указанием мест нанесения заводских номеров приведены на рисунках 1, 2, 3.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид резервуара РВС-700 №8 с указанием места нанесения заводского номера

Рисунок 2 - Общий вид резервуара РВС-700 №19 с указанием места нанесения заводского номера

Рисунок 3 - Общий вид резервуара РВС-700 №20 с указанием места нанесения заводского

номера

Пломбирование резервуаров РВС-700 не предусмотрено.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальная вместимость, м³	700
Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости, %	±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-700	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 в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312640.

Лист № 1 Регистрационный № 86528-22 Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Уровнемеры радиоизотопные УР

Назначение средства измерений

Уровнемеры радиоизотопные УР предназначены для непрерывных, бесконтактных измерений уровня жидких и сыпучих веществ, суспензий и пульп, и регулирования положения границы раздела двух сред в технологических резервуарах.

Описание средства измерений

Принцип действия уровнемеров радиоизотопных УР (далее - уровнемеры) основан на зависимости ослабления (поглощения) гамма-излучения от толщины слоя, сквозь который проходит излучение. Поток гамма-квантов источника излучения проникает через объект измерения с измеряемой средой и регистрируется сцинтилляционным счетчиком, который преобразует энергию гамма-квантов в электрические импульсы. Электрические импульсы, несущие информацию об уровне измеряемой среды, поступают в блок обработки информации, где анализируются микропроцессорной схемой и преобразуются в значение уровня.

Конструктивно уровнемеры состоят из блока гамма-излучения (источник гамма-излучения и контейнер), блока детектирования, блока обработки информации БОИ-9К, монтажных элементов.

Уровнемеры имеют 4 исполнения в зависимости от метрологических характеристик и типа блока детектирования: УР-0,5К, УР-1,0К, УР-1,5К и УР-1,8К. УР-0,5К включает в себя блок детектирования БГДС-61.500; УР-1,0К включает в себя блок детектирования БГДС-61.1000; УР-1,5К включает в себя блок детектирования БГДС-61.1500; УР-1,8К включает в себя блок детектирования БГДС-61.1800.

Блок детектирования представляет из себя пластиковый сцинтиллятор на основе полистирола, через который проходит гамма-излучение, вызывающее излучение фотонов, впоследствии преобразованное фотоумножителем в электрические импульсы. В состав комплексов может входить несколько блоков детектирования, позволяющие увеличивать диапазон измерений уровня до 8 м.

В уровнемерах применяется источник гамма-излучения с радионуклидами ¹³⁷Cs или ⁶⁰Co, помещённый в блок гамма-источников типа БГИ-А в соответствии с требованиями Федеральных норм и правил в области использования атомной энергии.

Заводской номер уровнемеров наносится на маркировочные таблички (шильдик), закрепленные на корпусе блока детектирования механическим способом с нанесением номера ударным методом. Заводской номер имеет числовой формат. Конструкцией уровнемеров не предусмотрена возможность нанесения знака поверки и знака утверждения типа. Корпус уровнемеров металлический, окрашиваемый в цвета, которые определяет изготовитель.

Общий вид уровнемеров представлен на рисунках 1-3. Место нанесения заводского номера представлено на рисунке 1. Схема пломбирования от несанкционированного доступа представлены на рисунке 2.

Место нанесения заводского номера

Рисунок 1 - Общий вид блоков детектирования

Место

пломбирования

Рисунок 2 - Общий вид блоков обработки информации

Рисунок 3 - Общий вид блоков гамма-излучения

Программное обеспечение

Уровнемеры имеют встроенное программное обеспечение (далее - ПО). Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1. Метрологически значимая часть ПО защищена от несанкционированного вмешательства программными средствами и пломбированием корпуса блока обработки информации.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с

Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	V1-1
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0
Цифровой идентификатор ПО	-

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений уровня (для одного детектора)¹, мм:
- УР-0,5К	от 0 до 500
- УР-1,0К	от 0 до 1000
- УР-1,5К	от 0 до 1500
- УР-1,8К	от 0 до 1800
Пределы допускаемой основной приведенной к верхнему значению диапазона измерений погрешности², %:
- УР-0,5К	±1,0
- УР-1,0К	±1,0
- УР-1,5К	±2,0
- УР-1,8К	±2,0
Пределы допускаемой основной приведенной к верхнему значению диапазона измерений погрешности при имитационном способе поверки², %:
- УР-0,5К	±1,5
- УР-1,0К	±1,5
- УР-1,5К	±2,5
- УР-1,8К	±2,5
Пределы допускаемой дополнительной приведенной к верхнему значению диапазона измерений погрешности при изменении температуры окружающего воздуха от нормальной на каждые 10 °C, %	±0,25
Примечания:
¹Верхнее значение диапазона измерений уровня определяется комплектацией конкретного
уровнемера и приводится в руководстве по эксплуатации уровнемера.
²Пределы допускаемой основной погрешности измерений уровнемера зависят от метода
поверки, который определяется особенностями места установки, монтажа уровнемера, и приво-
дятся в руководстве по эксплуатации уровнемера.

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В	от 187 до 242
- частота переменного тока, Гц	от 49,5 до 50,5
Потребляемая мощность, В-А, не более	30
Диапазон выходного аналогового сигнала, мА	от 4 до 20
Габаритные размеры блока гамма-излучения, мм, не более:
- длина	410
- ширина	290
- высота	350
Габаритные размеры блока детектирования, мм, не более: БГДС-61.500
- диаметр	138
- высота	835
БГДС-61.1000
- диаметр	138
- высота	1345
БГДС-61.1500
- диаметр	138
- высота	1845
БГДС-61.1800
- диаметр	138
- высота	2145
Габаритные размеры блока обработки информации БОИ-9К, мм, не более:
- длина	190
- ширина	210
- высота	110
Масса блока детектирования, кг, не более:
- БГДС-61.500	20
- БГДС-61.1000	25
- БГДС-61.1500	30
- БГДС-61.1800	35
Масса блока обработки информации БОИ-9К, кг, не более	2
Масса блока гамма-излучения, кг, не более	115
Условия эксплуатации блока детектирования:
- температура окружающей среды, ^оС	от -50 до +50
- относительная влажность окружающей среды при температу-
ре 35 ^оС, без конденсации влаги, %	от 10 до 95
Условия эксплуатации блока обработки информации БОИ-9К:
- температура окружающей среды, ^оС	от 5 до 40
- относительная влажность окружающей среды при
температуре 35 ^оС, без конденсации влаги, %	от 10 до 80
Средняя наработка на отказ, ч	70000
Средний срок службы, лет	15

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

Комплектность средства измерения

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Уровнемер радиоизотопный	УР	1 шт.¹
Упаковка	-	1 шт.
Комплект монтажных элементов	-	1 шт.²
Руководство по эксплуатации	УЛКА.407541.027 РЭ	1 экз.
Примечания: ¹ тип и количество блоков гамма-излучения, блоков обработки информации и блоков детектирования в соответствии с заказом 2 ² поставляется по отдельному заказу

Сведения о методиках (методах) измерений

Приведены в пункте 5 руководства по эксплуатации УЛКА.407541.027 РЭ.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

УЛКА.407541.027 ТУ Уровнемеры радиоизотопные УР. Технические условия.

Правообладатель

Акционерное общество «Институт физико-технических проблем»

(АО «ИФТП»)

Адрес: 141980, Московская обл., г. Дубна, ул. Курчатова И.В., 4

ИНН 5010036527

Изготовитель

Акционерное общество «Институт физико-технических проблем»

(АО «ИФТП»)

Адрес: 141980, Московская обл., г. Дубна, ул. Курчатова И.В., 4

ИНН 5010036527

Испытательный центр

Уральский научно-исследовательский институт метрологии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им.Д.И.Менделеева» (УНИИМ - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева»)

Адрес: 620075, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 4

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311373.

Лист № 1 Регистрационный № 86529-22 Всего листов 22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерительная установки 300-01 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»

Назначение средства измерений

Система измерительная установки 300-01 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» (далее - ИС) предназначена для измерений параметров технологического процесса в реальном масштабе времени (температуры, давления, перепада давления, уровня, объемного расхода, массового расхода, довзрывных концентраций горючих газов и нижнего концентрационного предела распространения пламени (далее - ДК и НКПР), концентрации, влагосодержания, электрического сопротивления, напряжения, силы постоянного тока).

Описание средства измерений

Принцип действия ИС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы измерительно-управляющей ExperionPKS (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 67039-17) (далее - ExperionPKS) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам (далее - ИК) от первичных и промежуточных измерительных преобразователей (далее - ИП).

ИС осуществляет измерение параметров технологического процесса следующим образом:

- первичные ИП преобразуют текущие значения параметров технологического процесса в аналоговые электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА, сигналы термопреобразователей сопротивления и термопар;
- аналоговые электрические сигналы силы постоянного тока от 4 до 20 мА от первичных ИП поступают на входы модулей измерительных 9160 систем I.S.1, IS pac (регистрационный номер 63808-16) (далее - 9160) и далее на входы модулей аналогового ввода HLAI HART CC-PAIH02 ExperionPKS (далее - CC-PAIH02) (часть сигналов поступает на модули ввода аналоговых сигналов без барьеров искрозащиты);
- сигналы термопреобразователей сопротивления и термопар от первичных ИП поступают на входы модулей измерительных 9182 систем I.S.1, IS pac (регистрационный номер 63808-16) (далее - 9182) и далее на входы модулей CC-PAIH02.

Цифровые коды, преобразованные посредством модулей ввода аналоговых сигналов в значения физических параметров технологического процесса, отображаются на мнемосхемах мониторов операторских станций управления в виде числовых значений, гистограмм, трендов, текстов, рисунков и цветовой окраски элементов мнемосхем, а также интегрируется в базу данных ИС.

ИС включает в себя также резервные ИК.

Состав средств измерений, применяемых в качестве первичных ИП ИК, представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Средства измерений, применяемые в качестве первичных ИП ИК

Наименование ИК	Наименование первичного ИП ИК	Регистрационный номер
1	2	3
ИК температуры	Датчики температуры SensyTemp серии TSP модификации TSP121 (далее - TSP121)	39759-08
	Термопреобразователи сопротивления ТС-Б модификации ТС-Б-Р (далее - ТС-Б-Р)	61801-15
	Термометры сопротивления ТС004 модификации ТС044 (далее - ТС044)	16661-08
	Термопреобразователи сопротивления ТС серии 1088 (далее - ТП ТС-1088)	18131-04
	Термометры сопротивления из платины и меди ТС модификации ТС-1088 и ТС-1388 (далее - 1088 и 1388 соответственно)	18131-09
	Термопреобразователи сопротивления из платины и меди ТС и их чувствительные элементы ЧЭ модификаций ТС-1088 и ТС-1388 (далее ТС-1088 и ТС-1388 соответственно)	58808-14
	Термопреобразователи сопротивления ТСП-0193 (далее - ТПС ТСП-0193)	33565-06
	Термометры сопротивления ТСП-0193, ТСП-1193 (далее - ТС ТСП-0193 и ТС ТСП-1193 соответственно)	40163-08
	Термопреобразователи сопротивления ТСП-0193, ТСП-1193 (далее - ТСП-0193 и ТСП-1193 соответственно)	56560-14
	Термопреобразователи сопротивления ТСП-04 (далее - ТСП-04)	49258-12
	Термопреобразователи сопротивления ТСП исполнений ТСП 1107, ТСП 9201, ТСП 9204 (далее - ТСП 1107, ТСП 9201 и ТСП 9204 соответственно)	50071-12
	Термопреобразователи сопротивления ТСП 9201 (далее - ТС ТСП 9201)	13587-93
	Термопреобразователи сопротивления ТСП 9201 (далее - 9201)	13587-01
	Термопреобразователи сопротивления ТСПв-1088 (далее - ТС ТСПв-1088)	22251-06
	Термопреобразователи сопротивления ТСПв модификации ТСПв-1088 (далее - ТСПв-1088)	22251-11
	Датчики температуры ТСПТ Ex модификации ТСПТ Exi 101 (далее - ТСПТ Exi 101)	57176-14
	Преобразователи термоэлектрические кабельные ТХА-К модификации 106 (далее - ТХА-К 106)	65177-16

Продолжение таблицы 1

1	2	3
ИК температуры	Преобразователи термоэлектрические ТП модификации ТП-2088, ТП-0195 (далее - ПТ ТП-2088 и ПТ ТП-0195 соответственно)	18524-05
	Преобразователи термоэлектрические ТП модификации ТП-2088 (далее - ТП-2088)	18524-10
	Преобразователи термоэлектрические ТХА 9312 (далее - ТХА 9312)	14590-95
	Преобразователи термоэлектрические ТХАв-2088 (далее - ТХАв-2088)	20285-10
	Преобразователи термоэлектрические ТХА-0193 (далее - ТХА-0193)	31930-06
	Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270 модели Метран-276 (далее - Метран-276)	21968-06
	Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270 модели ТСПУ Метран-276 (далее - ТСПУ Метран-276)	21968-11
	Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304 модификации ТПУ 0304/М2 (далее - 0304/М2)	29935-05
	Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304 модификации ТПУ 0304/М2 (далее - ТПУ 0304/М2)	50519-12
	Преобразователи измерительные VM-Exi исполнения VM-Exi-105-3 (далее - VM-Exi-105-3)	63888-16
ИК давления	Преобразователи давления и разности давлений типа ST 3000 (мод. STG) (далее - STG)	14250-05
	Преобразователи давления измерительные EJA модели EJA 530 (далее - EJA 530)	14495-00
	Преобразователи давления измерительные EJA модели EJA 530 (далее - ПДИ EJA 530)	14495-09
	Преобразователи (датчики) давления измерительные EJ* модификации EJA, модели 530, серии A (далее - EJA530A)	59868-15
	Преобразователи давления измерительные 3051 (далее - 3051)	14061-99
	Преобразователи давления измерительные 3051 (далее - ПДИ 3051)	14061-04
	Преобразователи давления измерительные 3051 исполнения TG (далее - 3051TG)	14061-10
ИК перепада давления	3051	14061-99
	ПДИ 3051	14061-04
	Преобразователи давления измерительные 3051 исполнения CD (далее - 3051CD)	14061-10
	Преобразователи давления измерительные 3051 модели 3051С (далее - ПДИ 3051CD)	14061-15

Продолжение таблицы 1

1	2	3
ИК перепада давления	Преобразователи давления измерительные EJA модели EJA 110 (далее - ПДИ EJA 110)	14495-09
ИК уровня	Уровнемеры 3300 (мод.3301) (далее - 3301)	25547-06
	Уровнемеры буйковые серий: 249-DLC3000 (далее - 249-DLC3000)	14164-01
	Уровнемеры микроимпульсные Levelflex M FMP модели FMP45 (далее - FMP45)	26355-05
ИК массового расхода	Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF в составе с преобразователями 2700 (далее - Micro Motion CMF)	13425-06
ИК массового расхода	Расходомеры-счетчики вихревые 8800 (далее - 8800)	14663-06
ИК объемного расхода	8800	14663-06
	Расходомеры-счётчики вихревые 8800 (далее - РСВ 8800)	14663-12
	Расходомеры электромагнитные OPTIFLUX в составе с первичным преобразователем 4000 и с электронным блоком IFC 300 C (далее - OPTIFLUX 4300С)	29446-05
ИК ДК и НКПР	Датчики горючих газов термокаталитические Drager Polytron PEX 3000 (далее - Polytron PEX 3000)	38669-08
	Датчики горючих газов Drager модели PEX 3000 (далее - PEX 3000)	57257-14
	Газоанализаторы серии S4100 Модели S4100C с измерительным преобразователем S4100E (далее - S4100C)	25422-03
ИК концентрации	Газоанализаторы OCX 8800 (далее - OCX 8800)	19829-05
	Анализаторы серии CAT модели 100 (далее - CAT100)	22953-02
	Датчики электрохимические Polytron 3000 (далее - Polytron 3000)	31132-06
	Газоанализаторы Thermox WDG-V (далее -WDG-V)	60102-15
	Анализаторы кислорода моделей ''Oxymitter 4000'', ''Oxymitter 5000'' (далее - Oxymitter 4000)	13781-10
	Газоанализаторы кислорода Insta-Trans (далее - Insta-Trans)	27972-04
ИК влаго-содержания	Анализаторы влажности ''Ametek'' модели 5000 с системой пробоотбора 561 (далее - Ametek 5000)	15964-07

ИС выполняет следующие функции:

- автоматизированное измерение, регистрацию, обработку, контроль, хранение и индикацию параметров технологического процесса;
- предупредительную и аварийную сигнализацию при выходе параметров технологического процесса за установленные границы и при обнаружении неисправности в работе оборудования;
- управление технологическим процессом в реальном масштабе времени;
- противоаварийную защиту оборудования установки;
- отображение технологической и системной информации на операторской станции управления;
- накопление, регистрацию и хранение поступающей информации;
- самодиагностику;
- автоматическое составление отчетов и рабочих (режимных) листов;
- защиту системной информации от несанкционированного доступа к программным средствам и изменения установленных параметров.

Пломбирование ИС не предусмотрено.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке ИС. Заводской номер ИС наносится типографским способом на табличку, расположенную на шкафу вторичной части ИК ИС, и в паспорте ИС.

Программное обеспечение

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

ПО ИС реализовано на базе ПО ExperionPKS и разделено на базовое ПО (далее - БПО) и внешнее ПО (далее - ВПО).

Для преобразования измеренных аналоговых сигналов в цифровой эквивалент и преобразования цифрового сигнала в аналоговую форму используются алгоритмы, реализованные в БПО и записанные в постоянной памяти соответствующего модуля. БПО устанавливается в энергонезависимую память модулей ИС на заводе-изготовителе во время производственного цикла. БПО недоступно пользователю и не подлежит изменению на протяжении всего времени функционирования.

ВПО устанавливается на персональные компьютеры рабочих станций операторов. ВПО предназначено для конфигурирования и обслуживания ИС и не влияет на метрологические характеристики модулей ввода/вывода ИС. ВПО не имеет доступа к энергонезависимой памяти модулей ввода/вывода ИС, не позволяет заменять или корректировать БПО модулей.

Защита ПО ИС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификационные данные ПО ИС приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИС

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ExperionPKS
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 501.4
Цифровой идентификатор ПО	-

ПО ИС защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий.

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

Метрологические и технические характеристики

Основные технические характеристики ИС представлены в таблице 3. Метрологические характеристики вторичной части ИК ИС представлены в таблице 4. Метрологические характеристики ИК ИС представлены в таблице 5.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИС

Наименование характеристики	Значение
Количество ИК (включая резервные), не более	1062
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц	380-57; 220-22 50±1
Условия эксплуатации: а) температура окружающей среды, °С: - в местах установки первичных ИП ИК - в месте установки вторичной части ИК б) относительная влажность (без конденсации влаги), %: - в местах установки первичных ИП ИК - в месте установки вторичной части ИК в) атмосферное давление, кПа	от -40 до +50 от +15 до +25 не более 95 от 20 до 80 от 84 до 106
Примечание - ИП, эксплуатация которых в указанных диапазонах температуры окружающей среды и относительной влажности не допускается, эксплуатируются при температуре окружающей среды и относительной влажности, указанных в технической документации на данные ИП.

Таблица 4 - Метрологические характеристики вторичной части ИК ИС

Тип барьера искрозащиты	Тип модуля ввода	Пределы допускаемой основной погрешности
9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
-	CC-PAIH02	у: ±0,075 %
9182	CC-PAIH02	Для каналов, воспринимающих сигналы термопреобразователей сопротивления с НСХ Pt 100: 1 ₂ /0,075 V ^А: ± I^0,35⁺ ( 100 • (^tmax^-tmin)j > ^С, Для каналов, воспринимающих сигналы термопреобразователей сопротивления с НСХ 100 П: ₂ 0,075 ² _{-5 2} 2 ^А: ± I^{0,35 +} [ 100 • (^tmax^-tmin)y ⁺\|⁵^¹⁰ ^изм^+0,03^изм^-31 ^{, С;} Для каналов, воспринимающих сигналы преобразователей термоэлектрических с НСХ ХА(К): 1 „ /0,075 V ^А ± К^0,3+0,5У⁺ I 100 •(^tmax^-tmin)y ^{, С}-
Примечание - Приняты следующие сокращения и обозначения: НСХ - номинальная статическая характеристика; у - приведенная погрешность, % (нормирующим значением принята разность между максимальным и минимальным значениями диапазона измерений); А - абсолютная погрешность, в единицах измеряемой величины; tmax - верхний предел диапазона измерений температуры ИК, °С; tmin - нижний предел диапазона измерений температуры ИК, °С; Rhm - значение сопротивления термопреобразователей сопротивления, соответствующее измеренному значению температуры ИК, Ом.

Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК ИС

Метрологические характеристики ИК			Метрологические характеристики измерительных компонентов ИК
			Первичный ИИ		Вторичная часть ИК
Наименование ИК	Диапазоны измерений	Пределы допускаемой основной погрешности	Тип (выходной сигнал)	Пределы допускаемой основной погрешности	Тип барьера искро-защиты	Тип модуля ввода	Пределы допускаемой основной погрешности
1	2	3	4	5	6	7	8
ИК тем-пературы	от 0 до +100 °C	А: ±0,56 °C	TSP121 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,36 °C
	от-100 до +450 °С^Х)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +150 °C	А: ±1,23 °C	ТС-Б-Р (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,39 °C
	от -50 до +600 °C¹-*	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от 0 до +100 °C	А: ±0,97 °C	ТС044 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,36 °C
	от-196 до +250 °С^Х)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +200 °C	А: ±0,75 °C	ТПТС-1088 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,40 °C
	от -50 до +450 °C¹-*	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +150 °C	А: ±1,23 °C	ТПТС-1088 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,39 °C
	от -50 до +200 °C	А: ±1,50 °C					А: ±0,40 °C
	от -50 до +300 °C	А: ±2,04 °C					А: ±0,44 °C
	от -50 до +500 °C¹-*	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +200 °C	А: ±1,50 °C	1088 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,40 °C
	от -196 до +600 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +200 °C	А: ±1,50 °C	ТС-1088 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,40 °C
	от -196 до +600 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +150 °C	А: ±1,23 °C	1388 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,39 °C
	от -196 до +600 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от 0 до +100 °C	А: ±0,97 °C	ТС-1388 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,36 °C
	от -50 до +150 °C	А: ±1,23 °C					А: ±0,39 °C
	от -196 до +600 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +150 °C	А: ±3,37 °C	ТПС ТСП-0193 (НСХ 100 П)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±3,03 °C
	от 0 до +200 °C	А: ±4,33 °C					А: ±3,90 °C
	от -50 до +500 °C¹-*	см. примечание 6					см. таблицу 4

1	2	3	4	5	6	7	8
ПК тем-пературы	от -50 до +150 °C	А: ±0,65 °C	ТС ТСП-0193 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,39 °C
	от -50 до +450 °C¹-*	см. примечание 6	ТС ТСП-0193 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	см. таблицу 4
	от -50 до +150 °C	А: ±1,23 °C	ТС ТСП-0193 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,39 °C
	от -50 до +200 °C	А: ±1,50 °C					А: ±0,40 °C
	от -196 до +660 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +150 °C	А: ±0,65 °C	ТСП-0193 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,39 °C
	от -50 до +200 °C	А: ±0,75 °C					А: ±0,40 °C
	от -50 до +300 °C	А: ±0,96 °C					А: ±0,44 °C
	от 0 до +50 °C	А: ±0,48 °C					А: ±0,36 °C
	от 0 до +100 °C	А: ±0,56 °C					А: ±0,36 °C
	от 0 до +150 °C	А: ±0,64 °C					А: ±0,37 °C
	от -50 до +450 °C¹-*	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +200 °C	А: ±1,50 °C	ТСП-0193 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,40 °C
	от -50 до +300 °C	А: ±2,04 °C					А: ±0,44 °C
	от -196 до +660 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от 0 до +100 °C	А: ±0,56 °C	ТСП-04 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,36 °C
	от-196 до +800 °C¹)	см. примечание 6	ТСП-04 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	см. таблицу 4
	от -50 до +150 °C	А: ±1,23 °C	ТСП-04 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,39 °C
	от -50 до +200 °C	А: ±1,50 °C					А: ±0,40 °C
	от 0 до +100 °C	А: ±0,97 °C					А: ±0,36 °C
	от-196 до +800 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +150 °C	А: ±0,65 °C	ТСП 1107 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,39 °C
	от-100 до +450 °C¹)	см. примечание 6	ТСП 1107 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	см. таблицу 4
	от -50 до +200 °C	А: ±1,50 °C	ТС ТСП-1193 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,40 °C
	от -50 до +500 °C¹-*	см. примечание 6	ТС ТСП-1193 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	см. таблицу 4
	от -50 до +150 °C	А: ±1,23 °C	ТСП-1193 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,39 °C
	от 0 до +150 °C	А: ±1,23 °C					А: ±0,37 °C
	от -196 до +660 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4

1	2	3	4	5	6	7	8
ИК тем-пературы	от -50 до +200 °C	А: ±0,75 °C	ТС ТСП 9201 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,40 °C
	от -50 до +500 °C¹-*	см. примечание 6	ТС ТСП 9201 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	см. таблицу 4
	от -50 до +350 °C	А: ±1,07 °C	9201 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,47 °C
	от -50 до +300 °C	А: ±0,96 °C					А: ±0,44 °C
	от -50 до +200 °C	А: ±0,75 °C					А: ±0,40 °C
	от -50 до +150 °C	А: ±0,65 °C					А: ±0,39 °C
	от 0 до +200 °C	А: ±0,74 °C					А: ±0,39 °C
	от-100 до +450 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +200 °C	А: ±1,50 °C	9201 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,40 °C
	от -50 до +150 °C	А: ±1,23 °C					А: ±0,39 °C
	от -196 до +600 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +300 °C	А: ±0,96 °C	ТСП 9201 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,44 °C
	от -50 до +200 °C	А: ±0,75 °C					А: ±0,40 °C
	от -50 до +150 °C	А: ±0,65 °C					А: ±0,39 °C
	от 0 до +100 °C	А: ±0,56 °C					А: ±0,36 °C
	от 0 до +200 °C	А: ±0,74 °C					А: ±0,39 °C
	от-100 до +450 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +300 °C	А: ±2,04 °C	ТСП 9201 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,44 °C
	от -50 до +200 °C	А: ±1,50 °C					А: ±0,40 °C
	от -50 до +50 °C	А: ±0,73 °C					А: ±0,36 °C
	от 0 до +100 °C	А: ±0,97 °C					А: ±0,36 °C
	от -196 до +600 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +200 °C	А: ±1,50 °C	ТСП 9204 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,40 °C
	от -60 до +200 °C¹)	см. примечание 6	ТСП 9204 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	см. таблицу 4
	от -50 до +300 °C	А: ±2,04 °C	ТС ТСПв-1088 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,44 °C
	от -50 до +200 °C	А: ±1,50 °C					А: ±0,40 °C
	от -50 до +600 °C¹-*	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +200 °C	А: ±1,50 °C	ТСПв-1088 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,40 °C
	от -50 до +660 °C¹)	см. примечание 6	ТСПв-1088 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	см. таблицу 4
ИК тем-пературы	от -50 до +200 °C	А: ±0,75 °C	TCnTExi 101 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	А: ±0,40 °C
ИК тем-пературы	от-100 до +450 °C¹)	см. примечание 6	TCnTExi 101 (НСХ Pt 100)	А: ±(0,15±0,002 \|t\|) °C	9182	CC-PAIH02	см. таблицу 4

1	2	3	4	5	6	7	8
	от -40 до +1200 °C	А: ±5,45 °C	ТХА-К 106 (НСХ К)	А: ±1,5 °C (в диапазоне от -40 до ±375 °C включ.), А: ±(0,004 \|t\|) °C (в диапазоне св. ±375 до ±1300 °C включ.)	9182	CC-PAIH02	А: ±1,23 °C
	от -40 до +300 °C	А: ±1,90 °C					А: ±0,84 °C
	от -40 до +150 °C	А: ±1,88 °C					А: ±0,82 °C
	от-40 до+1300 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -40 до +600 °C	А: ±5,06 °C	ПТ ТП-2088 (НСХ К)	А: ±2,5 °C (в диапазоне от -40 до ±333 °C включ.), А: ±(0,0075 \|t\|) °C (в диапазоне св. ±333 до ±850 °C включ.)	9182	CC-PAIH02	А: ±0,94 °C
	от -40 до +850 °C¹-*	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -40 до +200 °C	А: ±2,90 °C	ТП-2088 (НСХ К)	А: ±2,5 °C (в диапазоне от -40 до ±333 °C включ.), А: ±(0,0075 \|t\|) °C (в диапазоне св. ±333 до ±850 °C включ.)	9182	CC-PAIH02	А: ±0,82 °C
	от -40 до +850 °C¹-*	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -40 до +1200 °C	А: ±10,00 °C	ПТ ТП-0195 (НСХ К)	А: ±2,5 °C (в диапазоне от -40 до ±333 °C включ.), А: ±(0,0075 \|t\|) °C (в диапазоне св. ±333 до ±1200 °C включ.)	9182	CC-PAIH02	А: ±1,23 °C
	от -40 до +1200 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4

1	2	3	4	5	6	7	8
ПК температуры	от -40 до +600 °C	А: ±5,06 °C	ТХА9312 (НСХ К)	А: ±2,5 °C (в диапазоне от -40 до ±333 °C включ.), А: ±(0,0075 \|t\|) °C (в диапазоне св. ±333 до ±900 °C включ.)	9182	CC-PAIH02	А: ±0,94 °C
	от -40 до +900 °C¹-*	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от 0 до +600 °C	А: ±2,83 °C	ТХАв-2088 (НСХ К)	А: ±1,5 °C (в диапазоне от 0 до ±375 °C включ.), А: ±(0,004 \|t\|) °C (в диапазоне св. ±375 до ±1000 °C включ.)	9182	CC-PAIH02	А: ±0,92 °C
	от 0 до +1000 °C¹-*	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -40 до +800 °C	А: ±6,70 °C	ТХА-0193 (НСХ К)	А: ±2,5 °C (в диапазоне от -40 до ±333 °C включ.), А: ±(0,0075 \|t\|) °C (в диапазоне св. ±333 до ±800 °C включ.)	9182	CC-PAIH02	А: ±1,02 °C
	от -40 до +800 °C¹)	см. примечание 6					см. таблицу 4
	от -50 до +300 °C	А: ±1,99 °C	Метран-276 (от 4 до 20 мА)	у: ±0,5 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до +200 °C	А: ±1,14 °C
	от -50 до +500 °C¹-*	см. примечание 6
	от -50 до +200 °C	А: ±1,42 °C	ТСПУ Метран-276 (от 4 до 20 мА)	у: ±0,5 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до +200 °C	А: ±1,14 °C
	от -50 до +500 °C¹-*	см. примечание 6
	от -50 до +300 °C	А: ±0,63 °C	0304/М2 (от 4 до 20 мА)	у: ±0,1 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от -50 до +200 °C	А: ±0,45 °C
	от -50 до +350 °C¹-*	см. примечание 6
	от -50 до +300 °C	А: ±0,92 °C	0304/М2 (от 4 до 20 мА)	у: ±0,2 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от -50 до +200 °C	А: ±0,66 °C
	от -50 до +350 °C¹-*	см. примечание 6

1	2	3	4	5	6	7	8
ИК тем-пературы	от -50 до +200 °C	А: ±0,55 °C	ТПУ 0304/М2 (от 4 до 20 мА)	у: ±0,15%	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от -50 до +350 °C¹-*	см. примечание 6
	от -40 до +600 °C	А: ±2,88 °C	ТХА-К 106 (НСХ К); VM-Exi-105-З (от 4 до 20 мА)	А: ±1,5 °C (в диапазоне от -40 до ±375 °C включ.), А: ±(0,004 \|t\|) °C (в диапазоне св. ±375 до ±1300 °C включ.); у: ±0,1 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от-40 до+1300 °C¹)	см. примечание 6
	от -50 до +200 °C	А: ±0,63 °C	ТС-Б-Р (НСХ Pt 100); VM-Exi-105-З (от 4 до 20 мА)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C; у: ±0,1 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от -50 до +600 °C¹-*	см. примечание 6
	от -50 до +200 °C	А: ±0,63 °C	ТСПв-1088 (НСХ Pt 100); VM-Exi-105-З (от 4 до 20 мА)	А: ±(0,3±0,005 \|t\|) °C; у: ±0,1 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от -50 до +660 °C¹)	см. примечание 6
ИК давления	от 0 до 1 МПа; от 0 до 3 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 5 МПа; от 0 до 6 МПа; от 0 до 69 МПа¹)	у: от ±0,17 до ±0,26 %	STG (от 4 до 20 мА)	у: от ±0,0875 до ±0,2 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 600 кПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 1,6 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 6 МПа; от 0 до 2 МПа¹); от 0 до 10 МПа¹)	у: от ±0,17 до ±0,41 %	EJA 530 (от 4 до 20 мА)	у: от ±0,075 до ±0,35 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
ИК давления	от 0 до 400 кПа; от 0 до 2 МПа¹)	у: от ±0,17 до ±0,41 %	ПДИЕ1А530 (от 4 до 20 мА)	у: от ±0,075 до ±0,35 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %

1	2	3	4	5	6	7	8
	от 0 до 500 кПа; от 0 до 2 МПа¹)	у: от ±0,27 до ±0,41 %	EJA530A (от 4 до 20 мА)	у: от ±0,075 до ±0,35 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 600 кПа; от 0 до 1034 кПа¹)	у: ±0,17% (при ДИтах/ДИ менее чем 10:1); у: ±0,22 % (при ДИтах/ДИ более чем 10:1)	3051 (от 4 до 20 мА)	у: ±0,075 % (при ДИтах/ДИ менее чем 10:1); у: ±0,15% (при ДИтах/ДИ более чем 10:1)	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от -100 до 150 кПа; от 0 до 250 кПа; от 0 до 400 кПа; от 0 до 600 кПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 1,6 МПа; от 0 до 2,5 МПа; от 0 до 4 МПа; от 0 до 6 МПа; от 0 до 10 МПа; от 0 до 27579 кПа¹)	у: ±0,15% (при ДИтах/ДИ менее чем 5:1); у: ±0,16% (при ДИтах/ДИ более чем 10:1)	ИДИ 3051 (от 4 до 20 мА)	у: ±0,04 % (при ДИтах/ДИ менее чем 5:1); у: ±0,065 % (при ДИтах/ДИ более чем 10:1)	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 250 кПа; от 0 до 400 кПа; от 0 до 600 кПа; от 0 до 1 МПа; от 0 до 1,6 МПа; от 0 до 2,5 МПа; от 0 до 6 МПа; от 0 до 27579 кПа¹)	у: ±0,15% (при ДИтах/ДИ < 5); у: ±0,16% (при ДИтах/ДИ < 10)	3051TG (от 4 до 20 мА)	у: ±0,04 % (при ДИтах/ДИ < 5); у: ±0,065 % (при ДИтах/ДИ < 10)	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %

1	2	3	4	5	6	7	8
ик перепада давления	от 0 до 5,45 кПа; от 0 до 24,5 кПа; от 0 до 40 кПа; от 0 до 60 кПа; от 0 до 100,8 кПа; от 0 до 1034 кПа¹)	у: ±0,17% (при ДИтах/ДИ менее чем 10:1); у: ±0,22 % (при ДИтах/ДИ более чем 10:1)	3051 (от 4 до 20 мА)	у: ±0,075 % (при ДИтах/ДИ менее чем 10:1); у: ±0,15% (при ДИтах/ДИ более чем 10:1)	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
ик перепада давления	от -400 до 400 Па; от 0 до 10 кПа; от 0 до 16 кПа; от 0 до 25 кПа; от 0 до 40 кПа; от 0 до 100 кПа; от 0 до 248 кПа¹)	у: ±0,15% (при ДИтах/ДИ менее чем 5:1); у: ±0,16% (при ДИтах/ДИ более чем 10:1)	ИДИ 3051 (от 4 до 20 мА)	у: ±0,04 % (при ДИтах/ДИ менее чем 5:1); у: ±0,065 % (при ДИтах/ДИ более чем 10:1)	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
ИК перепада давления	от 0 до 100 кПа; от 0 до 248 кПа¹)	у: ±0,15% (при ДИтах/ДИ < 5); у: ±0,16% (при ДИтах/ДИ < 10)	3051CD (от 4 до 20 мА)	у: ±0,04 % (при ДИтах/ДИ < 5); у: ±0,065 % (при ДИтах/ДИ < 10)	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 5,23 кПа; от 0 до 16 кПа; от 0 до 40 кПа; от 0 до 100 кПа; от 0 до 248 кПа¹)	у: от ±0,15 до ±1,25 %	ПДИ3051СО (от 4 до 20 мА)	у: от ±0,04 до ±1,125%	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 4 кПа; от 0 до 100 кПа¹)	у: от ±0,16 до ±0,58 %	ИДИ EJA 110 (от 4 до 20 мА)	у: от ±0,065 до ±0,515 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
ИК уровня	от 100 до 300 мм	А: ±5,51 мм	3301 (от 4 до 20 мА)	А: ±5 мм (при 0,1 м < L < 5 м); 6: ±0,1 % (при 5 м < L < 23,5 м)	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 100 до 845 мм	А: ±5,60 мм
	от 100 до 1160 мм	А: ±5,70 мм
	от 100 до 1410 мм	А: ±5,80 мм
	от 100 до 1610 мм	А: ±5,90 мм

1	2	3	4	5	6	7	8
ИК уровня	от 100 до 1720 мм	А: ±5,96 мм	3301 (от 4 до 20 мА)	А: ±5 мм (при 0,1 м < L < 5 м); 6: ±0,1 % (при 5 м < L < 23,5 м)	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 100 до 2430 мм	А: ±6,40 мм
	от 100 до 2480 мм	А: ±6,44 мм
	от 100 до 3520 мм	А: ±7,30 мм
	от 100 до 5000 мм	А: ±8,81 мм
	от 330 до 1670 мм	А: ±5,82 мм
	от 600 до 3160 мм	А: ±6,57 мм
	от 100 до 6300 мм	А: ±10,43 мм (при 0,1 м < L < 5 м); 6: ±0,185 % (при 5 м < L < 6,3 м)
	от 0,1 до 23,5 м¹)	см. примечание 6
	от 0 до 500 мм; от 0 до 1000 мм; от 0 до 3000 мм¹)	у: ±0,84 %	249-DLC3000 (от 4 до 20 мА)	у: ±0,75 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 300 до 1620 мм	А: ±3,79 мм	FMP45 (от 4 до 20 мА)	А: ±3 мм (до 10 м); у: ±0,03 % (от 10 до 35 м)	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0,3 до 35 м¹)	см. примечание 6	FMP45 (от 4 до 20 мА)	А: ±3 мм (до 10 м); у: ±0,03 % (от 10 до 35 м)	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
ИК массового расхода	от 0 до 8,8 т/ч; от 0 до 18 т/ч; от 0 до 44 т/ч; от 0 до 56 т/ч; от 0 до 75,5 т/ч	см. примечание 6	Micro Motion CMF (от 4 до 20 мА)	6: ±0,1 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 427 кг/ч; от 0 до 714 кг/ч; от 0 до 1,9 т/ч; от 0 до 4,7 т/ч; от 0 до 6,7 т/ч	см. примечание 6	Micro Motion CMF (от 4 до 20 мА)	6: ±0,35 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 16000 кг/ч; от 0 до 2 т/ч; от 0 до 6 т/ч	см. примечание 6	8800 (от 4 до 20 мА)	6: ±1,35 %; yi: ±0,025 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %

1	2	3	4	5	6	7	8
ик объемного расхода	от 0 до 3 м³/ч; от 0 до 4 м³/ч; от 0 до 5 м³/ч; от 0 до 6 м³/ч; от 0 до 12 м³/ч; от 0 до 30 м³/ч; от 0 до 35 м³/ч; от 0 до 210 м³/ч; от 0 до 230 м³/ч; от 0 до 350 м³/ч; от 0 до 400 м³/ч; от 0 до 464 м³/ч; от 0 до 600 м³/ч; от 0 до 1100 м³/ч	см. примечание 6	8800 (от 4 до 20 мА)	6: ±0,65 % (для жидкости); 6: ±1,35 % (для газа, пара); yi: ±0,025 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 40 м³/ч	см. примечание 6	РСВ 8800 (от 4 до 20 мА)	6: ±0,65 % (для жидкости с Re > 20000) yi: ±0,025 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 16 м³/ч	см. примечание 6	OPTIFLUX 4300С (от 4 до 20 мА)	6: ±0,2 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
ИК ДКи НКПР	от 0 до 50 % НКПР²⁾(определяемый компонент СИД	А: ±5,51 НКПР	Polytron РЕХ 3000 (от 4 до 20 мА)	А: ±5 НКПР	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 50 % НКПР²⁾(определяемый компонент СбНы)	А: ±5,51 НКПР	Polytron РЕХ 3000 (от 4 до 20 мА)	А: ±5 НКПР	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 50 % НКПР²⁾(определяемый компонент СИД	А: ±5,51 НКПР	РЕХ 3000 (от 4 до 20 мА)	А: ±5 НКПР	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
ИК ДКи НКПР	от 0 до 100 % НКПР (определяемый компонент СНД	А: ±5,51 НКПР	S4100C (от 4 до 20 мА)	А: ±5 НКПР	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %

1	2	3	4	5	6	7	8
ИК концентрации	от 0 до 2 % (объемные доли СО)	у: ±3,3 %	OCX 8800 (от 4 до 20 мА)	у: ±3 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 500 млн'¹; от 99,5 до 100 % (объемные доли Иг) (диапазон показаний от 70 до 100 %)	у: ±5,5 %	CAT 100 (от 4 до 20 мА)	у: ±5 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 20 млн'¹; от 0 до 100 млн'¹ ’’ (объемные доли H2S)	у: ±16,5 %	Polytron 3000 (от 4 до 20 мА)	у: ±15 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 2000 млн'^{1 1} ’ (объемные доли СО)	у: ±5,5 %	WDG-V (от 4 до 20 мА)	у: ±5 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 2 % (объемные доли СО)	А: ±0,1 И %	Oxymitter 4000 (от 4 до 20 мА)	А: ±0,1 % (в диапазоне от 0 до 4 %); 6: ±3 % (в диапазоне св. 4 %)	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 10 % ’’ (объемные доли СО)	см. примечание 6	Oxymitter 4000 (от 4 до 20 мА)		9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
	от 0 до 1000 млн'^{1 Х)}; (объемные доли Ог)	у: ±16,5 %	Insta-Trans (от 4 до 20 мА)	у: ±15 %	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
ИК влаго-содержания	от 1 до 5 млн'¹(объемные доли НгО)	А: ±1,1 млн'¹	Ametek 5000 (от 4 до 20 мА)	А: ±1 млн'¹ (в диапазоне от 1 до 10 млн'¹); 5: ±10 % (в диапазоне от 10 до 1000 млн'¹)	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
ИК влаго-содержания	от 1 до 1000 млн'¹ ’’ (объемные доли НгО)	см. примечание 6	Ametek 5000 (от 4 до 20 мА)		9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
ИК электрического сопротивления (температуры)	НСХ Pt 100 (а=0,00385 °C'¹) (шкала от -200 до +850 °С^Х)); НСХ 100 и (а=0,00391 °C'¹) (шкала от -200 до +850 °С^Х))	см. таблицу 4	-	-	9182	CC-PAIH02	см. таблицу 4
ИК напряжения (температуры)	НСХ К (шкала от -270 до +1372 °С^Х))	см. таблицу 4	-	-	9182	CC-PAIH02	см. таблицу 4

1	2	3	4	5	6	7	8
ИК силы постоянного тока	от 4 до 20 мА	у: ±0,13 %	-	-	9160	CC-PAIH02	у: ±0,13 %
		у: ±0,075 %			-
¹¹ Указан максимальный диапазон измерений (диапазон измерений может быть настроен на меньший диапазон в соответствии с эксплуатационной документацией на первичный ИП ИК). ²⁾ Диапазон показаний от 0 до 100 % НКПР. Примечания 1 Приняты следующие сокращения и обозначения: НСХ - номинальная статическая характеристика; А - абсолютная погрешность, в единицах измеряемой величины; у - приведенная погрешность, % (нормирующим значением принята разность между максимальным и минимальным значениями диапазона измерений); 5 - относительная погрешность, %; t - измеренное значение температуры, °C; ДИтах - верхний предел диапазона измерений; ДИ - настроенный диапазон измерений; L - измеренное значение уровня, м; yi - пределы допускаемой приведенной погрешности преобразования измеренного значения объемного расхода в выходной аналоговый унифицированный электрический сигнал силы постоянного тока от 4 до 20 мА, % (нормирующим значением принята разность между максимальным и минимальным значениями диапазона измерений); Re - число Рейнольдса; а - температурный коэффициент термопреобразователя сопротивления, °C^-1.

2 Пределы допускаемой основной погрешности ПК температуры приведены для максимального абсолютного значения диапазона измерений температуры. Пределы допускаемой основной погрешности вторичной части ПК при других значениях измеренной температуры рассчитывают в соответствии с таблицей 4. Пределы допускаемой основной погрешности ПК при других значениях измеренной температуры рассчитывают согласно примечанию 6 настоящей таблицы.
3 Шкалы ПК давления и перепада давления могут быть установлены в ИС в других единицах измерений в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 31 октября 2009 года № 879 «Об утверждении Положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации».
4 Шкала ИК уровня может быть установлена в ИС в процентах (от 0 до 100 %).
5 Шкалы ИК, применяемых для измерения перепада давления на сужающем устройстве и уровня, установлены в ИС в единицах измерения расхода и в процентах соответственно. Пределы допускаемой основной погрешности данных ИК нормированы по диапазону измерений перепада давления. Шкалы ИК перепада давления, применяемых для измерения уровня, установлены в ИС в единицах измерения уровня или в процентах.
6 Пределы допускаемой основной погрешности ИК рассчитывают по формулам:

- абсолютная А_ик, в единицах измерений измеряемой величины:

где А_пп - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности первичного ИИ ИК, в единицах измерений измеряемой величины;

у_вп - пределы допускаемой основной приведенной погрешности вторичной части ИК, %;

Х_тах - значение измеряемого параметра, соответствующее максимальному значению диапазона аналогового сигнала, в единицах измерений измеряемой величины;

X_mm - значение измеряемого параметра, соответствующее минимальному значению границы диапазона аналогового сигнала, в единицах измерений измеряемой

величины;

- пределы допускаемой основной абсолютной погрешности вторичной части ИК температуры, °C;

A_Bnt “ пределы допус - относительная 3^, %:

где

5_ПП - пределы допускаемой основной относительной погрешности первичного ИП ИК, %; Х_изм - измеренное значение, в единицах измерений измеряемой величины;

- приведенная у_ик, %:

где

7ик ^±^’^'^Тпп’^ь7вп’ у - пределы допускаемой основной приведенной погрешности первичного ИП ИК, %.

7 Для расчета погрешности ИК в условиях эксплуатации:

- приводят форму представления основных и дополнительных погрешностей измерительных компонентов ИК к единому виду (приведенная, относительная, абсолютная);

-для каждого измерительного компонента ИК рассчитывают пределы допускаемых значений погрешности в условиях эксплуатации путем учета основной и дополнительных погрешностей от влияющих факторов.

Пределы допускаемых значений погрешности А_си измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации вычисляют по формуле:

где Д_о - пределы допускаемых значений основной погрешности измерительного компонента; п - количество учитываемых влияющих факторов;

А; - пределы допускаемой дополнительной погрешности измерительного компонента от /-го влияющего фактора в условиях эксплуатации при общем числе п учитываемых влияющих факторов.

Для каждого ИК рассчитывают границы, в которых с вероятностью, равной 0,95, должна находиться его погрешность А_ж, в условиях эксплуатации по формуле:

Айк^-

где к

АсИ|

количество измерительных компонентов ИК;

±1,1-

пределы допускаемых значений погрешности А_сиу-го измерительного компонента ИК в условиях эксплуатации.

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 6 - Комплектность ИС

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерительная установки 300-01 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», заводской № LUKPRM14-EX15/112241	-	1 шт.
Руководство по эксплуатации	-	1 экз.
Паспорт	-	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 3 руководства по эксплуатации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 г. № 3456 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока»;

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

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» (ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»)

ИНН 5905099475

Адрес: 614055, Российская Федерация, г. Пермь, ул. Промышленная, 84

Телефон: (342) 2202467, факс: (342) 2202288

Web-сайт: http://pnos.lukoil.ru/ru

E-mail: lukpnos@pnos.lukoil.com

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» (ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»)

ИНН 5905099475

Адрес: 614055, Российская Федерация, г. Пермь, ул. Промышленная, 84

Телефон: (342) 2202467, факс: (342) 2202288

Web-сайт: http://pnos.lukoil.ru/ru

E-mail: lukpnos@pnos.lukoil.com

Лист № 22

Всего листов 22

Испытательный центр

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

Метрологии «СТП»

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

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

Web-сайт: http://www.ooostp.ru

E-mail: office@ooostp.ru

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

Лист № 1

Всего листов 5

Регистрационный № 86530-22

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Установки поверочные переносные «Стандарт-ВМ»

Назначение средства измерений

Установки поверочные переносные «Стандарт-ВМ» (далее - установки) предназначены для измерений, воспроизведения, хранения и передачи единиц объема жидкости в потоке и объемного расхода жидкости при проведении исследований, испытаний, поверки, калибровки и других работ по определению метрологических характеристик средств измерений объема жидкости в потоке и/или объемного расхода жидкости.

Описание средства измерений

Принцип действия установок основан на измерении объема жидкости в потоке и объемного расхода жидкости с помощью преобразователя расхода, включенного в единый гидравлический тракт с поверяемым средством измерений.

Установки состоят из преобразователя расхода тахометрического, гидравлического тракта рабочего контура и системы управления, сбора и обработки информации и изготавливаются в мобильном (переносном) исполнении.

Поверяемое средство измерений объема жидкости не снимается с места эксплуатации, а присоединяется вводным трубопроводом (шлангом) к гидравлическому тракту рабочего контура установок. Жидкость проходит через поверяемое средство измерений, гидравлический тракт рабочего контура установки и преобразователь расхода тахометрический, и далее вытекает по сливному коллектору.

Корпус установки изготовлен из ударопрочного износостойкого пластика черного цвета.

Система управления, сбора и обработки информации включает в себя контроллер, осуществляющий управление режимами работы установки, сбор и обработку измеряемых параметров, формирование протоколов измерений. Контроль установленного объемного расхода жидкости и прошедшего объема жидкости в потоке осуществляется по показаниям дисплея установки. После проведения поверки средства измерения в энергонезависимой памяти измерительновычислительный комплекса сохраняется протокол поверки.

Общий вид установок приведен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид установок

Пломбировка установок осуществляется нанесением знака поверки на мастику, расположенную на монтажных винтах на лицевой стороне пластикового корпуса.

Заводской номер в числовом формате наносится на маркировочную табличку, которая крепится на корпус установки, методом клепания.

Общий вид установки с указанием мест пломбировки, мест нанесения знака утверждения типа, знака поверки, заводского номера приведены на рисунке 1.

Место нанесения знака поверки

Место нанесения знака утверждения типа

Рисунок 2 - Общий вид средства измерений с указанием мест нанесения знака утверждения типа, знака поверки, заводского номера

Программное обеспечение

Программное обеспечение установок встроенное.

Программное обеспечение установок предназначено для обработки сигналов, выполнения математической обработки результатов измерений, обеспечения взаимодействия с периферийными устройствами, хранения результатов измерений и их вывода на устройства индикации.

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

Метрологические характеристики средства измерений нормированы с учетом влияния программного обеспечения

Программное обеспечение установки разделяется на метрологически значимую и метрологически незначимую части.

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приводится в таблице 1.

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование программного обеспечения	Стандарт-ВМ
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	не ниже v 2.0
Цифровой идентификатор программного обеспечения	-

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

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений (воспроизведения) объемного расхода жидкости, м³/ч	от 0,03 до 3
Пределы допускаемой относительной погрешности (доверительные границы суммарной погрешности) при измерении (воспроизведении единиц) объема жидкости в потоке и объемного расхода жидкости, %	±0,5

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальный диаметр поверяемых средств измерений	DN 10, DN 15, DN 20
Измеряемая среда	жидкость (вода)
Температура измеряемой среды, °C	от +5 до +90
Избыточное давление измеряемой среды, МПа	от 0 до 0,5
Потребляемая мощность, Вт, не более	12
Габаритные размеры, мм, не более - высота	190
- ширина	335
- длина	430
Масса, кг, не более	6,5

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °C	от +5 до +35
- относительная влажность воздуха, %	от 30 до 95
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 106
Средний срок службы, лет	15
Средняя наработка на отказ, ч	30000

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку, которая крепится на корпус установки, методом клепания, и в верхней части по центру титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Установка поверочная переносная	«Стандарт-ВМ»	1 шт.
Паспорт	УПСВМ.12.050000.001 ПС	1 экз.
Руководство по эксплуатации	УПСВМ.12.050000.001 РЭ	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в разделе 5 «Работа установки» документа «Установки поверочные «Стандарт-ВМ.

Руководство по эксплуатации». УПСВМ.12.050000.001 РЭ

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ТУ 2651-001-47761261-2021 Установки поверочные «Стандарт-ВМ». Технические условия.

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Современные технологии в Метрологии» (ООО «СТМ»)

ИНН 9717100365

Адрес: 129344, г. Москва, вн.тер.г Муниципальный округ Алексеевский, ул. Радужная, дом 22, корпус 1, этаж 1, ком./офис III/26

Юридический адрес: 129626, г. Москва, вн.тер.г Муниципальный округ Алексеевский, просп. Мира, д. 102, корп.1, этаж8, комн. 807, офис 260

Телефон (факс): +7(495)477-52-61

Web-cайт: https://stmetr.ru

E-mail: info@stmetr.ru

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Современные технологии в Метрологии» (ООО «СТМ»)

ИНН 9717100365

Телефон (факс): +7(495)477-52-61

Web-сайт: https://stmetr.ru

E-mail: info@stmetr.ru

Испытательный центр

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научноисследовательский институт метрологии им.Д.И.Менделеева» (ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»)

Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр., 19

Фактический адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7 «а»

Телефон: +7(843) 272-70-62, факс: +7(843) 272-00-32

Web-сайт: www.vniir.org

E-mail: office@vniir.org

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310592.

Техническая поддержка

15436 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 2131 от 26.08.2022

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

15436 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 2131 от 26.08.2022

Текст приказа Росстандарта № 2131 от 26.08.2022

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель