Приказ Росстандарта №2189 от 01.09.2022

№2189 от 01.09.2022
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 357830
ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (8)
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 2189 от 01.09.2022

2022 год
месяц September

4812 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

ПРИЛОЖЕНИЕ к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «1» сентября 2022 г. № 2189

Сведения об утвержденных типах средств измерений, подлежащие изменению

в части конструктивных изменений, влияющих на метрологические характеристики средств измерений

№ п/ п

Наименование типа

Обозначение типа

Заводской номер

Регистрационный номер в ФИФ

Правообладатель

Отменяемая методика поверки

Действие методики поверки сохраняется

Устанавливаемая методика поверки

Добавляемый изготовитель

Дата утверждения акта испытаний

Заявитель

Юридическое лицо, проводившее испытания

Газоанализаторы портативные

ПГ ЭРИС-411, ПГ

ЭРИС-414

ER411200048,

ER411200049,

ER411200050, ER411200051, ER411200052, ER411200053, ER411200054, ER411200063, ER411200067, ER411200111, ER411200112,

ER411200113, ER414202104, ER414202105, ER414202106, ER414202107, ER414202108, ER414202109 ER414202110, ER414202111,

ER414202112, ER414202113, ER414202114, ER414202115, ER414202116, ER414202117,

65108-16

МП 83-2212016 с изменением № 2

МП 128-221

2020

15.07.

2022

Общество с ограниченной ответственностью

«ЭРИС»

(ООО «ЭРИС»), Пермский край, г. Чайковский

УНИИМ - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.

Менделеева», г. Екатеринбург

ER414202118,

ER414202119,

ER414202120,

ER414202121,

ER414202122,

ER414202123,

ER414202124,

ER414202125,

ER414202126,

ER414202127,

ER414202128,

ER414202129,

ER414202130,

ER414202131,

ER414202132,

ER414202136,

ER414202140,

ER414202141,

ER414203101,

ER414203102,

ER414203103,

ER414203104,

ER414203105,

ER414203106,

ER414203107,

ER414203108,

ER414203109,

ER414203110,

ER414203111,

ER414203112,

ER414203113,

ER414203114,

ER414203115,

ER414203116,

ER414203117,

ER414203118,

ER414203119,

ER414203121,

ER414203123,

ER414203125,

ER414203127,

ER414203129,

ER414203131,

ER414203133,

ER414203135,

ER414203137,

ER414203139,

ER414203141,

ER414203143,

ER414203145,

ER414203150,

ER414222028,

ER414222029,

ER414222030,

ER414222031,

ER414222032,

ER411220001,

ER411220002,

ER411220003,

ER411220004,

ER411220005,

ER414222032,

ER414222033,

ER414222034,

ER414222035,

ER414222036,

ER414222037,

ER414222038

Преобразователи

расхода

ЛГК410

ЛГК410-20-12-

AI-ET зав №№ 5200, 5201,5202;

ЛГК410-20-6-AI-ET зав. №№ 5203, 5204; ЛГК410-25-18-AI-ET зав. №5221;

ЛГК410-32-30-

AI-ET зав. №№ 5205, 5206, 5207;

ЛГК410-40-46-AI-ET зав. № 5222; ЛГК410-50-72-AI-ET зав. №№ 5208, 5209, 5210;

ЛГК410-50-36-AI-ET зав. №№ 5211, 5212; ЛГК410-

69536-17

РАЖГ.407111. 001 РЭ (раздел 10 Методика поверки)

МП 208-0202022

18.05.

2022

Акционерное общество «Научнопроизводственная фирма «Логика» (АО НПФ ЛОГИКА), г. Санкт-Петербург

ФГБУ

«ВНИИМС»,

г. Москва

65-120-AI-ET зав. № 5223; ЛГК410-80-180-AI-ET зав. №№ 5213, 5214, 5215;

ЛГК410-80-90-AI-ET зав. №№ 5216, 5217; ЛГК410-100-280-AI-ET зав. №№ 5218, 5219, 5220

Дефектоскопы ультразвуковые

УДС2М-11

зав. № 431,

зав. № 215

71225-18

МП 016.Д4-18

МП 020.Д4-

14.12.

2021

Общество с ограниченной ответственностью Научнопроизводственное объединение «РДМ-ВИГОР» (ООО НПО «РДМ-ВИГОР»), г. Москва

ФГУП

«ВНИИОФИ», г. Москва

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Муниципальное унитарное предприятие города

Абакана «Абаканские электрические сети» (МУП «АЭС»)

001

73502-18

МС 004-2018

08.07.

2022

Муниципальное унитарное предприятие города Абакана «Абаканские электрические сети» (МУП «АЭС»), г. Абакан

ООО

«МетроСервис», г. Красноярск

Комплексы измерительные программнотехнические

«Азимут 4»

исп. 01 зав. №

25-22, исп. 02 зав. № 26-22,

исп. 03 зав. № 27-22,

исп. 04 зав. № 28-22, исп. 05 зав. № 29-22

78866-20

ТБДД.466534. 030 МП

651-22-042 МП

11.07.

2022

Общество с ограниченной ответственностью «Технологии безопасности дорожного движения» (ООО «ТБДД»), г. Пермь

ФГУП

«ВНИИФТРИ»,

Московская обл., г. Солнечногорск,

р.п. Менделеево

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Северсталь»

(ЧерМК)

83207-21

Публичное акционерное общество «Северсталь» (ПАО «Северсталь»), Вологодская обл.,

г. Череповец

МП-344-

RA.RU.310556 -2021

24.06.

2022

Акционерное общество

Научнопроизводственное предприятие «ЭнергопромСервис»

(АО НПП «ЭнергопромСервис»), г. Москва

Западно

Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ», г. Новосибирск

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» -«Липецкая генерация»

84107-21

Публичное акционерное общество "Квадра -Генерирующая

компания" (ПАО "Квадра"), филиал ПАО

"Квадра" -"Липецкая генерация", г. Тула

МП-04-06/09-

2021

14.06.

2022

Публичное акционерное общество "Квадра -Генерирующая компания" (ПАО "Квадра"), филиал ПАО "Квадра" -"Липецкая генерация", г. Тула

ФБУ «Липецкий ЦСМ»,

г. Липецк

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» -«Липецкая генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2

84108-21

Публичное

акционерное общество "Квадра -Генерирующая компания"

(ПАО "Квадра"), филиал ПАО "Квадра" -"Липецкая генерация", г. Тула

МП-04-06/10-

2021

14.06.

2022

Публичное акционерное общество "Квадра -Генерирующая

компания" (ПАО "Квадра"), филиал ПАО "Квадра"

- "Липецкая генерация", г. Тула

ФБУ «Липецкий ЦСМ»,

г. Липецк

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «1» сентября 2022 г. № 2189

Лист № 1

Всего листов 7

Регистрационный № 71225-18

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Дефектоскопы ультразвуковые УДС2М-11

Назначение средства измерений

Дефектоскопы ультразвуковые УДС2М-11 (далее - дефектоскопы) предназначены для измерений координат дефектов в рельсах железнодорожных путей, стрелочных переводов и сварных стыков.

Описание средства измерений

Принцип действия дефектоскопов основан на эхо-методе, зеркальном методе и зеркальнотеневом методе акустического неразрушающего контроля.

Пьезоэлектрический преобразователь (ПЭП) дефектоскопа генерирует ультразвуковые колебания (УЗК), которые распространяются в объекте контроля, отражаясь от границы дефекта или граней объекта контроля, возвращаются обратно и преобразуются в электрический сигнал. Принятый сигнал усиливается, после чего преобразуется в цифровую форму, обрабатывается микропроцессором и отображается на экране дефектоскопа в графическом и цифровом виде.

Дефектоскоп состоит из следующих основных блоков и узлов: блока электронного, акустического блока, держателя акустического блока, бака для контактной жидкости, кронштейна, ручных ПЭП.

Общий вид дефектоскопов представлен на рисунке 1.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифрового обозначения наносится ударным способом либо методом гравировки на табличку, закрепленную на дефектоскопе в месте, указанном на рисунке 2.

Приказ Росстандарта №2189 от 01.09.2022, https://oei-analitika.ru

Рисунок 1 - Общий вид дефектоскопов

Схема пломбировки от несанкционированного доступа представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа и обозначение места нанесения заводского номера

Количество каналов, реализуемых при работе с акустическим блоком в режиме сплошного контроля - 8. Количество каналов возбуждения и приема УЗК, предусмотренных для работы с ручными пьезоэлектрическими преобразователями - 2.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО), входящее в состав дефектоскопов, позволяет выполнять изменение настроек контроля, отображать результаты контроля на экране дефектоскопа, сохранять результаты контроля, выводить сохраненные результаты контроля на экран дефектоскопа, осуществлять передачу данных на USB-накопитель.

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Управляющая программа электронного блока УДС2М-11
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.1 и выше
Цифровой идентификатор ПО	-

Лист № 4

Всего листов 7 Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Номинальное значение амплитуды импульсов генератора импульсов возбуждения (ГИВ) и её отклонение в каналах: - с раздельной схемой излучения и приема УЗК, В; - с совмещённой схемой излучения и приема УЗК, В.	100±10 75±8
Номинальное значение длительности импульсов ГИВ и её отклонение, нс	200±10
Диапазон установки усиления эхо-сигналов с дискретностью 1, дБ	От 0 до 70
Отклонение установки усиления эхо-сигналов от номинальной, дБ, не более	±(1+0,05^Уном**)
Запас чувствительности по каналам эхо-метода, дБ, не менее	25
Мертвая зона дефектоскопа, мм, не более: - с ПЭП П121-2,5-65, П121-2,5-70, П112-2,5; - с ПЭП П121-2,5-42, П121-2,5-45, П121-2,5-50, П121-2,5-55	3 6
Диапазон установки условной чувствительности* по каналам, работающим зеркально-теневым методом с ПЭП П112-2,5 и резонатором РП РС2, с дискретностью 1, дБ	от 4 до 20
Диапазон измерений толщины изделия и глубины залегания дефектов при работе с прямыми ПЭП для каналов ручного контроля, мм	от 3 до 200
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений толщины изделия и глубины залегания дефектов при работе с прямыми ПЭП для каналов ручного контроля, мм	±(1+0,02-Н***)
Диапазон измерений координат дефектов при работе с наклонными ПЭП для каналов ручного контроля, мм: - для ПЭП с углом ввода 42°, 45° и 50°; - для ПЭП с углом ввода 55°; - для ПЭП с углом ввода 65° и 70°.	от 6 до 200 от 6 до 120 от 3 до 200
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений координат дефектов при работе с наклонными ПЭП для каналов ручного контроля, мм: - глубины залегания для ПЭП с углом ввода 42°, 45° и 50°; - глубины залегания для ПЭП с углом ввода 55°, 65° и 70°; - расстояние от точки ввода до проекции дефекта на поверхность для ПЭП с углом ввода 42°, 45° и 50°; - расстояние от точки ввода до проекции дефекта на поверхность для ПЭП с углом ввода 55°, 65° и 70°.	±(1+0,02-Н*) ±(0,5+0,04-Н) ±(1+0,02<L*) ±(0,5+0,04<L**)
* для донного сигнала, полученного в мере №3Р при времени распространения УЗК 66 мкс от начала зондирующего импульса где Уном - установленное номинальное значение приращения усиления, дБ * где Н - измеренное значение толщины изделия (глубины залегания дефекта), мм **** где L - измеренное значение расстояния от точки ввода до проекции дефекта на поверхность, мм

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Минимальная условная протяженность дефекта (условный размер по длине рельса), выявляемого в рельсе, при скорости перемещения дефектоскопа 3,6 км/ч, мм	10
Параметры электрического питания от внешнего источника: - напряжение переменного тока, В	220±22
Параметры электрического питания от аккумулятора: - напряжение постоянного тока, В	от 5,8 до 8,4
- потребляемый ток, при номинальном напряжении 7,3 В, А не более	0,5
Напряжение, при котором происходит автоматическое выключение дефектоскопа, В	5,6
Время непрерывной работы дефектоскопа от полностью заряженной аккумуляторной батареи при температуре (25 ± 15)°С, ч, не менее	8
Масса, кг, не более: - дефектоскопа в рабочем состоянии без запаса технологической жидкости;	5,5
- ручного ПЭП 2,5;	0,1
- ручного ПЭП типов П121 и П112.	0,25
Габаритные размеры, мм, не более: в рабочем состоянии без съемной рукоятки - длина	1200
- ширина	200
- высота	270
Степень защиты от попадания внутрь электронного блока дефектоскопа твердых тел (пыли) и воды по ГОСТ 14254-2015	IP54
Устойчивость к механическим воздействиям синусоидальных вибраций с частотой, Г ц	от 10 до 55
Показатели надежности: - средняя наработка на отказ с учетом технического обслуживания и ЗИП, ч, не менее;	15000
- среднее время восстановления работоспособного состояния дефектоскопа, ч, не более;	6
- средний срок службы дефектоскопа, лет, не менее.	5
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С;	от -40 до +50
- относительная влажность воздуха при температуре плюс 35 °С, %.	от 0 до 98

Знак утверждения типа

наносится на заднюю панель электронного блока дефектоскопа методом наклеивания этикетки и на титульный лист руководства по эксплуатации в левом верхнем углу методом печати.

Лист № 6

Всего листов 7 Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество
Электронный блок		1 шт.
Кронштейн		1 шт.
Держатель акустического блока		1 шт.
Бак		1 шт.
Акустический блок		2 шт.
Беспроводные стереонаушники		1 шт.
Соединительный кабель		1 шт.
Кабель к ПЭП		2 шт.
ПЭП П112-2,5		1 шт.
ПЭП П121-2,5-42		1 шт.
ПЭП П121-2,5-45		2 шт.
ПЭП П121-2,5-50		1 шт.
ПЭП П121-2,5-55		1 шт.
ПЭП П121-2,5-65		1 шт.
ПЭП П121-2,5-70		1 шт.
Настроечный образец		1 шт.
Держатель		1 шт.
Тубус		1 шт.
Упор		1 шт.
Зарядное устройство		1 шт.
Устройство координатное		1 шт.
Устройство хранения информации USB-накопитель		2 шт.
Трубка для подачи контактной жидкости 1 м		1 шт.
Сумка		1 шт.
Рюкзак		1 шт.
Ремень		1 шт.
Дефектоскоп ультразвуковой УДС2M-11. Паспорт	11.00.00.00-01 ПС	1 экз.
Дефектоскоп ультразвуковой УДС2М-11. Руководство по эксплуатации	УДС2М-11.00.00.00-03 РЭ	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

Сведения о методиках (методах) измерений приведены в разделе 9 «Подготовка к работе» и разделе 10 «Порядок работы» руководства по эксплуатации «Дефектоскоп ультразвуковой УДС2М-11. Руководство по эксплуатации УДС2М-11.00.00.00-03 РЭ».

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 декабря 2018 г. № 2840 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений длины в диапазоне от 140’⁹ до 100 м и длин волн в диапазоне от 0,2 до 50 мкм»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 июля 2018 г. № 1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 г. № 3383 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений ослабления напряжения постоянного тока и электромагнитных колебаний в диапазоне частот от 20 Гц до 178,4 ГГц»;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 г. № 3463 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений импульсного электрического напряжения;

ТУ 26.51.66.121-011-03327411-2018 «Дефектоскоп ультразвуковой УДС2М-11. Технические условия (Изменение № 1)».

Изготовители

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное объединение «РДМ-ВИГОР» (ООО НПО «РДМ-ВИГОР»)

ИНН 9721005114

Адрес: 109507, г. Москва, Волгоградский пр-т, д. 197, пом. 3

Телефон (факс): +7 (495) 372-50-11

Web-сайт: http://rdm-vigor.ru

E-mail: npo.rdmvigor@mail.ru

Научно-производственное предприятие «MDR Grup» SRL (НПП «MDR Grup» SRL)

Адрес: Республика Молдова, г. Кишинев, б-р Гагарина, д.2

Телефон: +37322-57-98-17

Web-сайт: http://rdm.md

E-mail: service@rdm.md

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт оптико-физических измерений» (ФГУП «ВНИИОФИ»)

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

Телефон: (495) 437-56-33

Факс: (495) 437-31-47

Web-сайт: www.vniiofi.ru

E-mail: vniiofi@vniiofi.ru

Уникальный номер в реестре аккредитованных лиц №30003-14.

Лист № 1

Всего листов 5

Регистрационный № 69536-17

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Преобразователи расхода ЛГК410

Назначение средства измерений

Преобразователи расхода ЛГК410 предназначены для измерений объемного расхода и объема не агрессивных электропроводящих жидкостей.

Описание средства измерений

Принцип действия преобразователей расхода основан на использовании закона электромагнитной индукции. При движении проводящей электрический ток жидкости в магнитном поле в ней наводится ЭДС индукции с амплитудой, пропорциональной скорости движения жидкости. ЭДС снимается с потока жидкости посредством контактных электродов. Результат измерения ЭДС пропорционален скорости потока, что позволяет определить объемный расход и объем жидкости.

Преобразователи расхода ЛГК410 состоят из двух функциональных узлов - первичного преобразователя и электронного блока, которые жестко связаны единой механической конструкцией.

Первичный преобразователь представляет собой трубу из нержавеющей стали, на внутреннюю поверхность которой нанесено покрытие из непроводящего материала (футеровка). В футеровку встроены электроды. Для формирования магнитного поля поверх измерительной трубы размещена обмотка возбуждения.

Электронный блок предназначен для обработки сигналов ЭДС, а также для питания обмотки возбуждения.

В монтажном отсеке электронного блока размещены разъемы для внешних подключений. Доступ к элементам, расположенным внутри электронного блока, в том числе несущим программное обеспечение, ограничен пломбированием. Общий вид и схема пломбирования преобразователей расхода ЛГК410 приведены на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1 - Общий вид преобразователей расхода ЛГК410

Рисунок 2 - Схема пломбирования (монтажный отсек)

Преобразователи расхода имеют модификации, отличающиеся условным диаметром DN, диапазоном измерений объемного расхода (Qmin...Qmax), уровнем точности измерений и наличием дисплея. Код модификации преобразователя приводится в его обозначении, которое имеет вид: "ЛГК410-XX-YY-Z-NN", где XX -условный диаметр, мм; YY -верхний предел измерений расхода, м³/ч; Z - уровень точности измерений, I, II, AI или AII; NN - информация о наличии или отсутствии дисплея (коды ET или E0 соответственно).

Заводской номер, однозначно идентифицирующий каждый экземпляр преобразователя представлен в виде целого десятичного числа из четырех, пяти или шести значащих цифр.

Обозначение и заводской номер наносятся термотрансферным методом на табличку из полимерного материала, размещенную на боковой стенке электронного блока преобразователя (рисунок 1).

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) преобразователей расхода встроенное, непереза-гружаемое, имеющее метрологически значимую часть. ПО реализует вычислительные, диагностические и интерфейсные функции согласно эксплуатационной документации. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений "высокий" по Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные	Значение
Идентификационное наименование	-
Номер версии (идентификационный номер)	1.0.х.х.хх
Цифровой идентификатор (контрольная сумма)	BB71

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики преобразователей расхода ЛГК410

Наименование характеристики

Значение

Диапазоны измерений расхода (Qmin.Qmax) при прямом направлении потока, м³/ч:

DN 20

DN 25

DN 32

DN 40

DN 50

DN 65

DN 80

DN 100

(0,017.12); (0,017.6)¹⁾; (0,0085.6)²⁾(0,026.18); (0,026.9)¹⁾; (0,013.9)²⁾(0,043.30); (0,043.15)¹⁾; (0,021.15)²⁾(0,066.46); (0,066.23)¹⁾; (0,033.23)²⁾(0,103.72); (0,103.36)¹⁾; (0,051.36)²⁾(0,17.120); (0,17.60)¹⁾; (0,086.60)²⁾(0,26 .180); (0,26.90)¹⁾; (0,13.90)²⁾(0,40.280); (0,40. 140)¹⁾; (0,20. 140)²⁾

Диапазоны измерений расхода (Qmin.Qmax) при обратном направлении потока, м³/ч:

DN 20

DN 25

DN 32

DN 40

DN 50

DN 65

DN 80

DN 100

(0,048.12); (0,048.6)¹⁾; (0,024.6)²⁾

(0,072.18); (0,072.9)¹⁾; (0,036.9)²⁾(0,120.30); (0,120.15)¹⁾; (0,060.15)²⁾(0,184.46); (0,184.23)¹⁾; (0,092.23)²⁾(0,288.72); (0,288.36)¹⁾; (0,144.36)²⁾

(0,48.120); (0,48.60)¹⁾; (0,24.60)²⁾

(0,72.180); (0,72.90)¹⁾; (0,36.90)²⁾(1,12.280); (1,12.140)¹⁾; (0,56.140)²⁾

Диапазон показаний объема, м³

от 0 до 999999999

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема (прямое направление потока), %:

- для исполнений с уровнем точности I
- для исполнений с уровнем точности II
- для исполнений с уровнем точности AI
- для исполнений с уровнем точности AII

±[0,9 + 0,0058^Qmax/Q]

±[0,9 + 0,0116^Qmax/Q]

±0,9 при Qmax/Q < 200;

±[0,0045^Qmax/Q] при Qmax/Q > 200

±0,9 при Qmax/Q < 100;

±[0,25+0,0065^Qmax/Q] при Qmax/Q > 100

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема (обратное направление потока), %

±[0,9 + 0,0232^ Qmax/Q] ¹⁾

±[0,9 + 0,0116^Qmax/Q] ²⁾

Примечания:

1 - Для исполнений с уровнем точности II
2 - Для исполнений с уровнями точности I, AI, AII

Таблица 3 - Технические характеристики преобразователей расхода ЛГК410

Наименование характеристики	Значение
Условия эксплуатации:
- температура, °С	от 0 до 50
- относительная влажность при 35 °С и более низких
температурах, %	95
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 106,7
Параметры измеряемой среды:
- температура, °С	от 0 до 150
- избыточное давление, МПа	от 0 до 1,6
Электропитание внешнее постоянного тока, В	12±2
Потребляемый ток от внешнего источника, мА, не	400
более	400
Г абаритные размеры (длина x ширина x высота),
мм, не более:
DN 20	115x68x157
DN 25	115x80x168
DN 32	128x90x178
DN 40	128x100x188
DN 50	153x114x202
DN 65	153x135x223
DN 80	186x150x238
DN 100	217x170x258
Масса, кг, не более:
DN 20	2,1
DN 25	2,5
DN 32	2,8
DN 40	3,2
DN 50	3,5
DN 65	4,8
DN 80	6,3
DN 100	8,0
Средняя наработка на отказ, ч	75000
Средний срок службы, лет	12
Степень защиты от проникновения пыли и воды	IP65
внутрь корпуса	IP65

Знак утверждения типа

наносится на крышку электронного блока преобразователя расхода методом трафаретной печати и на первую страницу эксплуатационных документов типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность

Наименование	Количество
Преобразователь расхода ЛГК410	1 шт.
Клемма DG333K-3.5-02P	4 шт.
Клемма DG333K-3.5-04P	1 шт.
Проводник заземления	2 шт.
Шайба 05	2 шт.
Винт М5х10	2 шт.

Наименование	Количество
Прокладка	2 шт.
Заглушка кабельного ввода	2 шт.
Паспорт (РАЖГ.407111.001 ПС)	1 экз.
Руководство по эксплуатации с методикой поверки (РАЖГ.407111.001 РЭ)	1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе РАЖГ.407111.001 РЭ "Преобразователи расхода ЛГК410. Руководство по эксплуатации".

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 28723-90 Расходомеры скоростные, электромагнитные и вихревые. Общие технические требования и методы испытаний;

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии 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;

ТУ 4213-098-23041473-2016 Преобразователи расхода ЛГК410. Технические условия.

Изготовитель

Акционерное общество «Научно-производственная фирма «Логика» (АО «НПФ «ЛОГИКА») ИНН 7809002893,

Адрес: 190020, г. Санкт-Петербург, наб. Обводного канала, 150, корп. 1, лит. А, пом. 427. Тел./факс: (812) 2522940, 4452745

E-mail: office@logika.spb.ru

Web-сайт: www.logika.spb.ru.

Испытательный центр

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

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

Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66

E-mail: office@vniims.ru

Web-сайт: www.vniims.ru

Уникальный номер в реестре аккредитованных лиц № 30004-13.

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «1» сентября 2022 г. № 2189

Лист № 1 Регистрационный № 84108-21 Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени на объекте Липецкая ТЭЦ-2 филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация», сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии многофункциональные (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-327 (рег. № 4190709), устройство синхронизации времени типа УССВ-2 (рег. № 54074-13) и каналообразующую аппаратуру.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения из состава «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии Альфа-ЦЕНТР» (рег № 44595-10) включает в себя сервера баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ);

- хранение информации о результатах измерений в специализированной базе данных по заданным критериям;

- передача информации о результатах измерений АО «АТС» и внешним пользователям;

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

- диагностика и функционирование средств измерений, технических и программных средств АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются ТТ и ТН в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

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

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS-485 на сервер, а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматизированных рабочих местах. Далее цифровой сигнал при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и передача измерительной информации.

СБД автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергии. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи. Архивы информации о результатах измерений приращений потребленной электроэнергии хранятся не менее 5 лет.

Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает результаты потребления электроэнергии по ИК за интервал времени 30 мин. Передача информации происходит в формате XML.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с национальной шкалой времени UTC (SU) с помощью приема сигналов от навигационной системы ГЛОНАСС/GPS УССВ-2, имеющего погрешность синхронизации с национальной шкалой времени UTC (SU) ±1 мкс. Синхронизация внутренних часов УСПД и сервера БД происходит автоматически при расхождении со шкалой времени УССВ-2 более чем на ±2 с не реже 1 раза в час. Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД на величину более чем ±2 с выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.

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

Заводской номер 44 в виде цифрового обозначения наносится в паспорт печатным способом.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

ПО является метрологически значимым.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационным признаком ПО служит номер версии ПО и цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма), которые отображаются на мониторе при запуске программы. Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки)	ПО
Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	«АльфаЦЕНТР»
Номер версии (идентификационный номер ПО)	12.1
Цифровой идентификатор ПО	3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование объекта	Состав измерительного канала
№ ИК	Наименование объекта	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД/ УССВ/ Сервер ИВК
1	2	3	4	5	6
1	Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №11, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -Металлургическая Левая (ВЛ 110 кВ ТЭЦ- 2 Левая) 483070001107201	ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05	НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58	Альфа А1800 исп. A1802RAL- P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06	RTU-327LV рег. №41907-09/ УССВ-2, рег. № 54074-13/ Proliant DL380G4

Продолжение таблицы 2

Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №10, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 -Металлургическая Правая (ВЛ 110 кВ ТЭЦ- 2 Правая)

483070001107102

ТБМО-110

УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05

НКФ 110-57 110000:^3/100:^3

КТ 0,5

рег. №1188-58

Альфа А1800 исп. A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06

Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №5, ВЛ 110 кВ Липецкая

ТЭЦ-2 -Металлургическая (ВЛ 110 кВ Промышленная)

483070001107203

ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05

НКФ 110-57 110000:^3/100:^3

КТ 0,5

рег. №1188-58

Альфа А1800 исп. A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06

Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №25, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Сокол Правая (ВЛ 110 кВ Чугун Правая)

483070001107103

ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05

НКФ 110-57 110000:^3/100:^3

КТ 0,5

рег. №1188-58

Альфа А1800 исп. A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06

Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №26, ВЛ 110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Сокол Левая (ВЛ-110 кВ Чугун Левая)

483070001107204

ТБМО-110 УХЛ1 200/1, КТ 0,2S рег. №23256-05

НКФ 110-57 110000:^3/100:^3

КТ 0,5

рег. №1188-58

Альфа А1800 исп. A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06

RTU-327LV рег. №41907-09/

УССВ-2, рег. № 54074-13/ Proliant DL380G4

Липецкая ТЭЦ-2, РУСН-6кВ

ВК, яч. №13, КЛ-6кВ СМО-1

481150002314101

ТЛМ-10 200/5, КТ 0,5 рег. №2473-69

ЗНОЛ.06

6000:^3/100:^3

КТ 0,5;

рег. №3344-04

Альфа А1800 исп. A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06

Липецкая ТЭЦ-2, РУСН-6кВ ВК, яч. №2, КЛ-6кВ СМО-2

481150002314201

ТЛМ-10 200/5, КТ 0,5 рег. №2473-69

ЗНОЛ.06

6000:^3/100:^3

КТ 0,5;

рег. №3344-04

Альфа А1800 исп. A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-06

Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ,

1 сек.ш. I, II СШ 110 кВ, Яч.2

483070001107101

ТБМО-110 УХЛ1 300/1, КТ 0,2S рег. №23256-05

НКФ-110-57 110000:^3/100:^3

КТ 0,5

рег. №1188-58

Альфа А1800, исп. A1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11

Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ,

1 сек.ш. I, II СШ 110 кВ, Яч.1

483070001107202

ТБМО-110 УХЛ1 300/1, КТ 0,2S рег. №23256-05

НКФ-110-57 110000:^3/100:^3

КТ 0,5

рег. №1188-58

Альфа А1800, исп. А1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11

Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ,

1 сек.ш. I, II СШ 110 кВ, Яч.4

483070001107104

ТБМО-110 УХЛ1 300/1, КТ 0,2S рег. №23256-05

НКФ 110-57 110000:^3/100:^3

КТ 0,5

рег. №1188-58

Альфа А1800,

исп. А1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11

Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 2 сек.ш. I, II СШ 110 кВ, Яч.20

483070001107120

ТФЗМ 150Б-1У1 1200/5, КТ 0,5 рег. №5313-76

НКФ 110-57 110000:^3/100:^3

КТ 0,5

рег. №1188-58

Альфа А1800, исп. А1802RAL-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11

Окончание таблицы 2

1	2	3	4	5	6
12	Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, 2 сек.ш. I, II СШ 110 кВ, Яч.19 483070001107219	ТФЗМ 150Б-1У1 1200/5, КТ 0,5 рег. №5313-76	НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58	Альфа А1800, исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11	RTU-327LV рег. №41907-09/ УССВ-2, рег. № 54074-13/ Proliant DL380G4
13	Липецкая ТЭЦ-2, РУСН-6кВ ГК, яч. №9, КЛ-6кВ РТК-1 481150002314104	ТЛМ-10 200/5, КТ 0,2S рег. №48923-12	ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5; рег. №3344-04	Альфа А1800, исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
14	Липецкая ТЭЦ-2, РУСН-6кВ ГК, яч. №10, КЛ-6кВ РТК-2 481150002314205	ТЛМ-10 200/5, КТ 0,2S рег. №48923-12	ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3 КТ 0,5; рег. №3344-04	Альфа А1800, исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
15	Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №28, ВЛ-110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка I цепь 483070001107108	ТВ, модиф. ТВ- 110 600/1, КТ 0,2S рег. №64181-16	НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58	Альфа А1800, исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
16	Липецкая ТЭЦ-2, ЗРУ-110 кВ, яч. №30, ВЛ-110 кВ Липецкая ТЭЦ-2 - Ситовка II цепь 483070001107109	ТВ, модиф. ТВ- 110 600/1, КТ 0,2S рег. №64181-16	НКФ 110-57 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 рег. №1188-58	Альфа А1800, исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО) 4 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики

Номер ИК	Вид электрической энергии	Границы основной погрешности, (±6), %	Границы относительной погрешности в рабочих условиях, (±6), %
1	2	3	4
1-5, 8-10, 13-16	Активная	0,5	1,1
1-5, 8-10, 13-16	Реактивная	1,4	2,6
6,7,11,12	Активная	0,6	1,7
6,7,11,12	Реактивная	2,0	4,1
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с/сутки			5
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для получасовых измерений электроэнергии.
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие довери-
тельной вероятности Р=0,95. 3 Границы относительной погрешности в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8 и I20 %< I изм< I100 %.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	16
Начальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности, cos ф	0,9
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 5 до 120
- коэффициент мощности:
cos ф	от 0,5 до 1,0
sin ф	от 0,5 до 0,87
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
- температура окружающей среды для счётчика Альфа А1800, °С	от -40 до +65
- температура окружающей среды для сервера ИВК, °С	от +10 до +30
Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счётчик Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД RTU-327LV:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	250000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер ИВК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	80000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: Счётчик Альфа А1800: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут.,
не менее	180
- хранение данных при отключении питания, лет, не менее	30
УСПД RTU-327LV: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропо-
требления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее	45
- хранение данных при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояния
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервное питание УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование канала связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

- в журнале событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера БД;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчике;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервере БД.

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Трансформатор тока	ТБМО-110 УХЛ1	24
	ТЛМ-10	10
	ТФЗМ 150Б-1У1	6
	ТВ-110	6
Трансформатор напряжения	НКФ 110-57	12
Трансформатор напряжения	ЗНОЛ.06	6
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	А1802RAL-P4GB-DW-4	16
УСПД	RTU-327 LV	1
УССВ	УССВ-2	1
Сервер ИВК	Proliant DL380G4	1
ПО	АльфаЦЕНТР	1
Документация
Паспорт	2021РД-13.03 ЭСУ.ПС	1 шт.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности в филиале ПАО «Квадра»-«Липецкая генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2, аттестованным ФБУ «Липецкий ЦСМ» (Регистрационный номер RA.RU.312081 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации). Зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.34.2021.40875.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

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

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Квадра - Генерирующая компания» (ПАО «Квадра»), филиал ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» Адрес: 398600, Липецкая область, г. Липецк, ул. Московская, д.8а Юридический адрес: 300012, Тульская обл., г. Тула, ул. Тимирязева, д. 99в

ИНН 6829012680

Изготовитель

ИНН 6829012680

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Липецкой области» (ФБУ«Липецкий ЦСМ»)

Адрес: 398017, г. Липецк, ул. И.Г. Гришина, д. 9а

Уникальный номер в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311563.

Лист № 1 Регистрационный № 84107-21 Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными объектами филиала ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация», сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии многофункциональные (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-327 (рег. № 4190709), устройство синхронизации времени типа УССВ-2 (рег. № 54074-13) и каналообразующую аппаратуру.
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения из состава «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии Альфа-ЦЕНТР» (рег № 44595-10) включает в себя сервер баз данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ);

- хранение информации о результатах измерений в специализированной базе данных по заданным критериям;

- передача информации о результатах измерений АО «АТС» и внешним пользователям;

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

- диагностика и функционирование средств измерений, технических и программных средств АИИС КУЭ.

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Заводской номер 05 в виде цифрового обозначения наносится в паспорт печатным способом.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

ПО является метрологически значимым.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки)	ПО
Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	«АльфаЦЕНТР»
Номер версии (идентификационный номер ПО)	12.1
Цифровой идентификатор ПО	3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

№ ИК	Наименование объекта	Состав измерительного канала
№ ИК	Наименование объекта	ТТ	ТН	Счетчик	УСПД/ УССВ/ Сервер ИВК
1	2	3	4	5	6
1	Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.12 483070003107101	ТГФМ-110 600/5, КТ 0,2S рег. № 52261-12	НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11	RTU-327LV рег. №41907-09/ УССВ-2, рег.№ 54074-13/ Proliant DL380G4

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6
2	Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.11 483070003107102	ТРГ-110 II* 400/5, КТ 0,2S рег. № 26813-06	НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
3	Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.8 483070003107103	ТРГ-110 II* 400/5, КТ 0,2S рег. № 26813-06	НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 KTO,2S/0,5 рег.№31857-11
4	Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.10 483070003107104	ТОГ-110 400/5, КТ 0,2S рег. № 26118-06	НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
5	Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.4 483070003107105	ТРГ-110 II* 200/1, КТ 0,2S рег. № 26813-06	НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11	RTU-327LV рег. №41907-09/ УССВ-2, рег.№ 54074-13/ Proliant DL380G4
6	Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.2 483070003107106	ТРГ-110 II* 200/1, КТ 0,2S рег. № 26813-06	НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03	Альфа А1800 исп. А1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
7	Елецкая ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, яч.6, ОЭВ-110 кВ 483070003107901	ТРГ-110 II* 600/5, КТ 0,2 рег. № 26813-06	НАМИ-110 УХЛ1 110000:^3/100:^3, КТ0,2 рег. №24218-03	Альфа А1800 исп. А1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
8	Елецкая ТЭЦ, ТГ-4 6 кВ 481150001114003	ТЛП-10 800/5, CT0,2S рег. № 30709-07	НОЛ.08 6000/100, КТ 0,2 рег. №3345-04	Альфа А1800 исп. А1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
9	Елецкая ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, яч.1, КЛ-1Т 483070003208101	ТВ 300/5, КТ 0,2S рег. № 19720-06	ЗНОМ-35-65 (35000:^3)/(100:^3), КТ0,5; рег. № 912-70 ЗНОМ-35 У1 (35000:^3)/(100:^3) КТ0,5 рег. № 51200-12	Альфа А1800 исп. А1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
10	Елецкая ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, яч.2, КЛ-2Т 483070003208102	ТВ 300/5, КТ 0,2S рег. № 19720-06	ЗНОМ-35-65 (35000:^3)/(100:^3), КТ0,5; рег. № 912-70 ЗНОМ-35 У1 (35000:^3)/(100:^3) КТ0,5 рег. № 51200-12	Альфа А1800 исп. А1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
11	Елецкая ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, яч.2, КЛ-2Т 483070003208102	ТЛП-10 400/5, КТ 0,2S рег. № 30709-07	ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04	Альфа А1800 исп. А1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6
12	Елецкая ТЭЦ, ГРУ - 6 кВ, яч.4 481150001114102	ТЛП-10 200/5, КТ 0,2S рег. № 30709-11	ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100: ^3), КТ0,2 рег. № 3344-04	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11	RTU-327LV рег. №41907-09/ УССВ-2, рег.№ 54074-13/ Proliant DL380G4
13	Елецкая ТЭЦ, ГРУ - 6 кВ, яч.6 481150001114103	ТЛП-10 300/5, KT0,2S рег. № 30709-07	ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
14	Елецкая ТЭЦ, ГРУ - 6 кВ, яч.10 481150001114104	ТЛП-10 400/5, KT0,2S рег. № 30709-07	ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
15	Елецкая ТЭЦ, ГРУ-6кВ, яч.14 481150001114105	ТЛП-10 400/5, KT0,2S рег. № 30709-07	ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 KT0,2S/0,5 рег.№31857-11
16	Елецкая ТЭЦ, ГРУ - 6 кВ, яч.16 481150001114201	ТЛП-10 600/5, KT0,2S рег. № 30709-07	ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
17	Елецкая ТЭЦ, ГРУ - 6 кВ, яч.20 481150001114211	ТЛП-10 150/5, KT0,2S рег. № 30709-07	ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. №3344-04	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
18	Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.22 481150001114202	ТЛП-10 400/5. KT0,2S рег. № 30709-07	ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
19	Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.24 481150001114203	ТЛП-10 400/5, KT0,2S рег. № 30709-07	ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100: ^3), КТ0,2 рег. № 3344-04	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 KT0,2S/0,5 рег.№31857-11
20	Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.25 481150001114208	ТЛП-10 400/5, KT0,2S рег. № 30709-07	ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04 2СШ Зав.№2106	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11
21	Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.28 481150001114204	ТЛП-10 400/5, KT0,2S рег. № 30709-07 ТЛП-10 400/5, KT0,5S рег. № 30709-11	ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04	Альфа А1800 исп. A1802RAL-P4GB- DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11

Продолжение таблицы 2

Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.30

481150001114205

ТЛП-10

600/5, KT0,2S рег. №30709-07

ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04

Альфа А1800 исп.

A1802RAL-P4GB-

DW-4

КТ 0,2S/0,5

рег.№31857-11

RTU-327LV рег. №41907-09/

УССВ-2, рег.№ 54074-13/ Proliant DL380G4

Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.32

481150001114206

ТЛП-10 600/5. KT0,2S рег. № 30709-07

ЗНОЛ.06

(6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04

Альфа А1800 исп.

A1802RAL-P4GB-

DW-4

КТ 0,2S/0,5

рег.№31857-11

Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.33

481150001114209

ТЛП-10 600/5, KT0,2S рег. № 30709-07

ЗНОЛ.06

(6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04

Альфа А1800 исп.

A1802RAL-P4GB-

DW-4

КТ 0,2S/0,5

рег.№31857-11

Елецкая ТЭЦ, ГРУ- 6 кВ, яч.34

481150001114207

ТПЛ-10-М

400/5, KT0,5S рег. № 22192-03

ЗНОЛ.06 (6000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 3344-04

Альфа А1800 исп.

A1802RAL-P4GB-

DW-4

КТ 0,2S/0,5

рег.№31857-11

Елецкая ТЭЦ, ГТ-1 10 кВ

481150001313001

ТЛШ-10 2000/5, KT0,2S рег. № 11077-07

ЗНОЛП

(10000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 23544-07

Альфа А1800 исп.

A1802RAL-P4GB-

DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11

Елецкая ТЭЦ, ГТ-2 10 кВ

481150001313002

ТЛШ-10 2000/5, KT0,2S рег. № 11077-07

ЗНОЛП

(10000:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 23544-07

Альфа А1800 исп.

A1802RAL-P4GB-

DW-4

КТ 0,2S/0,5

рег.№31857-11

Елецкая ТЭЦ, ТГ-5 6 кВ

481150001114004

ТПОЛ 10 1500/5, KT0,2S рег. №1261-02

ЗНОЛП (6300:^3)/(100:^3), КТ0,2 рег. № 23544-07

Альфа А1800 исп.

A1802RAL-P4GB-

DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11

Липецкая ТЭЦ-2, ТГ-3 10 кВ

481150002213003

ТШВ 15Б 8000/5, КТ 0,5 рег. №5719-76

ЗНОМ-15-63

10000:^3/100:^3, КТ 0,5 рег.№ 1593-70

Альфа А1800 исп.

A1802RAL-P4GB-

DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11

Липецкая ТЭЦ-2, ТГ-1 18 кВ

481150002132001

ТШЛ 20 8000/5, КТ 0,2 рег. № 1837-63

ЗНОМ-20-63

18000: ^3/100:^3, КТ 0,5 рег. №1593-62

Альфа А1800 исп.

A1802RAL-P4GB-

DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11 Зав. № 01260384

Липецкая ТЭЦ-2, ТГ-2 10 кВ

481150002213002

ТШВ 15Б

8000/5, КТ 0,5 рег. № 5719-76

ЗНОМ-15-63

10000: ^3/100:^3, КТ 0,5 рег. № 1593-70

Альфа А1800 исп.

A1802RAL-P4GB-

DW-4

КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11

Окончание таблицы 2

Липецкая ТЭЦ-2, ТГ-4 10 кВ

481150002213004

ТШЛ 20 10000/5, КТ 0,2 рег. № 1837-63

ЗНОМ-15-63

10000: ^3/100:^3, КТ 0,5 рег. № 1593-70

Альфа А1800 исп.

A1802RAL-P4GB-

DW-4 КТ 0,2S/0,5 рег.№31857-11

Липецкая ТЭЦ-2, ТГ-5

10 кВ

481150002213005

ТШВ 15Б

8000/5, КТ 0,5 рег. № 5719-76

ЗНОЛ.06

10000:^3/100:^3

КТ 0,5 рег. № 3344-04

Альфа А1800 исп.

A1802RAL-P4GB-

DW-4

КТ 0,2S/0,5

рег.№31857-11

Proliant DL380G4

Примечания:

1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО)
4 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится

совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики

Номер ИК	Вид электрической энергии	Границы основной погрешности, (±6), %	Границы относительной погрешности в рабочих условиях, (±6), %
1	2	3	4
1-8, 11-20,	Активная	0,6	1,8
22-24, 26-28	Реактивная	1,2	2,0
9, 10	Активная	0,8	2,4
9, 10	Реактивная	1,6	2,6
21, 25	Активная	0,7	2,1
21, 25	Реактивная	1,4	2,6
29, 31, 33	Активная	1,1	2,4
29, 31, 33	Реактивная	2,0	4,7
30, 32	Активная	0,9	2,7
30, 32	Реактивная	2,1	3,9
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с/сутки			5
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для получасовых измерений электроэнергии.
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие довери-
тельной вероятности Р=0,95. 3 Границы относительной погрешности в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8 и I20 %< I изм< I100 %.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	33
Начальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 100 до 120
- коэффициент мощности, cos ф	0,9
- частота, Гц	от 49,6 до 50,4
- температура окружающей среды, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от Ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 5 до 120
- коэффициент мощности:
cos ф	от 0,5 до 1,0
sin ф	от 0,5 до 0,87
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С	от -45 до +40
- температура окружающей среды для счётчика Альфа А1800, °С	от -40 до +65
- температура окружающей среды для сервера ИВК, °С	от +10 до +30
Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счётчик Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
УСПД RTU-327LV:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	250000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2
Сервер ИВК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	80000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации: Счётчик Альфа А1800: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут.,
не менее	180
- хранение данных при отключении питания, лет, не менее	30
УСПД RTU-327LV: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропо-
требления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее	45
- хранение данных при отключении питания, лет, не менее	10
Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояния
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервное питание УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

Регистрация событий:

- в журнале событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения. Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера БД;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчике;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервере БД.

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографическим способом.

Комплектность средства измерений Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Трансформатор тока	ТГФМ-110	3
	ТРГ-110 II*	15
	ТОГ-110	3
	ТЛП-10	30
	ТВ	6
	ТПЛ-10-М	2
	ТЛШ-10	6
	ТПОЛ 10	3
	ТШВ 15Б	9
	ТШЛ 20	6

1	2	3
Трансформатор напряжения	НАМИ-110 УХЛ1	6
	НОЛ.08	2
	ЗНОМ-35-65	2
	ЗНОМ-35 У1	1
	ЗНОЛ.06	12
	ЗНОЛП	9
	ЗНОМ-15-63	9
	ЗНОМ-20-63	3
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный	А1802RAL-P4GB-DW-4	33
УСПД	RTU-327 LV	2
УССВ	УССВ-2	2
Сервер ИВК	Proliant DL380G4	1
ПО	АльфаЦЕНТР	1
Документация
Паспорт	2021РД-13.04 ЭСУ.ПС	1 шт.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности в филиале ПАО «Квадра»-«Липецкая генерация», аттестованным ФБУ «Липецкий ЦСМ» (Регистрационный номер RA.RU.312081 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации). Зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.34.2021.40874.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

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

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

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Квадра - Генерирующая компания» (ПАО «Квадра»), филиал ПАО «Квадра» - «Липецкая генерация»

ИНН 6829012680

Адрес: 398600, Липецкая область, г. Липецк, ул. Московская, д.8а

Юридический адрес: 300012, Тульская обл., г. Тула, ул. Тимирязева, д. 99в

Изготовитель

ИНН 6829012680

Адрес: 398600, Липецкая область, г. Липецк, ул. Московская, д.8а

Юридический адрес: 300012, Тульская обл., г. Тула, ул. Тимирязева, д. 99в

Испытательный центр

Адрес: 398017, г. Липецк, ул. И.Г. Гришина, д. 9а

Уникальный номер реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311563.

Лист № 1 Регистрационный № 83207-21 Всего листов 15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Северсталь» (ЧерМК)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Северсталь» (ЧерМК) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в виде электронного документа ХML для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).

АИИС КУЭ имеет двухуровневую структуру:

- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счётчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счётчики), установленные на присоединениях, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных;
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер опроса и баз данных (далее - сервер БД), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приёма-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, её обработку и хранение, передачу отчётных документов коммерческому оператору, системному оператору и субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счётчиков. В счётчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счётчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учёта коэффициентов трансформации для счетчиков А1800, для остальных типов счетчиков - мгновенные значения умножаются на коэффициенты ТТ и ТН, внесенные в энергонезависимую память счетчиков. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счётчиков с привязкой к шкале времени UTC (SU).

Для предотвращения искажения информации, передаваемой между уровнями ИИК ТИ и ИВК, производится вычисление и сравнение контрольных сумм, переданных и принятых данных.

ИВК выполняет следующие функции:

- сбор, первичную обработку и хранение результатов измерений и служебной информации ИИК ТИ;
- занесение результатов измерений и их хранение в базе данных ИВК;
- пересчёт результатов измерений с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (для счетчиков А1800);
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС», другим субъектам оптового рынка по протоколу SMTP в виде XML-файлов макетов 80020, 80030, 51070;
- ведение журнала событий ИВК;
- оформление справочных и отчётных документов.

Передача информации от сервера БД во внешние системы осуществляется посредством сети Internet с использованием выделенного канала связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы сервера ИВК, счётчиков и блока коррекции времени ЭНКС-2. ЭНКС-2 формирует шкалу времени UTC(SU) путем обработки сигналов точного времени, полученных от навигационных спутниковых систем с помощью антенны ГЛОНАСС/GPS и передает ее в ИВК. Сличение часов сервера с часами ЭНКС-2 осуществляется каждые 10 минут, корректировка часов сервера происходит при поправке часов (расхождении) более чем на 0,5 с. Сличение часов счётчиков и часов сервера происходит при каждом обращении сервера к счётчику, корректировка часов счётчиков происходит при расхождении часов счётчика и часов сервера более чем ± 2 с.

Журналы событий счётчиков и сервера АИИС КУЭ содержат факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 2 в виде цифро-буквенного обозначения наносится в формуляр.

Программное обеспечение

В ИВК используется программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера» из состава системы автоматизированной информационно-измерительной «Энергосфера».

Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Наименование ПО	ПК «Энергосфера»
Идентификационное наименование программного обеспечения	pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения	1.1.1.1
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)	cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «средний».

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК

№ ИК	Наименование ИК	ТТ	ТН	Счетчик	ИВК
1	2	3	4	5	6
1	ПС 110 кВ ГПП- 4, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т1	TG 145 Кл.т. 0,2S Ктт = 500/5 Рег. № 79655-20	СРВ 123-550 Кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3)/(100/^3) Рег. № 15853-96	A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711	Сервер БД; Блок коррекции времени ЭНКС-2 Рег. № 37328-15
2	ПС 110 кВ ГПП- 4, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т2	TG 145 Кл.т. 0,2S Ктт = 500/5 Рег. № 79655-20	СРВ 123-550 Кл.т. 0,2 Ктн=(110000/^3)/(100/^3) Рег. № 15853-96	A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 3185711	Сервер БД; Блок коррекции времени ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

№

ИК

Наименование

ИК

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

ПС 110 кВ ГПП-4,

ЗРУ-10 кВ,

1 сш 10 кВ, яч.2,

КЛ-10 кВ

ТПЛ-10-М

Кл.т. 0,5S Ктт = 300/5

Рег. № 22192-03

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 20186-05

A1802RAL-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

Сервер БД;

Блок коррекции времени ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

ПС 110 кВ ГПП-4, ЗРУ-10 кВ,

2 сш 10 кВ, яч.23,

КЛ-10 кВ

ТПЛ-10-М

Кл.т. 0,5S Ктт = 300/5

Рег. № 22192-03

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 20186-05

A1802RAL-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС 110 кВ ГПП-

4, ЗРУ-10 кВ,

3 сш 10 кВ, яч.33,

КЛ-10 кВ Город-

ТПЛ-10-М

Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5

Рег. № 22192-03

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 20186-05

A1802RAL-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС 110 кВ ГПП-4, ЗРУ-10 кВ,

4 сш 10 кВ, яч.45,

КЛ-10 кВ Город-

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5S

Ктт = 600/5

Рег. № 1261-08

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 20186-00

A1802RAL-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС 110 кВ ГПП-4, ЗРУ-10 кВ,

4 сш 10 кВ, яч.46,

КВЛ-10 кВ Город-

ТПЛ-10-М

Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5

Рег. № 22192-03

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 20186-00

A1802RAL-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-11

ПС 220 кВ ГПП-14, РУ-10 кВ, 1С, яч.106А

ТЛП-10

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5

Рег. № 30709-05

НАМИТ-10

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 16687-02

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ ГПП-

14, РУ-10 кВ, 2С, яч.203Б

ТЛП-10

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5

Рег. № 30709-05

НАМИТ-10

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 16687-02

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ ГПП-6, РУ-220 кВ, Ввод 1Т 220 кВ

VAU

Кл.т. 0,2S Ктт = 250/5

Рег. № 53609-13

VAU

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 53609-13

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

РП-38А 10 кВ,

РУ-10 кВ, 1С, яч.4

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт = 100/5

Рег. № 1276-59

НТМИ-10

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-53

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-1,

КРУЭ-110 кВ,

яч.2

ELK-CT0

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 49474-12

VCU

Кл.т. 0,2

Ктн=(110000/^3)/(100/^3)

Рег. № 53610-13

ExpertMeter 720 (ЕМ 720) Кл.т. 0,2S/1

Рег. № 39235-13

Сервер БД;

Блок коррекции времени ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

ПС 220 кВ

ГПП-1,

КРУЭ-110 кВ,

яч.4

ELK-CT0

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 49474-12

VCU

Кл.т. 0,2

Ктн=(110000/^3)/(100/^3)

Рег. № 53610-13

ExpertMeter 720 (ЕМ 720) Кл.т. 0,2S/1

Рег. № 39235-13

ПС 220 кВ

ГПП-6, РУ-220 кВ, Ввод 2Т 220 кВ

VAU

Кл.т. 0,2S

Ктт = 250/5

Рег. № 53609-13

VAU

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 53609-13

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-1,

ЗРУ-10 кВ №1,

яч.3

ТПОФ

Кл.т. 0,5 Ктт = 600/5

Рег. № 518-50

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 20186-05

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-1,

ЗРУ-10 кВ №2,

яч.3Б

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт = 400/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 831-53

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-1,

ЗРУ-10 кВ №2,

яч.15В

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт = 400/5 Рег. № 1276-59

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 20186-05

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-7,

РУ-10 кВ, яч.14Д

ТОЛ 10

Кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5

Рег. № 7069-79

НОМ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 4947-75

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-3А,

ЗРУ-220 кВ, Ввод Т2 220 кВ

ТВ-220

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 20644-05

СРВ 123-550 Кл.т. 0,2 Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 15853-96

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-3А,

ЗРУ-220 кВ, Ввод Т1 220 кВ

ТВ-220

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 20644-05

СРВ 123-550 Кл.т. 0,2 Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 15853-96

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-1,

КРУЭ-220 кВ,

яч.5

CTSG

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 30091-05

СРА 72-550

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 47846-11

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-1, КРУЭ-

220 кВ, яч.2

CTSG

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/1 Рег. № 30091-05

СРA 72-550

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 47846-11

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

Сервер БД;

Блок коррекции времени ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

ПС 220 кВ

ГПП-11, ЗРУ-

220 кВ, Ввод 1Т 220 кВ

VAU-123/245/362

Кл.т. 0,2S

Ктт = 300/5

Рег. № 37850-08

VAU-123/245/362 Кл.т. 0,2 Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 37850-08

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-11, ЗРУ-

220 кВ, Ввод

2Т 220 кВ

VAU-123/245/362

Кл.т. 0,2S Ктт = 300/5

Рег. № 37850-08

VAU-123/245/362

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 37850-08

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-11, ЗРУ-

220 кВ, Ввод

5Т 220 кВ

VAU-123/245/362

Кл.т. 0,2S

Ктт = 300/5

Рег. № 37850-08

VAU-123/245/362 Кл.т. 0,2 Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 37850-08

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-11, ЗРУ-

220 кВ, Ввод

3Т 220 кВ

VAU-123/245/362

Кл.т. 0,2S Ктт = 300/5

Рег. № 37850-08

VAU-123/245/362

Кл.т. 0,2

Ктн =(220000/V3)/(100/V3)

Рег. № 37850-08

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-11, ЗРУ-

220 кВ, Ввод

4Т 220 кВ

VAU-123/245/362

Кл.т. 0,2S Ктт = 300/5

Рег. № 37850-08

VAU-123/245/362

Кл.т. 0,2

Ктн =(220000/V3)/(100/V3)

Рег. № 37850-08

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-7, ЗРУ-

220 кВ, яч.5

ТГ-220

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 18472-05

ЗНОГ-220

Кл.т. 0,2

Ктн =(220000/V3)/(100/V3)

Рег. № 47592-11

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-7, ЗРУ-

220 кВ, яч.8

ТГ-220

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 18472-05

ЗНОГ-220

Кл.т. 0,2

Ктн =(220000/V3)/(100/V3)

Рег. № 47592-11

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-3, РУ-220 кВ, Ввод 1Т 220 кВ

ТВ-220

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5

Рег. № 20644-05

СРВ 123-550

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 15853-96

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ

ГПП-3, РУ-220 кВ, Ввод 2Т 220 кВ

ТВ-220

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5

Рег. № 20644-05

СРВ 123-550

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 15853-96

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ ГПП-3, РУ-220 кВ, Ввод 5Т 220 кВ

ТВ-220

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5

Рег. № 20644-05

СРВ 123-550

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 15853-96

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

Сервер БД;

Блок коррекции времени ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

ПС 220 кВ ГПП-3, РУ-220 кВ, Ввод 7Т 220 кВ

ТВ-220

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5

Рег. № 20644-05

СРВ 123-550

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 15853-96

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ ГПП-3, РУ-220 кВ, Ввод 8Т 220 кВ

ТВ-220

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5

Рег. № 20644-05

СРВ 123-550

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 15853-96

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ ГПП-3, РУ-220 кВ, Ввод 6Т 220 кВ

ТВ-220

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/5

Рег. № 20644-05

СРВ 123-550

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 15853-96

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ ГПП-6,

РУ-10 кВ, 1С, В1 10 кВ

ТЛШ-10У3

Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5

Рег.№ 6811-78

НОМ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 4947-75

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ ГПП-6,

РУ-10 кВ, 2С, В2 10 кВ

ТЛШ-10У3

Кл.т. 0,5 Ктт = 3000/5

Рег.№ 6811-78

НОМ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 4947-75

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ ГПП-

12, РУ-10 кВ, 4С, В4 10 кВ

ТПШЛ-10

Кл.т. 0,5 Ктт = 5000/5

Рег.№ 1423-60

НОМ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 Рег. № 4947-75

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ ГПП-

12, РУ-10 кВ, 2С, В2 10 кВ

ТШВ15

Кл.т. 0,5 Ктт = 6000/5

Рег.№ 5718-76

НОМ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 4947-75

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ ГПП-

12, РУ-10 кВ, 1С, В1 10 кВ

ТПШЛ-10

Кл.т. 0,5 Ктт = 5000/5

Рег.№ 1423-60

НОМ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 Рег. № 4947-75

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ПС 220 кВ ГПП-

12, РУ-10 кВ, 3С, В3 10 кВ

ТПШЛ-10

Кл.т. 0,5 Ктт = 5000/5

Рег.№ 1423-60

НОМ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100 Рег. № 4947-75

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ТЭЦ-ЭВС-2,

ЗРУ-220 кВ, яч.3

ТФГ-220

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/1 Рег. № 57800-14

НКФ-220-58 Кл.т. 1 Ктн=(220000/^3)/(100/^3) Рег. № 1382-60

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

Сервер БД;

Блок коррекции времени ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

ТЭЦ-ЭВС-2,

ЗРУ-220 кВ, яч.13

ТГФМ-220

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/1 Рег. № 52260-12

НКФ-220-58

Кл.т. 1

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 1382-60

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

ТЭЦ-ЭВС-2, ЗРУ-220 кВ, яч.4, ОВВ

ТФГ-220

Кл.т. 0,2S Ктт = 1000/1

Рег. № 57800-14

НКФ-220-58

Кл.т. 1

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 1382-60

PM175-E

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 41968-09

РП-5, РУ-10 кВ, яч.8

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт = 200/5

Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 831-69

EM133

Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 58209-14

РП-5, РУ-10 кВ, яч.22

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт = 200/5

Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 831-69

EM133

Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 58209-14

ПС-132, РУ-10 кВ, 1С, яч.11

Ввод №3 ПС-37

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт = 400/5

Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 831-69

EM133

Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 58209-14

ПС-132, РУ-10 кВ, 2С, яч.20

Ввод №4 ПС-37

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт = 400/5

Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 831-69

EM133

Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 58209-14

ТЭЦ-ЭВС-2,

ГРУ-10 кВ, яч.8-1

ТОЛ

Кл.т. 0,5S Ктт = 1500/5

Рег. № 47959-16

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 831-69

PM175

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 34868-07

ТЭЦ-ЭВС-2,

ГРУ-10 кВ, яч.74-2

ТОЛ

Кл.т. 0,5S Ктт = 1500/5

Рег. № 47959-16

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/100

Рег. № 831-69

PM175

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 34868-07

РП-248, РУ-10

кВ, яч.6 248ТП4

ТОЛ 10

Кл.т. 0,5

Ктт = 150/5

Рег. № 7069-79

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

Ктн = 10000/100

Рег. № 11094-87

EM133

Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 58209-14

Окончание таблицы 2

РП-248, РУ-10

кВ, яч.9 248ТП4

ТОЛ 10

Кл.т. 0,5

Ктт = 100/5

Рег. № 7069-79

НАМИ-10

Кл.т. 0,2 Ктн = 10000/100 Рег. № 11094-87

EM133

Кл.т. 0,5S/1

Рег. № 58209

Сервер БД;

Блок коррекции времени ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

РП-46, РУ-10 кВ, яч.8 ТП-46Л

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт = 100/5

Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100

Рег. № 831-69

EM133

Кл.т. 0,5S/1

Рег. № 58209

РП-46, РУ-10 кВ, яч.22 ТП-46Л

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт = 100/5

Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100

Рег. № 831-69

EM133

Кл.т. 0,5S/1

Рег. № 58209

ТЭЦ-ПВС, ГРУ-

10,5 кВ, 1С, яч.17 Ввод №1 ПС-37

ТПОФ

Кл.т. 0,5

Ктт = 600/5

Рег. № 518-50

НТМИ-10

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100

Рег. № 831-53

PM175

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 3486807

ТЭЦ-ПВС, ГРУ-

10,5 кВ, 6С, яч.116 Ввод №2

ПС-37

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5

Рег. № 1856-63

НТМИ-10

Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100

Рег. № 831-53

PM175

Кл.т. 0,2S/1 Рег. № 34868

ПС 220 кВ ГПП-

12, РУ-220 кВ, Ввод 1Т 220 кВ

VAU

Кл.т. 0,2S

Ктт = 400/1

Рег. № 53609-13

VAU

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 53609-13

BINOM339

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 60113

ПС 220 кВ ГПП-

12, РУ-220 кВ, Ввод 2Т 220 кВ

VAU

Кл.т. 0,2S

Ктт = 400/1

Рег. № 53609-13

VAU

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 53609-13

BINOM339

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 60113

ПС 220 кВ ГПП-

12, РУ-220 кВ, Ввод 3Т 220 кВ

VAU

Кл.т. 0,2S

Ктт = 400/1

Рег. № 53609-13

VAU

Кл.т. 0,2

Ктн=(220000/^3)/(100/^3)

Рег. № 53609-13

BINOM339

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 60113

Примечания:

1. Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утверждённых типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик;
2. Допускается изменения наименований ИК без изменения технологического объекта, на котором производятся измерения, а также уменьшение числа ИК;
3. Изменения по п.п. 1 и 2 примечаний оформляются техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносятся изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения

ИК №№	cos ф	I2< I изм<1 5		I5< I изм<1 20		I20< I изм<1 100		I100< I изм <I 120
ИК №№	cos ф	Swga %	5wg^P %	5wg^A %	5wg^P %	5wg^A %	6wg^P %	5wg^A %	6wg^P %
1, 2, 57-59	0,50	±1,8	±1,5	±1,3	±1,3	±0,9	±0,8	±0,9	±0,8
	0,80	±1,2	±1,8	±0,9	±1,4	±0,6	±1,0	±0,6	±1,0
	0,87	±1,1	±2,1	±0,8	±1,6	±0,6	±1,1	±0,6	±1,1
	1,00	±0,9	-	±0,6	-	±0,5	-	±0,5	-
10, 12 14, 19 35	0,50	±1,8	±1,9	±1,3	±1,8	±0,9	±1,2	±0,9	±1,2
	0,80	±1,2	±2,2	±0,9	±1,9	±0,6	±1,3	±0,6	±1,3
	0,87	±1,1	±2,4	±0,8	±2,0	±0,6	±1,4	±0,6	±1,4
	1,00	±0,9	-	±0,6	-	±0,5	-	±0,5	-
8, 9	0,50	±2,1	±2,0	±1,7	±1,9	±1,4	±1,3	±1,4	±1,3
	0,80	±1,3	±2,4	±1,1	±2,1	±0,9	±1,6	±0,9	±1,6
	0,87	±1,3	±2,6	±1,0	±2,3	±0,8	±1,8	±0,8	±1,8
	1,00	±1,0	-	±0,8	-	±0,7	-	±0,7	-
42, 43, 44	0,50	±3,0	±2,3	±2,7	±2,2	±2,6	±1,8	±2,6	±1,8
	0,80	±1,8	±2,9	±1,7	±2,7	±1,6	±2,4	±1,6	±2,4
	0,87	±1,7	±3,4	±1,5	±3,1	±1,4	±2,8	±1,4	±2,8
	1,00	±1,4		±1,2	-	±1,2	-	±1,2	-
51, 52	0,50			±5,4	±2,9	±2,8	±1,7	±2,0	±1,4
	0,80			±3,0	±4,5	±1,6	±2,4	±1,2	±1,9
	0,87			±2,6	±5,5	±1,4	±2,9	±1,1	±2,2
	1,00			±1,8	-	±1,1	-	±0,9	-
11, 15-18, 36-41, 55, 56	0,50			±5,4	±3,0	±2,9	±1,8	±2,2	±1,5
	0,80			±2,9	±4,6	±1,6	±2,6	±1,2	±2,1
	0,87			±2,5	±5,6	±1,4	±3,1	±1,1	±2,4
	1,00			±1,8	-	±1,1	-	±0,9	-
45, 46, 47, 48, 53, 54	0,50			±5,5	±3,0	±3,0	±1,8	±2,3	±1,5
	0,80			±3,0	±4,6	±1,7	±2,6	±1,4	±2,1
	0,87			±2,7	±5,6	±1,5	±3,1	±1,2	±2,4
	1,00			±1,8	-	±1,2	-	±1,0	-
3, 4, 5, 6, 7	0,50	±4,8	±2,4	±3,0	±1,8	±2,2	±1,2	±2,2	±1,2
	0,80	±2,6	±4,0	±1,7	±2,6	±1,2	±1,9	±1,2	±1,9
	0,87	±2,2	±4,9	±1,5	±3,1	±1,1	±2,2	±1,1	±2,2
	1,00	±1,6	-	±1,1	-	±0,9	-	±0,9	-
49, 50	0,50	±4,8	±2,7	±3,0	±2,1	±2,2	±1,5	±2,2	±1,5
	0,80	±2,6	±4,1	±1,7	±2,9	±1,2	±2,1	±1,2	±2,1
	0,87	±2,2	±5,0	±1,5	±3,3	±1,1	±2,4	±1,1	±2,4
	1,00	±1,6	-	±1,1	-	±0,9	-	±0,9	-

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения

ИК №№	cos ф	I2< I изм<1 5		I5< I изм<1 20		I20< I изм<1 100		I100< I изм <I 120
ИК №№	cos ф	6wa %	6w^p %	6wa %	6w^p %	6wa %	6w^p %	6wa %	6w^p %
1, 2, 57-59	0,50	±1,9	±2,0	±1,4	±1,9	±1,1	±1,6	±1,1	±1,6
	0,80	±1,3	±2,3	±1,0	±2,0	±0,8	±1,7	±0,8	±1,7
	0,87	±1,2	±2,5	±1,0	±2,1	±0,8	±1,7	±0,8	±1,7
	1,00	±1,1	-	±0,6	-	±0,6	-	±0,6	-
10, 12 14, 19 35	0,50	±1,9	±3,2	±1,4	±3,2	±1,1	±2,9	±1,1	±2,9
	0,80	±1,3	±3,4	±1,0	±3,3	±0,8	±3,0	±0,8	±3,0
	0,87	±1,2	±3,5	±1,0	±3,3	±0,8	±3,0	±0,8	±3,0
	1,00	±1,1	-	±0,6	-	±0,6	-	±0,6	-
8, 9	0,50	±2,2	±3,2	±1,7	±3,2	±1,5	±3,0	±1,5	±3,0
	0,80	±1,5	±3,5	±1,2	±3,4	±1,1	±3,1	±1,1	±3,1
	0,87	±1,4	±3,7	±1,2	±3,5	±1,0	±3,2	±1,0	±3,2
	1,00	±1,2	-	±0,8	-	±0,8	-	±0,8	-
42, 43, 44	0,50	±3,1	±3,4	±2,8	±3,4	±2,6	±3,2	±2,6	±3,2
	0,80	±1,9	±3,9	±1,8	±3,8	±1,7	±3,6	±1,7	±3,6
	0,87	±1,8	±4,2	±1,6	±4,1	±1,5	±3,8	±1,5	±3,8
	1,00	±1,5		±1,3	-	±1,2	-	±1,2	-
51, 52	0,50			±5,6	±3,9	±3,1	±3,1	±2,4	±3,0
	0,80			±3,3	±5,2	±2,1	±3,6	±1,8	±3,2
	0,87			±3,0	±6,1	±2,0	±3,9	±1,7	±3,4
	1,00			±2,0	-	±1,3	-	±1,2	-
11, 15-18, 36-41, 55, 56	0,50			±5,4	±4,0	±3,0	±3,2	±2,3	±3,1
	0,80			±2,9	±5,3	±1,7	±3,7	±1,4	±3,4
	0,87			±2,6	±6,2	±1,5	±4,1	±1,2	±3,6
	1,00			±1,8	-	±1,1	-	±0,9	-
45, 46, 47, 48, 53, 54	0,50			±5,7	±4,0	±3,3	±3,2	±2,6	±3,1
	0,80			±3,3	±5,3	±2,2	±3,7	±1,9	±3,4
	0,87			±3,0	±6,2	±2,0	±4,1	±1,8	±3,6
	1,00			±2,0	-	±1,4	-	±1,3	-
3, 4, 5, 6, 7	0,50	±4,8	±2,8	±3,0	±2,2	±2,3	±1,8	±2,3	±1,8
	0,80	±2,6	±4,2	±1,8	±2,9	±1,4	±2,3	±1,4	±2,3
	0,87	±2,3	±5,0	±1,6	±3,4	±1,2	±2,6	±1,2	±2,6
	1,00	±1,7	-	±1,1	-	±0,9	-	±0,9	-
49, 50	0,50	±4,8	±3,7	±3,0	±3,4	±2,3	±3,1	±2,3	±3,1
	0,80	±2,6	±4,9	±1,8	±3,9	±1,4	±3,4	±1,4	±3,4
	0,87	±2,3	±5,6	±1,6	±4,3	±1,2	±3,6	±1,2	±3,6
	1,00	±1,7	-	±1,1	-	±0,9	-	±0,9	-

Примечание к таблицам 3 и 4:

Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с

I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ;

I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ;

I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;

I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;

I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;

1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;

Swoa - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;

6wg^P - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;

6_WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;

6w^p - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	59
Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С:	от (2)5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера	от (2)5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25
Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут	30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут	30
Формирование XML-файла для передачи внешним системам	Автоматическое/ ручное
Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов	Автоматическое
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее	100

Окончание таблицы 5

Сервер ИВК:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надёжность системных решений:

- резервирование питания сервера посредством применения источника бесперебойного питания;

- резервирование питания счётчиков.

Регистрация событий с фиксацией времени и даты наступления:

- в журнале событий счётчика:

• изменение данных и конфигурации;
• отсутствие напряжения по каждой фазе;
• перерывы питания;
• попытки несанкционированного доступа;
• факты и величина коррекции времени;
• результаты автоматической самодиагностики;

- в журналах сервера БД:

• изменение значений результатов измерений;
• изменения коэффициентов ТТ и ТН;
• изменение конфигурации;
• замены счётчика;
• величины коррекции системного времени;
• события из журнала счётчиков.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа (установка пломб, знаков визуального контроля):

• счётчика;
• испытательной коробки;
• измерительных цепей;
• сервера ИВК;

- защита на программном уровне:

• установка паролей на счётчик;
• установка паролей на сервер;
• установка паролей на АРМ пользователей.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра ГДАР.411711.078/4.01ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Северсталь» (ЧерМК). Формуляр».

Комплектность средства измерений Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
1	2	3
Трансформаторы тока	VAU-123/245/362	15
Трансформаторы тока	VAU	15
Трансформаторы тока	ТВЛМ-10	2
Трансформаторы тока	CTSG	6
Трансформаторы тока	ТФГ-220	6
Трансформаторы тока	ТПШЛ-10	6
Трансформаторы тока	ТПОФ	4
Трансформаторы тока	ТЛП-10	4
Трансформаторы тока	ТОЛ 10	6
Трансформаторы тока	ТПОЛ-10	3
Трансформаторы тока	TG 145	6
Трансформаторы тока	ТВ-220	24
Трансформаторы тока	ELK-CT0	6
Трансформаторы тока	ТОЛ	6
Трансформаторы тока	ТПЛ-10-М	12
Трансформаторы тока	ТГ-220	6
Трансформаторы тока	ТШВ15	2
Трансформаторы тока	ТПЛ-10	18
Трансформаторы тока	ТГФМ-220	3
Трансформаторы тока	ТЛШ-10У3	4
Трансформаторы напряжения	VAU-123/245/362	15
Трансформаторы напряжения	VAU	15
Трансформаторы напряжения	СРВ 123-550	18
Трансформаторы напряжения	ЗНОГ-220	6
Трансформаторы напряжения	НАМИТ-10	2
Трансформаторы напряжения	VCU	6
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10-95УХЛ2	6
Трансформаторы напряжения	СРA 72-550	6
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10-66	8
Трансформаторы напряжения	НКФ-220-58	6
Трансформаторы напряжения	НАМИ-10	2
Трансформаторы напряжения	НТМИ-10	6
Трансформаторы напряжения	НОМ-10-66	15
Счетчики	ExpertMeter 720 (ЕМ 720)	2
Счетчики	PM175	4
Счетчики	A1802RAL-P4GB-DW-4	7
Счетчики	PM175-E	35
Счетчики	EM133	8
Счетчики	BINOM339	3
Блок коррекции времени	ЭНКС-2	1

Окончание таблицы 6

ПО ИВК

ПК «Энергосфера»

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Северсталь» (ЧерМК).

Формуляр

ГДАР.411711.078/4.01 ФО

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Северсталь» (ЧерМК)» Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Северсталь» (ЧерМК)

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

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

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

Правообладатель

Публичное акционерное общество «Северсталь» (ПАО «Северсталь»)

ИНН 3528000597

Адрес: 162608, Вологодская обл., г. Череповец, ул. Мира, д. 30

Телефон: +7(8202) 53-09-00

E-mail: severstal@severstal.com

Изготовитель

Публичное акционерное общество «Северсталь» (ПАО «Северсталь»)

ИНН 3528000597

Адрес: 162608, Вологодская обл., г. Череповец, ул. Мира, д. 30

Телефон: +7(8202) 53-09-00

E-mail: severstal@severstal.com

Испытательный центр

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

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

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

E-mail: director@sniim.ru

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

Лист № 1

Регистрационный № 78866-20 Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Комплексы измерительные программно-технические «Азимут 4»

Назначение средства измерений

Комплексы измерительные программно-технические «Азимут 4» (далее - комплексы) предназначены для измерений в автоматическом режиме скорости движения транспортных средств (далее - ТС) в зоне контроля и на контролируемом участке по видеокадрам, скорости движения ТС в зоне контроля и на контролируемом участке радиолокационным методом; значений текущего времени, синхронизированных с национальной шкалой времени UTC(SU); измерений текущих навигационных параметров и определения на их основе координат комплексов.

Описание средства измерений

Принцип действия комплексов при измерении скорости движения ТС по видеокадрам основан на автоматическом измерении расстояния, пройденного ТС, и интервала времени, за которое это расстояние пройдено.

Принцип действия комплексов при измерении скорости ТС радиолокационным методом основан на измерении разности частоты высокочастотных сигналов при отражении от ТС (эффект Доплера).

Принцип действия комплексов при измерении скорости движения ТС на контролируемом участке основан на измерении расстояния, пройденного ТС от точки фиксации в зоне контроля на въезде до точки фиксации в зоне контроля на выезде с участка, а также измерения интервала времени между моментами фиксации ТС в зоне контроля на въезде и зоне контроля на выезде с контролируемого участка.

Принцип действия комплексов при измерении значений текущего времени и координат основан на параллельном приеме и обработке сигналов навигационных космических аппаратов космических навигационных систем ГЛОНАСС/GPS с помощью приемника, входящего в состав комплекса, автоматической синхронизации шкалы времени комплекса с национальной шкалой времени UTC(SU) и записи текущего момента времени и координат в сохраняемые фото- и видеокадры, формируемые комплексом.

Функционально комплексы применяются для фиксации: превышения установленной скорости движения транспортного средства, пересечения в нарушение ПДД линий разметки проезжей части дороги, проезда на запрещающий сигнал светофора, невыполнения требования об остановке перед стоп-линией, невыполнения требования об остановке перед знаком стоп, выезда на перекресток или пересечение проезжей части дороги в случае образовавшегося затора (или нарушение правил пересечения перекрестков с «вафельной» разметкой), поворота или движения прямо или разворота в нарушение требований предписанных дорожными знаками или разметкой проезжей части дороги, несоблюдения требований (предписанных дорожными знаками) запрещающими движение грузовых автотранспортных средств, выезд в нарушение ПДД на обочину (газоны, пешеходные тротуары, велодорожки, полосы для реверсивного движения, полосы для движения маршрутных ТС, трамвайные пути), выезд в нарушение ПДД на полосу, предназначенную для встречного движения, нарушения правил пользования внешними световыми приборами, нарушения правил применения ремней безопасности или мотошлемов, несоблюдения требований запрещающих остановку или стоянку транспортных средств, нарушения правил пользования телефоном водителем транспортного средства, движение транспортного средства во встречном направлении по дороге с односторонним движением, нарушения требований об обязательном прохождении технического осмотра или обязательном страховании гражданской ответственности владельцев транспортных средств, установки на ТС без соответствующего разрешения спецсигналов (или опознавательного фонаря такси, опознавательного знака "Инвалид" и т.п.), невыполнения требования ПДД уступить дорогу пешеходам (велосипедистам или иным участникам дорожного движения), нарушения скоростного режима на протяженном участке дороги, несоблюдения дистанции к впереди движущемуся транспортному средству, выезда на железнодорожный переезд при закрытом или закрывающемся шлагбауме либо при запрещающем сигнале светофора, остановки (стоянки) или выезда на встречную полосу на железнодорожном переезде, движения автомобиля с разрешенной массой ТС по полосам в нарушение ПДД, нарушение правил, установленных для движения транспортных средств в жилых зонах прочих нарушений ПДД приближающихся и удаляющихся ТС двигающихся в плотном потоке во всей зоне контроля с формированием пакета данных и траектории движения (трекинг) по каждому ТС с внесением координат установки комплексов и времени фиксации ТС.

В состав комплексов в зависимости от исполнения входят:

Вычислительный модуль (ВМ) — специализированный компьютер со встроенным специализированным программным обеспечением (ВСПО);

Выносной распознающий (детализирующий) телевизионный датчик (ТВДД), в состав которого входит видеокамера высокого разрешения и инфракрасная (ИК) система освещения. ТВДД в зависимости от решаемых задач и формы исполнения подразделяются на три типа:

- тип 1 - используется для измерений скорости движения ТС, измерений значений текущего времени, синхронизированных с национальной шкалой времени UTC(SU), измерений текущих навигационных параметров и определения на их основе координат комплексов (форма - цилиндрическая);

- тип 2 - используется для измерений значений текущего времени, синхронизированных с национальной шкалой времени UTC(SU), измерений текущих навигационных параметров и определения на их основе координат комплексов (форма -цилиндрическая);
- тип 3 - используется для измерений значений текущего времени,

синхронизированных с национальной шкалой времени UTC(SU), измерений текущих навигационных параметров и определения на их основе координат комплексов (форма -купольная);

Общие виды ТВДД представлены на рисунках 1 - 3.

Моноблок тип 1 (МБ1), включающий в себя специализированный компьютер с ВСПО, приемную аппаратуру ГНСС ГЛОНАСС/GPS, видеокамеру высокого разрешения и ИК систему освещения;

Моноблок тип 2 (МБ2), включающий в себя специализированный компьютер с ВСПО, приемную аппаратуру ГНСС ГЛОНАСС/GPS, видеокамеру высокого разрешения, ИК систему освещения и радиолокационный модуль. Измерение скорости движения ТС в зоне контроля моноблоком типа 2 может производиться одновременно как методом по видеокадрам, как и радиолокационным методом. В этом случае только при совпадении, с заданной погрешностью, измеренных значений скорости движения ТС, результат передается для дальнейшей обработки;

Моноблок тип 3 (МБ3), включающий в себя специализированный компьютер с ВСПО, приемную аппаратуру ГНСС ГЛОНАСС/GPS, видеокамеру высокого разрешения и ИК систему освещения;

Моноблок тип 4 (МБ4), включающий в себя специализированный компьютер с ВСПО, приемную аппаратуру ГНСС ГЛОНАСС/GPS, видеокамеру высокого разрешения, ИК систему освещения и радиолокационный модуль. Измерение скорости движения ТС в зоне контроля моноблоком типа 4 может производиться одновременно как методом по видеокадрам, как и радиолокационным методом. В этом случае только при совпадении, с заданной погрешностью, измеренных значений скорости движения ТС, результат передается для дальнейшей обработки.

Моноблоки могут изготавливаться следующих цветов: белый, серый, серебристый, черный.

Вспомогательное оборудование, не влияющее на метрологические характеристики и выполняющее функции распределения питания и обеспечения связи между компонентами комплекса и обеспечения связи с внешними информационными системами, включая программно-технические элементы защиты информации (Аккумуляторные батареи, ВРУ, ШПС и пр.); обеспечения полноты доказательной базы (обзорные ТВ датчики (ТВДО) и пр.); обеспечения фиксации и крепежа комплекса и его компонентов (устройства позиционирования, кронштейны, треноги и пр.)

Комплексы выпускаются в следующих исполнениях:

- исполнение 01 состоит из одного или нескольких вычислительных модулей (ВМ) приемной аппаратуры ГНСС ГЛОНАСС/GPS, ТВДД и вспомогательного оборудования. К одному ВМ может быть одновременно подключено до 8 ТВДД;

- исполнение 02 состоит	из	одного	или	нескольких	моноблоков	типа	1
вспомогательного оборудования; - исполнение 03 состоит	из	одного	или	нескольких	моноблоков	типа	2
вспомогательного оборудования; - исполнение 04 состоит	из	одного	или	нескольких	моноблоков	типа	3
вспомогательного оборудования; - исполнение 05 состоит	из	одного	или	нескольких	моноблоков	типа	4

вспомогательного оборудования;

Общий вид комплексов, схема пломбировки от несанкционированного доступа, места нанесения заводского номера и знака утверждения типа представлены на рисунках 4-9.

Комплексы соответствуют требованиям Технического регламента Таможенного союза «Электромагнитная совместимость технических средств» (ТР ТС 020/2011) и Технического регламента Таможенного союза «О безопасности низковольтного оборудования» (ТР ТС 004/2011).

Рисунок 1 - Общий вид ТВДД типа 1

Рисунок 2 - Общий вид ТВДД типа 2

Рисунок 3 - Общий вид ТВДД типа 3

Рисунок 4 - Общий вид вычислительного модуля комплексов

Рисунок 5 - Общий вид моноблоков типов 1,2

Место нанесения знака утверждения типа и заводского номера

Рисунок 6 - Место нанесения знака утверждения типа и заводского номера комплексов для моноблоков типов 1, 2

Рисунок 7- Общий вид моноблоков типов 3, 4

Место пломбировки от несанкционированного доступа

Рисунок 8 - Место пломбировки моноблоков типов 3, 4 от несанкционированного доступа

Рисунок 9 - Место нанесения знака утверждения типа и заводского номера комплексов для моноблоков типов 3, 4

Знак поверки на комплексы не наносится.

Заводской номер наносится на прямоугольную самоклеящуюся этикетку, изготовленную типографским способом и размещаемую либо на внутренней части вычислительного модуля комплексов, либо на нижней части моноблоков для типов 1 и 2, либо на задней панели моноблоков типов 3 и 4. Формат нанесения заводского номера числовой.

Программное обеспечение

Функционирование комплексов осуществляется под управлением специализированного программного обеспечения (ПО).

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

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Азимут 4
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 4.0.0
Цифровой идентификатор ПО	-

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений скорости движения ТС, км/ч: - при измерении по видеокадрам в зоне контроля (исполнения 01, 02, 04)	от 0 до 350 включ.
- при измерении на контролируемом участке	от 0 до 350 включ.
- при измерении радиолокационным методом в зоне контроля (исполнение 03)	от 20 до 300 включ.
- при измерении радиолокационным методом в зоне контроля (исполнение 05)	от 0 до 350 включ.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений скорости движения ТС в диапазоне скоростей от 0 до 350 км/ч включ., км/ч: а) при измерении по видеокадрам (исполнения 01, 02, 04)	±1
б) при измерении на контролируемом участке	±1
в) при измерении радиолокационным методом в зоне контроля (исполнение 05)	±1
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений скорости движения ТС при измерении радиолокационным методом в зоне контроля (исполнение 03) - в диапазоне от 20 до 200 км/ч включ., км/ч	±1
- в диапазоне св. 200 км/ч до 300 км/ч включ., км/ч	±2
Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации внутренней шкалы времени комплекса с национальной шкалой времени UTC(SU), мкс	±10
Пределы допускаемой абсолютной погрешности присвоения временной метки видеокадру, мс: - ТВДД типов 2,3	±50
- ТВДД тип 1, моноблоки типов 1 - 4	±1
Границы допускаемой погрешности (при доверительной вероятности 0,95 и геометрическом факторе PDOP < 3) определения координат в плане, м	±3

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Минимальная протяженность контролируемого участка, м	70
Максимальная протяженность контролируемого участка при измерении скорости движения ТС одним комплексом в исполнении 01, м	20 000
Размеры зоны контроля ТВДД тип 1, м:
- длина	до 50
- ширина	до 27
Габаритные размеры без крепежных, установочных, съемных элементов и блоков питания, мм, не более:
а) вычислительный модуль
- длина	210
- ширина	430
- высота	530
б) моноблок типов 1, 2
- длина	490
- ширина	180
- высота	210

в) моноблок типов 3, 4 - длина	270
- ширина	225
- высота	165
г) ТВДД тип 1
- длина	410
- ширина	150
- высота	140
д) ТВДД тип 2
- длина	430
- ширина	120
- высота	140
е) ТВДД тип 3
- диаметр	190
- высота	332
Масса без крепежных, установочных, съемных элементов и блоков питания, кг, не более:
- вычислительный модуль	14,5
- моноблок типов 1, 2	4,8
- моноблок типов 3,4	4,8
- ТВДД тип 1	2,9
- ТВДД тип 2	3,2
- ТВДД тип 3	4,7
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С:	от -60 до +65
- относительная влажность воздуха при +30 °С, %	до 95

Знак утверждения типа

наносится на прямоугольную самоклеящуюся этикетку, изготовленную типографским способом и размещаемую либо на внутренней части вычислительного модуля комплексов, либо на нижней части моноблоков для типов 1 и 2, либо на задней панели моноблоков типов 3 и 4 и на титульные листы паспорта и руководства по эксплуатации методом печати.

Комплектность средства измерений

Таблица 4 - Комплектность комплексов

Наименование	Обозначение	Количество
Комплекс измерительный программнотехнический «Азимут 4»		1 шт.*
Руководство по эксплуатации	ТБДД 466534.030 РЭ	1 экз.**
Руководство оператора	ТБДД.466534.030 РО1	1 экз.**
Паспорт	ТБДД.466534.030 ПС	1 экз.
Методика поверки		1 экз.**
* - состав комплексов зависит от заказанного исполнения ** - документы поставляются на цифровом носителе

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в п 1.5.2 «Работа изделия» документа «Комплекс измерительный программнотехнический «Азимут 4». ТБДД 466534.030 РЭ.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средствам измерений

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

Комплекс измерительный программно-технический «Азимут 4». Технические условия. ТУ 26.51.66-005-24066729-19.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Технологии безопасности дорожного движения» (ООО «ТБДД»)

ИНН 5904286923

Адрес: 614010, г. Пермь, ул. Маршрутная, д.15

Телефон: +7 (342) 281 00 33

Web-сайт: www.tbdd.ru

E-mail: info@tbdd.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт физико-технических и радиотехнических измерений» (ФГУП «ВНИИФТРИ»)

Адрес: 141570, Московская область, г. Солнечногорск, рабочий поселок Менделеево, промзона ФГУП ВНИИФТРИ

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 30002-13.

Лист № 1

Всего листов 28

Регистрационный № 65108-16

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Газоанализаторы портативные ПГ ЭРИС-411, ПГ ЭРИС-414

Назначение средства измерения

Газоанализаторы портативные ПГ ЭРИС-411, ПГ ЭРИС-414 (далее - газоанализаторы) предназначены для измерений содержания токсичных, горючих, углеводородных газов и кислорода в воздухе рабочей зоны промышленных помещений и открытых пространств промышленных объектов.

Описание средства измерений

Принцип действия газоанализаторов основан на измерении и преобразовании сигнала входящих в его состав сенсоров (чувствительных элементов):

- электрохимический при измерении объемной доли, массовой концентрации токсичных газов, О2;
- оптический инфракрасный и термокаталитический при измерении объемной доли, массовой концентрации, ДВК горючих и углеводородных газов, в том числе газов образованных в результате испарения горючих жидкостей таких как пары нефти, бензина, авиационного топлива, топлива для реактивных двигателей, дизельного топлива, керосина;
- фотоионизационный при измерении массовой концентрации и объемной доли вредных веществ.

Газоанализатор состоит из электронного блока и заменяемых сенсоров, размещенных в корпусе с креплением на одежду. Элементы питания размещены в изолированном отсеке корпуса, имеющем собственную крышку и отделенном стенками от остального внутреннего объема.

Газоанализатор проводит анализ определяемых компонентов газовой смеси (в зависимости от исполнения), осуществляет непрерывный мониторинг и отображение измеренных данных и показаний состояний газоанализатора на буквенно-цифровом жидкокристаллическом дисплее.

Газоанализатор обеспечивает:

- непрерывное измерение газов в воздухе и отображение измеренных значений на дисплее;
- диффузионный забор пробы воздуха (в отсутствии подключенного насоса);
- непрерывный забор пробы воздуха при подключении ручного или моторизованного насоса на расстоянии до 30 м от места забора;
- автоматическую и принудительную настройку нуля;
- самодиагностику при включении и во время работы;
- измерение среднесменного значения ПДК с записью результатов во внутреннюю энергонезависимую память прибора;
- запись событий и измеренных значений во внутреннюю энергонезависимую память с возможностью дальнейшего анализа на ПК;
- передачу данных по радиоканалу по протоколу E-WIRE, LORA, LORAWAN (в зависимости от исполнения);
- передачу цифровых сигналов, управление режимами работы бесконтактно по стандарту связи Bluetooth, NB-IoT, LTE, GSM, WiSUN, Zigbee, IEEE 802.15.4, ISA100.11a (по заказу);
- передачу данных на ПК при помощи кабеля передачи данных. Кабель подключается к компьютеру через USB порт.

Газоанализаторы оснащены цифровой индикацией, световой, звуковой, вибрационной предупреждающей сигнализацией о достижении содержания определяемых компонентов установленных пороговых значений. Пороги сигнализации устанавливаются изготовителем или потребителем.

Газоанализаторы выпускаются 4 исполнений: ПГ ЭРИС-411-1, ПГ ЭРИС-411-2, ПГ ЭРИС-414-1, ПГ ЭРИС-414-2 - отличающихся конструкцией, количеством устанавливаемых сенсоров и количеством определяемых компонентов.

Степень защиты оболочки от проникновения пыли и воды IP66/IP67 по ГОСТ 14254-2015.

Газоанализаторы портативные ПГ ЭРИС-411, ПГ ЭРИС-414 могут быть выполнены во взрывозащищенном исполнении.

Заводской номер газоанализаторов наносится на маркировочную табличку на заднюю часть корпуса газоанализаторов способом наклейки и имеет буквенно-числовой формат. Маркировочная табличка с указанием заводского номера и знака утверждения типа представлены на рисунке 1.

Конструкцией газоанализаторов не предусмотрена возможность нанесения знака поверки.

Для защиты от несанкционированного доступа в газоанализаторах предусмотрена установка разрушаемой пломбы-наклейки изготовителя. Общий вид газоанализаторов с указанием мест пломбирования представлен на рисунках 2-5.

Зав. №ER414220001

температура эксплуатации от -45°С до +50°С

€= ЭРИС

Газоанализатор портативный ПГ ЭРИС-414

ООО «ЭРИС», Россия eriskip.com

Газоанализатор портативный

ПГ ЭРИС-411

⁴----' -45°С < Т_о <50°С

Зав. № ER411220001

ООО «ЭРИС», Россия eriskip.com

ЭРИС

Рисунок 1 - Маркировочные таблички газоанализаторов ПГ ЭРИС-411, ПГ ЭРИС-414 с указанием заводского номера и знака утверждения типа

Место

омбирования

Рисунок 4- Общий вид газоанализатора ПГ ЭРИС-414-1 и схема пломбировки

Рисунок 2 - Общий вид газоанализатора ПГ ЭРИС-411-1 и схема пломбировк

Рисун

ПГ Э

3 - Общий вид газоанализатора

С-411-2 и схема пломбировки

Рисунок 5 - Общий вид газоанализатора ПГ ЭРИС-414-2 и схема пломбировки

Программное обеспечение

Идентификационные данные встроенного программного обеспечения (ПО) газоанализаторов указаны в таблице 1.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с P 50.2.077-2014.

Влияние встроенного ПО учтено при нормировании метрологических характеристик газоанализаторов.

Таблица 1- Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Г азоанализатор	ПГ ЭРИС-411	ПГ ЭРИС-414
Идентификационное наименование ПО	FW PG411	FW PG414
Номер версии (идентификационный номер ПО)	не ниже V01.00	не ниже V01.00
Цифровой идентификатор ПО	-

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 5.

Таблица 2 - Диапазоны измерений объемной доли (массовой концентрации) определяемых компонентов, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов с электрохимическим сен-

сором (ЕС)

Определяемый компонент ⁽¹⁾	Модификация сенсора	Диапазон измерений (ДИ) объемной доли, % (млн^-1)	Диапазон измерений массовой концентрации ⁽²⁾, мг/м³	Пределы допускаемой основной погрешности, %		Время уста-новле-ния вы-ходно-го сигнала ^Т0,9, с
Определяемый компонент ⁽¹⁾	Модификация сенсора	Диапазон измерений (ДИ) объемной доли, % (млн^-1)	Диапазон измерений массовой концентрации ⁽²⁾, мг/м³	приведенной к ДИ	относи-тельной	Время уста-новле-ния вы-ходно-го сигнала ^Т0,9, с
1	2	3	4	5	6	7
Кислород О2	EC-O2-30	от 0 до 10 % включ.	_-	±5	_-	10
Кислород О2	EC-O2-30	св. 10 до 30 %	-	-	±5	10
Диоксид серы SO2	EC-SO2-5	от 0 до 1 млн^-1 включ.	от 0 до 2,66 включ.	±15	-	15
	EC-SO2-5	св. 1 до 5 млн^-1	св. 2,66 до 13,3	-	±15
	EC-SO2-20	от 0 до 4 млн^-1 включ.	от 0 до 10,64 включ.	±15	-
	EC-SO2-20	св. 4 до 20 млн^-1	св. 10,64 до 53,2	-	±15
	EC-SO2-50	от 0 до 10 млн^-1 включ.	от 0 до 26,6 включ.	±10	-
	EC-SO2-50	св. 10 до 50 млн^-1	св. 26,6 до 133	-	±10
	EC-SO2- 100	от 0 до 20 млн^-1 включ.	от 0 до 53,2 включ.	±10	-
	EC-SO2- 100	св. 20 до 100 млн^-1	св. 53,2 до 266,0	-	±10
	EC-SO2- 2000	от 0 до 100 млн^-1включ.	от 0 до 266 включ.	±20	-
	EC-SO2- 2000	св. 100 до 2000 млн^-1	св. 266 до 5320	-	±20
Сероводород H2S	EC-H2S-7,1	от 0 до 7,1 млн^-1	от 0 до 10,0 включ.	±15	-	15
	EC-H2S-20	от 0 до 5 млн^-1 включ.	от 0 до 7,1 включ.	±10	-
	EC-H2S-20	св. 5 до 20 млн^-1	св. 7,1 до 28,4	-	±10
	EC-H2S-50	от 0 до 5 млн^-1 включ.	от 0 до 7,1 включ.	±10	-
	EC-H2S-50	св. 5 до 50 млн^-1	св. 7,1 до 71	-	±10
	EC-H2S- 100	от 0 до 10 млн^-1 включ.	от 0 до 14,2 включ.	±10	-
	EC-H2S- 100	св.10 до 100 млн^-1	св. 14,2 до 142,0	-	±10
	EC-H2S- 200	от 0 до 20 млн^-1 включ.	от 0 до 28,4 включ.	±15	-
	EC-H2S- 200	св.20 до 200 млн^-1	св. 28,4 до 284	-	±15
	EC-H2S- 2000	от 0 до 200 млн^-1 включ.	от 0 до 284 включ.	±15	-
	EC-H2S- 2000	св.200 до 2000 млн^-1	св.284 до 2840	-	±15

п Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
Цианистый водород HCN	EC-HCN- 10	от 0 до 0,5 млн^-1 включ.	от 0 до 0,56 включ.	±10	-	10
	EC-HCN- 10	св. 0,5 до 10 млн^-1	св. 0,56 до 11,2	-	±10
	EC-HCN- 15	от 0 до 1 млн^-1 включ.	от 0 до 1,12 включ.	±15	-
	EC-HCN- 15	св. 1 до 15 млн^-1	св. 1,12 до 16,8	-	±15
	EC-HCN- 30	от 0 до 5 млн^-1 включ.	от 0 до 5,6 включ.	±15	-
	EC-HCN- 30	св. 5 до 30 млн^-1	св. 5,6 до 33,6	-	±15
	EC-HCN- 100	от 0 до 10 млн^-1 включ.	от 0 до 11,2 включ.	±15	-
	EC-HCN- 100	св. 10 до 100 млн^-1	св. 11,2 до 112	-	±15
Фтористый водород HF	EC-HF-5	от 0 до 0,1 млн^-1 включ.	от 0 до 0,08 включ.	±20	-	90
	EC-HF-5	св. 0,1 до 5 млн^-1	св. 0,08 до 4,15	-	±20
	EC-HF-10	от 0 до 1 млн^-1 включ.	от 0 до 0,8 включ.	±20	-
	EC-HF-10	св. 1 до 10 млн^-1	св. 0,8 до 8,3	-	±20
	EC-HF-50	от 0 до 5 млн^-1 включ.	от 0 до 4,2 включ.	±20	-
	EC-HF-50	св. 5 до 50 млн^-1	св. 4,2 до 42	-	±20
Фосфин PH3	EC-PH3-1	от 0 до 0,1 млн^-1 включ.	от 0 до 0,14 включ.	±20	-	10
	EC-PH3-1	св. 0,1 до 1 млн^-1	св. 0,14 до 1,41	-	±20
	EC-PH3- 5T	от 0 до 0,16 млн^-1 включ.	от 0 до 0,225 включ.	±10	-
	EC-PH3- 5T	св.0,16 до 5 млн^-1	св. 0,225 до 7,05	-	±10
	EC-PH3-5	от 0 до 0,16 млн^-1 включ.	от 0 до 0,225 включ.	±20	-
	EC-PH3-5	св.0,16 до 5 млн^-1	св. 0,225 до 7,05	-	±20
	EC-PH3-10	от 0 до 1 млн^-1 включ.	от 0 до 1,41 включ.	±20	-
	EC-PH3-10	св. 1 до 10 млн^-1	св.1,41 до 14,1	_-	±20
Оксид углерода CO	EC-CO- 200	от 0 до 15 млн^-1 включ.	от 0 до 17,4 включ.	±20	-	10
	EC-CO- 200	св. 15 до 200 млн^-1	св. 17,4 до 232	-	±20
	EC-CO- 500	от 0 до 15 млн^-1 включ.	от 0 до 17,4 включ.	±20	-
	EC-CO- 500	св. 15 до 500 млн^-1	св. 17,4 до 580	-	±20
	EC-CO- 5000	от 0 до 1000 млн^-1 включ.	от 0 до 1160 включ	±20	-
	EC-CO- 5000	св. 1000 до 5000 млн^-1	св. 1160 до 5800	-	±20
Аммиак NH3	EC-NH3- 100	от 0 до 30 млн^-1 включ.	от 0 до 21,3 включ.	±15	-	20
	EC-NH3- 100	св. 30 до 100 млн^-1	св.21,3 до 71,0	-	±15
	EC-NH3- 500	от 0 до 30 млн^-1 включ.	от 0 до 21,3 включ.	±15	-
	EC-NH3- 500	св. 30 до 500 млн^-1	св.21,3 до 355	-	±15
	EC-NH3- 1000	от 0 до 100 млн^-1 включ.	от 0 до 71 включ.	±20	-
	EC-NH3- 1000	св. 100 до 1000 млн^-1	св. 71 до 710	-	±20
Хлор Cl2	EC-Cl2-5	от 0 до 0,3 млн^-1 включ.	от 0 до 0,88 включ.	±20	-	30
	EC-Cl2-5	св. 0,3 до 5 млн^-1	св. 0,88 до 14,75	-	±20
	EC-Cl2-10	от 0 до 0,5 млн^-1 включ.	от 0 до 1,475 включ.	±15	-
	EC-Cl2-10	св. 0,5 до 10 млн^-1	св. 1,475 до 29,5	-	±15
	EC-Cl2-20	от 0 до 0,5 млн^-1 включ.	от 0 до 1,475 включ.	±15	-
	EC-Cl2-20	св. 0,5 до 20 млн^-1	св. 1,475 до 59,0	-	±15

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
Хлор CI2	EC-Ch-50	от 0 до 5 млн^-1 включ.	от 0 до 14,75 включ.	±20	-	30
Хлор CI2	EC-Ch-50	св. 5 до 50 млн^-1	св.14,75 до 147,5	-	±20	30
Водород H2	EC-H2-1000	от 0 до 100 млн^-1	от 0 до 8,0 включ.	±10	-	20
	EC-H2-1000	св. 100 до 1000 млн^-1	св. 8,0 до 80,0	-	±10
	EC-H2-10000	от 0 до 1000 млн^-1 включ.	от 0 до 80,0 включ.	±10	-
	EC-H2-10000	св. 1000 до 10000 млн^-1	св. 80,0 до 800	-	±10
Диоксид углерода CO2	EC-CO2-5	от 0 до 0,5 % включ.	-	±10	-	45
	EC-CO2-5	св. 0,5 до 5 %	-	-	±10
	EC-CO2-2,5	от 0 до 0,5 % включ.	-	±10	-
	EC-CO2-2,5	св. 0,5 до 2,5 %	-	-	±10
Оксид этилена C2H4O	EC-C2H4O-5	от 0 до 0,5 млн^-1 включ.	от 0 до 0,915 включ.	± 20	-	50
	EC-C2H4O-5	св. 0,5 до 5 млн^-1	св. 0,915 до 9,15	-	± 20
	EC-C2H4O-10	от 0 до 1,65 включ.	от 0 до 3 включ.	± 20	-
	EC-C2H4O-10	св. 1,65 до 10 млн^-1	св. 3 до 18,3	-	± 20
	EC-C2H4O-20	от 0 до 5 млн^-1 включ.	от 0 до 9,15 включ.	±20	_-
	EC-C2H4O-20	св. 5 до 20 млн^-1	св. 9,15 до 36,6	-	±20
Оксид азота NO	EC-NO-50	от 0 до 5 млн^-1 включ.	от 0 до 6,25 включ.	±20	-	20
	EC-NO-50	св. 5 до 50 млн^-1	св. 6,25 до 62,5	-	±20
	EC-NO-250	от 0 до 50 млн^-1 включ	от 0 до 62,5 включ.	±10	-
	EC-NO-250	св. 50 до 250 млн^-1	св. 62,5 до 312,5	-	±10
Диоксид азота NO2	EC-NO2-20	от 0 до 1 млн^-1 включ.	от 0 до 1,91 включ.	±15	-	15
	EC-NO2-20	св. 1 до 20 млн^-1	св. 1,91 до 38,2 включ	-	±15
	EC-NO2-50	от 0 до 3 млн^-1 включ.	от 0 до 5,73 включ.	±15	-
	EC-NO2-50	св. 3 до 50 млн^-1	св. 5,73 до 95,5 включ	-	±15
	EC-NO2-100	от 0 до 3 млн^-1 включ.	от 0 до 5,73 включ.	±15	-
	EC-NO2-100	св. 3 до 100 млн^-1	св. 5,73 до 191,0	-	±15
	EC-NO2-250	от 0 до 10 млн^-1 включ.	от 0 до 19 включ.	±15	-
	EC-NO2-250	св. 10 до 250 млн^-1	св. 19 до 477	-	±15
Озон O3	EC-Os-0,25	от 0 до 0,05 млн^-1 включ.	от 0 до 0,1 включ.	±20	-	20
Озон O3	EC-Os-0,25	св. 0,05 до 0,25 млн^-1	св. 0,1 до 0,5	-	±20	20
Метанол CH3OH	EC-CH3OH- 22,5	от 0 до 0,75 млн^-1 включ.	от 0 до 1 включ.	±20	-	90
	EC-CH3OH- 22,5	св. 0,75 до 22,5 млн^-1	св. 1 до 30	-	±20
	EC-CH3OH- 50	от 0 до 5 млн^-1 включ.	от 0 до 6,65 включ.	±20	-
	EC-CH3OH- 50	св. 5 до 50 млн^-1	св. 6,65 до 66,5	-	±20
	EC-CH3OH- 200	от 0 до 50 млн^-1 включ.	от 0 до 66,5 включ.	±20	-
	EC-CH3OH- 200	св. 50 до 200 млн^-1	св. 66,5 до 266	-	±20
	EC-CH3OH- 1000	от 0 до 100 млн^-1 включ.	от 0 до 133,0 включ.	±20	-
	EC-CH3OH- 1000	св. 100 до 1000 млн^-1	св. 133,0 до 1330	-	±20

Продолжение таблицы 2

1	2	3	4	5	6	7
Этилмеркаптан (этантиол) C2H5SH	EC-C2H5SH-4	от 0 до 0,4 млн^-1 включ.	от 0 до 1 включ.	±20	-	90
	EC-C2H5SH-4	св. 0,4 до 4 млн^-1	св. 1 до 10	-	±20
	EC- C2H5SH- 14	от 0 до 0,78 млн^-1 включ.	от 0 до 2 включ.	±20	-
	EC- C2H5SH- 14	св. 0,78 до 14 млн^-1	св. 2 до 36,12	-	±20
Метилмеркап-тан (метан-тиол) CH3SH	EC-CH3SH-4	от 0 до 0,4 млн^-1 включ.	от 0 до 0,8 включ.	±20	-	90
	EC-CH3SH-4	св. 0,4 до 4 млн^-1	св. 0,8 до 8	-	±20
	EC-CH3SH- 14	от 0 до 1 млн^-1 включ.	от 0 до 1,96 включ.	±20	-
	EC-CH3SH- 14	св. 1 до 14 млн^-1	св. 1,96 до 27,4	-	±20
Формальдегид CH2O	EC- CH2O-10	от 0 до 0,4 млн^-1 включ.	от 0 до 0,5 включ.	±20	-	30
Формальдегид CH2O	EC- CH2O-10	св. 0,4 до 10 млн^-1	св. 0,5 до 12,5	-	±20	30
Хлористый водород HCl	EC- HCl-20	от 0 до 3 млн^-1 включ.	от 0 до 4,56 включ.	±20	-	70
	EC- HCl-20	св. 3 до 20 млн^-1	св. 4,56 до 30,4	-	±20
	EC-HCL-30	от 0 до 3 млн^-1 включ.	от 0 до 4,56 включ.	±20	-
	EC-HCL-30	св. 3 до 30 млн^-1	св. 4,56 до 45,6	-	±20
Моносилан (силан) SiH4	EC-SiH4-50	от 0 до 10 млн^-1 включ.	от 0 до 13,4 включ.	±20	-	30
Моносилан (силан) SiH4	EC-SiH4-50	св. 10 до 50 млн^-1	св. 13,4 до 67	-	±20	30
Карбонилхло-рид (фосген) COCI2	EC-COCI2-1	от 0 до 0,1 млн^-1 включ.	от 0 до 0,41 включ.	±20	-	40
Карбонилхло-рид (фосген) COCI2	EC-COCI2-1	св. 0,1 до 1 млн^-1	св.0,41 до 4,11	-	±20	40
Фтор F2	EC-F2-1	от 0 до 0,1 млн^-1 включ.	от 0 до 0,16 включ.	±20	-	30
Фтор F2	EC-F2-1	св. 0,1 до 1 млн^-1	св.0,16 до 1,58	-	±20	30
Арсин AsH3	EC-ASH3-1	от 0 до 0,1 млн^-1 включ.	от 0 до 0,32 включ.	±20	-	20
Арсин AsH3	EC-ASH3-1	св. 0,1 до 1 млн^-1	св.0,32 до 3,24	-	±20	20
Уксусная кислота C2H4O2	EC-C2H4O2- 10	от 0 до 2 млн^-1 включ.	от 0 до 5 включ.	±20	_-	30
	EC-C2H4O2- 10	св. 2 до 10 млн^-1	св. 5 до 25	-	±20
	EC-C2H4O2- 30	от 0 до 5 млн^-1 включ.	от 0 до 12,5 включ.	±20	-
	EC-C2H4O2- 30	св. 5 до 30 млн^-1	св.12,5 до 75,0	-	±20
Гидразин N2H4	EC-N2H4-2	от 0 до 0,2 млн^-1 включ.	от 0 до 0,26 включ.	±20	-	30
Гидразин N2H4	EC-N2H4-2	св. 0,2 до 2 млн^-1	св. 0,26 до 2,66	-	±20	30
Несимметричный диметил-гидразин C2H8N2	EC-C2H8N2- 0,5	от 0 до 0,12 млн^-1 включ.	от 0 до 0,3 включ.	±20	-	30
Несимметричный диметил-гидразин C2H8N2	EC-C2H8N2- 0,5	св. 0,12 до 0,5 млн^-1	св. 0,3 до 1,24	-	±20	30

Таблица 3 - Диапазоны измерений объемной доли (массовой концентрации) определяемых компонентов, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов с термокаталитическим

сенсором (СТ)

Определяемый компонент ⁽¹⁾	Модификация сенсора	Диапазон измерений (ДИ) объемной доли, % (ДВК, % НКПР) ⁽²	Диапазон измерений массовой концентрации, мг/м³	Пределы допускаемой основной погрешности		Время установления выходного сигнала То,9, с
Определяемый компонент ⁽¹⁾	Модификация сенсора	Диапазон измерений (ДИ) объемной доли, % (ДВК, % НКПР) ⁽²	Диапазон измерений массовой концентрации, мг/м³	приведенной к ДИ, %	абсолютной	Время установления выходного сигнала То,9, с
1	2	3	4	5	6	7
Метан СН4	CT-CH4-7000	-	от 0 до 500 включ.	±15	-	15
	CT-CH4-7000	-	св. 500 до 7000	-	±(0,15^Свх ) мг/м³
	CT-CH4-50T	от 0 до 2,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,13 % (±3 % НКПР)
	CT-CH4-50	от 0 до 2,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,22 % (±5 % НКПР)
Этилен С2Н4	CT-C2H4-50T	от 0 до 1,15 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,069 % (±3 % НКПР)	15
Этилен С2Н4	CT-C2H4-50	от 0 до 1,15 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,12 % (±5 % НКПР)	15
Пропан С3Н8	CT-C3H8-7000	-	от 0 до 500 включ.	±15	-	15
	CT-C3H8-7000	-	св. 500 до 7000	-	±(0,15-Свх ) мг/м³
	СТ-СэН8-50Т	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,051 % (±3 % НКПР)
	CT-C3H8-50	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,085 % (±5 % НКПР)
Сумма углеводородов (Сх-Су)⁽³⁾	CT-CxHy- 3000	-	от 0 до 300 включ.	±10	-	15
	CT-CxHy- 3000	-	св. 300 до 3000	-	±(0,155^Свх - 16,5)
	CT-CxHy- 3000	-	от 0 до 500 включ.	±15	-
	CT-CxHy- 3000	-	св. 500 до 3000	-	±(0,15-Свх ) мг/м³
	CT-CxHy-C3H8-50Т	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,051 % (±3 % НКПР)
	CT-CxHy-C3H8- 50	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,085 % (±5 % НКПР)

1	2	3	4	5	6	7
Сумма угле водородов (Сх-Су)⁽³⁾	CT-CxHy- CH4-50T	от 0 до 2,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,13 % (±3 % НКПР)	15
Сумма угле водородов (Сх-Су)⁽³⁾	CT-CxHy-CH4- 50	от 0 до 2,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,22 % (±5 % НКПР)	15
н-бутан С4Н10	CT-C4H10-50T	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,042 % (±3 % НКПР)	15
н-бутан С4Н10	CT-C4H10-50	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,07 % (±5 % НКПР)	15
1 -бутен C4H8	CT- C4H8-50Т	от 0 до 0,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,048 % (±3 % НКПР)	15
1 -бутен C4H8	CT- C4H8-50	от 0 до 0,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,08 % (±5 % НКПР)	15
2- метилпропан (изобутан) PC4H10	CT- i-C4H_w-50T	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,039 % (±3 % НКПР)	15
2- метилпропан (изобутан) PC4H10	CT- i-C4H10-50	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,065 % (±5 % НКПР)	15
н-пентан С5Н12	CT-C5H12-50T	от 0 до 0,55 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,033 % (±3 % НКПР)	15
н-пентан С5Н12	CT-C5H12-50	от 0 до 0,55 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,055 % (±5 % НКПР)	15
Циклопентан С5Н10	CT-C5H10-50T	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,042 % (±3 % НКПР)	15
Циклопентан С5Н10	CT-C5H10-50	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,07 % (±5 % НКПР)	15
н-гексан С6Н14	CT-C6H14-50T	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,03 % (±3 % НКПР)	15
н-гексан С6Н14	CT-C6H14-50	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,05 % (±5 % НКПР)	15
Циклогексан С6Н12	CT-C6H12-50T	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,03 % (±3 % НКПР)	15
Циклогексан С6Н12	CT-C6H12-50	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,05 % (±5 % НКПР)	15
1,2- дихлорэтан С2Нд^2	ст-С2Н4а2-50Т	от 0 до 3,1 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,19 % (±3 % НКПР)	15
1,2- дихлорэтан С2Нд^2	СТ-С2Н4а2-50	от 0 до 3,1 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,31 % (±5 % НКПР)	15
Оксид пропилена С3Н6О	СТ-С3Н6О-50Т	от 0 до 0,95 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,057 % (±3 % НКПР)	15
Оксид пропилена С3Н6О	СТ-С3Н6О-50	от 0 до 0,95 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,095 % (±5 % НКПР)	15

1	2	3	4	5	6	7
Аммиак NH₃	СТ-КН3-50Т	от 0 до 7,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,45 % (±3 % НКПР)	15
Аммиак NH₃	CT-NK3-50	от 0 до 7,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,75 % (±5 % НКПР)	15
Этан С2Н6	СТ-С2Н6-50Т	от 0 до 1,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,072 % (±3 % НКПР)	15
Этан С2Н6	CT-C2H6-50	от 0 до 1,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,12 % (±5 % НКПР)	15
Метанол СН3ОН	ст-снюи- 50Т	от 0 до 3,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,18 % (±3 % НКПР)	15
Метанол СН3ОН	СТ-СНзОН-50	от 0 до 3,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,3 % (±5 % НКПР)	15
Бензол С6Н6	СТ-СбНб-50Т	от 0 до 0,6 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,036 % (±3 % НКПР)	15
Бензол С6Н6	СТ-СбНб-50	от 0 до 0,6 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,06 % (±5 % НКПР)	15
Пропилен С3Н6	СТ-СзНб-50Т	от 0 до 1,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,06 % (±3 % НКПР)	15
Пропилен С3Н6	СТ-СзНб-50	от 0 до 1,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,1 % (±5 % НКПР)	15
Этанол С2Н5ОН	СТ-С2Н5ОН- 50Т	от 0 до 1,55 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,093 % (±3 % НКПР)	15
Этанол С2Н5ОН	СТ-С2Н5ОН- 50	от 0 до 1,55 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,16 % (±5 % НКПР)	15
н-гептан С7Н16	СТ-С7Н16-50Т	от 0 до 0,425 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,025 % (±3 % НКПР)	15
н-гептан С7Н16	СТ-С7Н16-50	от 0 до 0,425 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,042 % (±5 % НКПР)	15
Оксид этилена С2Н4О	СТ-С2Н4О- 50Т	от 0 до 1,3 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,078 % (±3 % НКПР)	15
Оксид этилена С2Н4О	СТ-С2Н4О-50	от 0 до 1,3 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,13 % (±5 % НКПР)	15
2-пропанон (ацетон) C3H6O	СТ-СзНбО- 50Т	от 0 до 1,25 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,075 % (±3 % НКПР)	15
2-пропанон (ацетон) C3H6O	СТ-СзНбО -50	от 0 до 1,25 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,13 % (±5 % НКПР)	15
Водород Н2	СТ-Н2-50Т	от 0 до 2,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,12 % (±3 % НКПР)	15
Водород Н2	СТ-Н2-50	от 0 до 2,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,2 % (±5 % НКПР)	15

1	2	3	4	5	6	7
2-метилпропен (изобутилен) i-C4H8	CT4-C4H8- 50Т	от 0 до 0,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,048 % (±3 % НКПР)	15
2-метилпропен (изобутилен) i-C4H8	CT-i-C4H8-50	от 0 до 0,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,08 % (±5 % НКПР)	15
2-метил-1,3-бутадиен (изопрен) C5H8	CT-CsH^OT	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,051 % (±3 % НКПР)	15
2-метил-1,3-бутадиен (изопрен) C5H8	CT-C5H8-50	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,085 % (±5 % НКПР)	15
Ацетилен С2Н2	CT-C2H2-50I	от 0 до 1,15 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,069 % (±3 % НКПР)	15
Ацетилен С2Н2	CT-C2H2-50	от 0 до 1,15 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,12 % (±5 % НКПР)	15
Акрилонитрил C3H3N	CT-C3H3N- 50Т	от 0 до 1,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,084 % (±3 % НКПР)	15
Акрилонитрил C3H3N	CT-C3H3N-50	от 0 до 1,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,14 % (±5 % НКПР)	15
Метилбензол (толуол) С7Н8	СТ-С7Н8-50Т	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,03 % (±3 % НКПР)	15
Метилбензол (толуол) С7Н8	СТ-С7Н8-50	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,05 % (±5 % НКПР)	15
Этилбензол С8Н10	СТ-С8Н10- 50Т	от 0 до 0,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,024 % (±3 % НКПР)	15
Этилбензол С8Н10	СТ-С8Н10-50	от 0 до 0,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,04 % (±5 % НКПР)	15
н-октан С8Н18	СТ-С8Н18- 50Т	от 0 до 0,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,024 % (±3 % НКПР)	15
н-октан С8Н18	СТ-С8Н18-50	от 0 до 0,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,04 % (±5 % НКПР)	15
Этилацетат С4Н8О2	СТ-С4Н8О2- 50Т	от 0 до 1,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,06 % (±3 % НКПР)	15
Этилацетат С4Н8О2	СТ-С4Н8О2- 50	от 0 до 1,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,10 % (±5 % НКПР)	15
Метилацетат С3Н6О2	СТ-С3Н6О2- 50Т	от 0 до 1,55 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,093 % (±3 % НКПР)	15
Метилацетат С3Н6О2	СТ-С3Н6О2- 50	от 0 до 1,55 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,16 % (±5 % НКПР)	15
Бутилацетат С6Н12О2	CT- С6Н12О2- 50	от 0 до 0,6 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,06 % (±5 % НКПР)	15
1,3-бутадиен (дивинил) С4Н6	СТ-С4Н6-50Т	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,042 % (±3 % НКПР)	15
1,3-бутадиен (дивинил) С4Н6	СТ-С4Н6-50	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,07 % (±5 % НКПР)	15

1	2	3	4	5	6	7
Диметилсульф ид CH3SCH3	CT- C2H6S- 50Т	от 0 до 1,1 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,066 % (±3 % НКПР)	15
Диметилсульф ид CH3SCH3	CT- C2H6S-50	от 0 до 1,1 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,11 % (±5 % НКПР)	15
1-гексен С6Н12	СТ-С6Н12- 50Т	от 0 до 0,6 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,036 % (±3 % НКПР)	15
1-гексен С6Н12	СТ-С6Н12-50	от 0 до 0,6 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,06 % (±5 % НКПР)	15
1 -бутанол C4H9OH	СТ-С4Н9ОН- 50	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,07 % (±5 % НКПР)	15
2-бутанол (втор-бутанол) sec-C4H9OH	CT-sec- С4Н9ОН-50	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,085 % (±5 % НКПР)	15
Нонан С9Н20	СТ-С9Н20-50	от 0 до 0,35 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,035 % (±5 % НКПР)	15
Фенилэтилен (стирол) (винилбензол) С8Н8	CT-C8H8-50	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,05 % (±5 % НКПР)	15
Винилхлорид С2Нэа	СТ-С2Н3С1- 50Т	от 0 до 1,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,11 % (±3 % НКПР)	15
Винилхлорид С2Нэа	СТ-С2Н3С1- 50	от 0 до 1,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,18 % (±5 % НКПР)	15
Циклопропан С3Н6	СТ-С3Н6-50Т	от 0 до 1,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,072 % (±3 % НКПР)	15
Циклопропан С3Н6	СТ-С3Н6-50	от 0 до 1,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,12 % (±5 % НКПР)	15
Диметиловый эфир С2Н6О	СТ-С2Н6О- 50Т	от 0 до 1,35 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,081 % (±3 % НКПР)	15
Диметиловый эфир С2Н6О	СТ-С2Н6О-50	от 0 до 1,35 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,14 % (±5 % НКПР)	15
Диэтиловый эфир С4Н10О	СТ-С4Н10О- 50Т	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,051 % (±3 % НКПР)	15
Диэтиловый эфир С4Н10О	СТ-С4Н10О- 50	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,085 % (±5 % НКПР)	15
Хлорбензол C6H5Cl	СТ-С6Н5С1- 50Т	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,039 % (±3 % НКПР)	15
Хлорбензол C6H5Cl	СТ-С6Н5С1- 50	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,065 % (±5 % НКПР)	15

1	2	3	4	5	6	7
2-бутанон (метилэтилке-тон) C4H8O	СТ-С4Н8О- 50Т	от 0 до 0,75 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,045 % (±3 % НКПР)	15
2-бутанон (метилэтилке-тон) C4H8O	СТ-С4Н8О-50	от 0 до 0,75 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,075 % (±5 % НКПР)	15
2-метил- 2-пропанол (трет-бутанол) tert-С4Н9ОH	CT-tert- С4Н9ОН-50Т	от 0 до 0,9 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,054 % (±3 % НКПР)	15
2-метил- 2-пропанол (трет-бутанол) tert-С4Н9ОH	CT-tert- С4Н9ОН-50	от 0 до 0,9 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,09 % (±5 % НКПР)	15
1,4-диметилбензол (п-ксилол) Р-С8Н10	CT-p^^- 50	от 0 до 0,45 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,045 % (±5 % НКПР)	15
2-метокси- 2-метилпропан (метилтретбутиловый эфир) tert-С5Н12О	CT-tert- С5Н12О-50Т	от 0 до 0,75 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,045 % (±3 % НКПР)	15
	CT-tert- С5Н12О-50	от 0 до 0,75 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,075 % (±5 % НКПР)	15
1,2-диметилбензол (о-ксилол) О-С8Н10	CT-o-С8Н10- 50	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,05 % (±5 % НКПР)	15
2-пропанол (изопропанол) РС3Н7ОН	CT-i- С3Н7ОН-50	от 0 до 1,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,1 % (±5 % НКПР)	15
1-октен С8Н16	СТ-С8Н16-50	от 0 до 0,45 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,045 % (±5 % НКПР)	15
2-метилбутан (изопентан) РС5Н12	СТч-С5Н12- 50Т	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,039 % (±3 % НКПР)	15
2-метилбутан (изопентан) РС5Н12	СТЧ-С5Н12- 50	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,065 % (±5 % НКПР)	15
Метантиол (метилмеркап-тан) CKsSH	CT-eihSH- 50	от 0 до 2,05 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,21 % (±5 % НКПР)	15
Этантиол (этилмеркап-тан) С2Н5SH	CT-C2H5SH- 50	от 0 до 1,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,14 % (±5 % НКПР)	15
Ацетонитрил С2НзN	CT-C2H3N-50	от 0 до 1,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	-	-	±0,15 % (±5 % НКПР)	15

2,3-дитиабутан (диметилдисульфид)

C2H6S2

CT-C2H6S2-50

от 0 до 0,55 % (от 0 до 50 %

НКПР)

±0,055 %

(±5 % НКПР)

⁽¹⁾ - Газоанализаторы с определяемыми компонентами, не приведенными в таблице, но указанными в Руководстве по эксплуатации, могут применяться в качестве индикаторов для предварительной оценки содержания компонентов.
⁽²⁾ - Значения НКПР для горючих газов и паров в соответствии с ГОСТ 31610.20-1-2020 .
^{(3) -} Сумма углеводородов (С2-С10) - суммарное содержание предельных углеводородов: этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), пентан (С5Н12), гексан (С6Н14), гептан (С7Н16), октан (С8Н18), нонан (С9Н20), декан (С10Н22).

Свх - содержание определяемого компонента на входе газоанализатора, массовая концентрация, мг/м³.

Таблица 4 - Диапазоны измерений объемной доли определяемых компонентов, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов с оптическим инфракрасным сенсором IR

(или MEMS/TDLAS/IR)

Определяемый компонент⁽¹⁾	Модификация сенсора	Диапазон измерений (ДИ) объемной доли, % (ДВК, % НКПР)⁽²⁾	Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности	Время установления выходного сигнала Т0,9, с
1	2	3	4	5
Метан СН4	IR-CH4-50T	от 0 до 2,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,13 % (±3 % НКПР)	10
	IR-CH4-50	от 0 до 2,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,22 % (±5 % НКПР)
	IR-CH4-100L	от 0 до 4,4 % (от 0 до 100 % НКПР)	±0,22 % (±5 % НКПР)
	IR-CH4-50M	от 0 до 2,2 % (от 0 до 14638 мг/м³ )	±0,22 % (±1463 мг/м³ )
Этилен С2Н4	IR-C2H4-50T	от 0 до 1,15 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,069 % (±3 % НКПР)	10
Этилен С2Н4	IR-C2H4-50	от 0 до 1,15 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,12 % (±5 % НКПР)	10
Пропан С3Н8	IR-C3H8-50T	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,051 % (±3 % НКПР)	10
	IR-C3H8-50	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,085 % (±5 % НКПР)
	IR-C3H8-100L	от 0 до 1,7 % (от 0 до 100 % НКПР)	±0,085 % (±5 % НКПР)
	IR-C3H8-50M	от 0 до 0,85 % (от 0 до 15550 мг/м³ )	±0,085 % (±1555 мг/м³ )

1	2	3	4	5
н-бутан С4Н10	IR-C4H10-50Т	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,04 % (±3 % НКПР)	10
	IR-C4H10-50		±0,07 % (±5 % НКПР)
	IR-C4H10-100L	от 0 до 1,4 % (от 0 до 100 % НКПР)	±0,07 % (±5 % НКПР)
1 -бутен C4H8	^<4^-501	от 0 до 0,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,048 % (±3 % НКПР)	10
	IR-C4H8-50		±0,08 % (±5 % НКПР)
2-метилпропан (изобутан) i-C4Hio	IR-i-C4H10-50Т	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,039 % (±3 % НКПР)	10
	IR-i-C4H10-50		±0,065 % (±5 % НКПР)
н-пентан С5Н12	IR-C5H12-50Т	от 0 до 0,55 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,033 % (±3 % НКПР)	10
	IR-C5H12-50		±0,055 % (±5 % НКПР)
	IR-C5H12-100L	от 0 до 1,1 % (от 0 до 100 % НКПР)	±0,055 % (±5 % НКПР)
Циклопентан С5Н10	Ж-С5Н10-50Т	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,042 % (±3 % НКПР)	10
	Ж-С5Н10-50		±0,07 % (±5 % НКПР)
н-гексан С6Н14	IR-C6H14-50Т	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,03 % (±3 % НКПР)	10
	IR-C6H14-50		±0,05 % (±5 % НКПР)
	IR-C6H14-100L	от 0 до 1,0 % (от 0 до 100 % НКПР)	±0,05 % (±5 % НКПР)
Циклогексан С6Н12	JR-C6H12-50I	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,03 % (±3 % НКПР)	10
	IR-C6H12-50		±0,05 % (±5 % НКПР)
Этан С2Н6	^<2^-501	от 0 до 1,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,072 % (±3 % НКПР)	10
	IR-C2H6-50		±0,12 % (±5 % НКПР)
	IR-C2H6-100L	от 0 до 2,4 % (от 0 до 100 % НКПР)	±0,12 % (±5 % НКПР)

1	2	3	4	5
Метанол СНзОН	IR-CHsOH-50T	от 0 до 3 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,18 % (±3 % НКПР)	10
	IR-CH3OH-50		±0,3 % (±5 % НКПР)
Бензол СбНб	Ж-С6Н6-50Т	от 0 до 0,6 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,036 % (±3 % НКПР)	10
	IR-Cd 1₍,-5(.)		±0,06 % (±5 % НКПР)
Пропилен СзНб	IR-CsH6-50T	от 0 до 1,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,06 % (±3 % НКПР)	10
	IR-C3H6-50		±0,1 % (±5 % НКПР)
Этанол С2Н5ОН	Ж-С2Н5ОН-50Т	от 0 до 1,55 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,093 % (±3 % НКПР)	10
	Ж-С2Н5ОН-50		±0,16 % (±5 % НКПР)
н-гептан С7Н16	Ж-С7Н16-50Т	от 0 до 0,425 % (от 0 до 50 % НКПР)	± 0,025 % (±3 % НКПР)	10
	Ж-С7Н16-50		±0,042 % (±5 % НКПР)
	IR-С7Н16-100L	от 0 до 0,85 % (от 0 до 100 % НКПР)	±0,042 % (±5 % НКПР)
Оксид этилена С2Н4О	Ж-С2Н4О-50Т	от 0 до 1,3 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,078 % (±3 % НКПР)	10
	Ж-С2Н4О-50		±0,13 % (±5 % НКПР)
Диоксид углерода СО2	Ж-СО2-1,5	от 0 до 1,5 %	±0,15 %	10
	Ж-СО2-2,5	от 0 до 0,5 % включ.	±0,05 %
		св 0,5 до 2,5 %	±(0,1-X) %
	Ж-СО2-5	от 0 до 2,5% включ.	±0,25 %
		св 2,5 до 5 %	±(0,1-X) %
2-пропанон (ацетон) С3Н6О	IR-Cd 1(,О-5(.)Т	от 0 до 1,25 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,075 % (±3 % НКПР)	10
	IR-Cd 1₍,О -50		±0,13 % (±5 % НКПР)
2-метилпропен (изобутилен) i-C4H8	IR-i-C4H8-50T	от 0 до 0,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,048 % (±3 % НКПР)	10
	IR-i-C4H8-50		±0,08 % (±5 % НКПР)

1	2	3	4	5
2-метил-1,3-бутадиен (изопрен) C5H8	IR-CsH^OT	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,051 % (±3 % НКПР)	10
	IR-C5H8-50		±0,085 % (±5 % НКПР)
Ацетилен С2Н2	Ж-С2Н2-50Т	от 0 до 1,15 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,069 % (±3 % НКПР)	10
	Ж-С2Н2-50		±0,12 % (±5 % НКПР)
Акрилонитрил C3H3N	IR-CзHзN-50Т	от 0 до 1,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,084 % (±3 % НКПР)	10
	IR-C3H3N-50		±0,14 % (±5 % НКПР)
Метилбензол (толуол) С7Н8	Ж-С7Н8-50Т	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,03 % (±3 % НКПР)	10
	Ж-С7Н8-50		±0,05 % (±5 % НКПР)
Этилбензол С8Н10	Ж-С8Н10-50Т	от 0 до 0,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,024 % (±3 % НКПР)	10
	IR- С8Н10-50		±0,04 % (±5 % НКПР)
н-октан С8Н18	Ж-С8Н18-50Т	от 0 до 0,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,024 % (±3 % НКПР)	10
	Ж-С8Н18-50		±0,04 % (±5 % НКПР)
	IR-С8Н18-100L	от 0 до 0,8 % (от 0 до 100 % НКПР)	±0,04 % (±5 % НКПР)
Этилацетат С4Н8О2	Ж-С4Н8О2-50Т	от 0 до 1,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,06 % (±3 % НКПР)	10
	Ж-С4Н8О2-50		±0,1 % (±5 % НКПР)
Бутилацетат С6Н12О2	Ж-С6Н12О2-50	от 0 до 0,6 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,06 % (±5 % НКПР)	10
1,3-бутадиен (дивинил) С4Н6	Ж-С4Н6-50Т	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,042 % (±3 % НКПР)	10
	Ж-С4Н6-50		±0,07 % (±5 % НКПР)
1,2-дихлорэтан С2Н4а₂	ж-С2Н4а2-50Т	от 0 до 3,1 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,19 % (±3 % НКПР)	10
	Ж-С2Н4а2-50		±0,31 % (±5 % НКПР)

1	2	3	4	5
Диметилсульфид C2H6S	IR-C2H6S-50Т	от 0 до 1,1 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,066 % (±3 % НКПР)	10
Диметилсульфид C2H6S	IR-C2H6S-50	от 0 до 1,1 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,11 % (±5 % НКПР)	10
1-гексен С6Н12	Ж-С6Н12-50Т	от 0 до 0,6 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,036 % (±3 % НКПР)	10
1-гексен С6Н12	Ж-С6Н12-50	от 0 до 0,6 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,06 % (±5 % НКПР)	10
1 -бутанол C4H9OH	Ш-С4Н9ОН-50	от 0 до 0,7 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,07 % (±5 % НКПР)	10
2-бутанол (втор-бутанол) sec-C4H9OH	IR-sec-С4Н9ОН- 50	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,085 % (±5 % НКПР)	10
Нонан С9Н20	Ж-С9Н20-50	от 0 до 0,35 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,035 % (±5 % НКПР)	10
Нонан С9Н20	IR-С9Н20-100L	от 0 до 0,7 % (от 0 до 100 % НКПР)	±0,035 % (±5 % НКПР)	10
Фенилэтилен (стирол) (винилбензол) С8Н8	IR-C8H8-50	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,05 % (±5 % НКПР)	10
Винилхлорид С2Нэа	Их-С;! hCl^Cri'	от 0 до 1,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,11 % (±3 % НКПР)	10
Винилхлорид С2Нэа	Их-СП hCl-50	от 0 до 1,8 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,18 % (±5 % НКПР)	10
Циклопропан С3Н6	Их-СЗ 1₍,-5(.)Т	от 0 до 1,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,072 % (±3 % НКПР)	10
Циклопропан С3Н6	Ж-С3Н6-50	от 0 до 1,2 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,12 % (±5 % НКПР)	10
Диметиловый эфир С2Н6О	Их-СП 1₍,О-5(.)Т	от 0 до 1,35 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,081 % (±3 % НКПР)	10
Диметиловый эфир С2Н6О	Их-СП 1₍,О-5(.)	от 0 до 1,35 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,14 % (±5 % НКПР)	10
Диэтиловый эфир С4Н10О	Ж-С4Н10О-50Т	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,051 % (±3 % НКПР)	10
Диэтиловый эфир С4Н10О	Ж-С4Н10О-50	от 0 до 0,85 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,085 % (±5 % НКПР)	10
Оксид пропилена С3Н6О	Их-СЗ 1₍,О-5(.)Т	от 0 до 0,95 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,057 % (±3 % НКПР)	10
Оксид пропилена С3Н6О	Ж-С3Н6О-50	от 0 до 0,95 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,095 % (±5 % НКПР)	10

1	2	3	4	5
Хлорбензол C6H5CI	IR-C6H5C1-50T	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,039 % (±3 % НКПР)	10
Хлорбензол C6H5CI	IR-C6H5CI-50	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,065 % (±5 % НКПР)	10
2-бутанон (метилэтилкетон) C4H8O	IR-C4H8O-50T	от 0 до 0,75 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,045 % (±3 % НКПР)	10
2-бутанон (метилэтилкетон) C4H8O	IR-C4H8O-50	от 0 до 0,75 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,075 % (±5 % НКПР)	10
2-метил- 2-пропанол (трет-бутанол) tert-С4Н9ОH	IR-tert-C4H9OH- 50Т	от 0 до 0,9 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,054 % (±3 % НКПР)	10
2-метил- 2-пропанол (трет-бутанол) tert-С4Н9ОH	IR-tert-C4H9OH-50	от 0 до 0,9 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,09 % (±5 % НКПР)	10
2-метокси-2-метилпропан (метилтретбутиловый эфир) tert-С5Н12О	IR-tert-C5Hi2O-50T	от 0 до 0,75 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,045 % (±3 % НКПР)	10
	IR-tert-C5Hi2O-50	от 0 до 0,75 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,075 % (±5 % НКПР)	10
1,4-диметилбензол (п-ксилол) Р-С8Н10	IR-p-C8Hio-50	от 0 до 0,45 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,045 % (±5 % НКПР)	10
1,2-диметилбензол (о-ксилол) О-С8Н10	IR-O-C8H10-50	от 0 до 0,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,05 % (±5 % НКПР)	10
2-пропанол (изопропанол) КС3Н7ОН	IR-i-C3H7OH-50	от 0 до 1,0 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,10 % (±5 % НКПР)	10
1-октен С8Н16	IR-C8H16-50	от 0 до 0,45 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,045 % (±5 % НКПР)	10
2-метилбутан (изопентан) КС5Н12	IR-i-C5Hi2-50T	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,039 % (±3 % НКПР)	10
2-метилбутан (изопентан) КС5Н12	IR-i-C5H12-50	от 0 до 0,65 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,065 % (±5 % НКПР)	10
Метантиол (метилмеркаптан) G^SH	IR-CH3SH-50	от 0 до 2,05 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,21 % (±5 % НКПР)	10
Этантиол (этилмеркаптан) C2H5SH	IR-C2H5SH-50	от 0 до 1,4 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,14 % (±5 % НКПР)	10
Ацетонитрил C2H3N	IR-C2H3N-50	от 0 до 1,5 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,15 % (±5 % НКПР)	10
2,3-дитиабутан (диметилдисульфид ) C2H6S2	IR-C2H6S2-50	от 0 до 0,55 % (от 0 до 50 % НКПР)	±0,055 % (±5 % НКПР)	10

1	2	3	4	5
Пары нефти⁽³⁾	IR-1III-50	от 0 до 50 % НКПР	±5 % НКПР	10
	1И-ПИ-50	от 0 до 900 включ.	± 75 мг/м³
	1И-ПИ-50	св. 900 до 3500 мг/м³	(±(0,1-Свх.-15) мг/м³)
Пары бензина⁽³⁾	IR-1III-50	от 0 до 50 % НКПР	±5 % НКПР	10
	1И-ПН-50	от 0 до 900 включ.	±75 мг/м³
	1И-ПН-50	св. 900 до 3500 мг/м³	(±(0,КСвх-15) мг/м³)
Пары авиационного топлива⁽³⁾	IR-1III-50	от 0 до 50 % НКПР	±5 % НКПР	10
	1И-ПН-50	от 0 до 900 включ.	±75 мг/м³
	1И-ПН-50	св. 900 до 3500 мг/м³	(±(0,1-Свх.-15) мг/м³)
Пары топлива для реактивных двигателей⁽³⁾	IR-1III-50	от 0 до 50 % НКПР	±5 % НКПР	10
	1И-ПН-50	от 0 до 900 включ.	±75 мг/м³
	1И-ПН-50	св. 900 до 3500 мг/м³	(±(0,1-Свх.-15) мг/м³)
Пары керосина ⁽³⁾	1И-ПН-50	от 0 до 50 % НКПР	±5 % НКПР	10
	1И-ПН-50	от 0 до 900 включ.	±75 мг/м³
	1И-ПН-50	св. 900 до 3500 мг/м³	(±(0,1-Свх.-15) мг/м³)
Пары дизельного топлива⁽³⁾	IR-1III-50	от 0 до 50 % НКПР	±5 % НКПР	10
	1И-ПН-50	от 0 до 900 включ.	±75 мг/м³
	1И-ПН-50	св. 900 до 3500 мг/м³	(±(0,1-Свх.-15) мг/м³)
Пары уайт-спирита⁽³⁾	IR-1III-50	от 0 до 50 % НКПР	±5 % НКПР	10
⁽¹⁾ - Газоанализаторы с определяемыми компонентами, не приведенными в таблице, но указанными в Руководстве по эксплуатации, могут применяться в качестве индикаторов для предварительной оценки содержания компонентов. ⁽²⁾ - Значения НКПР для горючих газов и паров в соответствии с ГОСТ 31610.20-1-2020. ⁽³⁾ - Топливо дизельное по ГОСТ 305-2013, уайт-спирит по ГОСТ 3134-78, нефть по ГОСТ Р 51858-2002, бензин автомобильный по техническому регламенту «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», бензин авиационный по ГОСТ 1012-2013, бензин неэтилированный по ГОСТ Р 51866-2002, топливо для реактивных двигателей по ГОСТ 10227-86. Топливо авиационное по ГОСТ Р 52050-2006, керосин осветительный ТУ 38.401-58-10-01. Свх - содержание определяемого компонента на входе газоанализатора, массовая концентрация, мг/м³.

Таблица 5 - Диапазоны измерений объемной доли (массовой концентрации) определяемых компонентов, пределы допускаемой основной погрешности газоанализаторов с фотоионизационным сенсором (PID)

Определяемый компонент⁽¹⁾	Модификация сенсора	Диапазон измерений (ДИ) определяемого компонента		Пределы допускаемой основной погрешности, %		Время установления выходного сигнала То,9, с⁽⁵⁾
Определяемый компонент⁽¹⁾	Модификация сенсора	объемной доли, (млн^-1)	массовой концентрации⁽²⁾, мг/м³	приведенной к ДИ, y	относи тельной, 5	Время установления выходного сигнала То,9, с⁽⁵⁾
1	2	3	4	5	6	7
Винилхлорид C2H3CI	PID-C2H3Cl- 10	от 0 до 1,9 включ.	от 0 до 5 включ.	± 20	-	15
	PID-C2H3Cl- 10	св. 1,9 до 10	св. 5 до 26	-	± 20
	PID-C2H3Cl- 100	от 0 до 10 включ.	от 0 до 26 включ.	± 20	_-
	PID-C2H3Cl- 100	св. 10 до 100	св. 26 до 260	-	± 20
	PID-C2H3Cl- 500	от 0 до 100 включ.	от 0 до 260 включ.	± 20	-
	PID-C2H3Cl- 500	св. 100 до 500	св. 260 до 1300	-	± 20
Бензол C6H6	PID-C6H6-10	от 0 до 4,6 включ.	от 0 до 15 включ.	± 15	-	15
	PID-C6H6-10	св. 4,6 до 10	св. 15 до 32,5	-	± 15
	PID-C6H6-100	от 0 до 10 включ.	от 0 до 32,5 включ.	± 15	-
	PID-C6H6-100	св. 10 до 100	св. 32,5 до 325	-	± 15
	PID-C6H6-500	от 0 до 100 включ.	от 0 до 325 включ.	± 15	-
	PID-C6H6-500	св. 100 до 500	св. 325 до 1625	-	± 15
Этилбензол C8H10	PID-C8H10- 100	от 0 до 10 включ.	от 0 до 44,1 включ.	± 15	-	15
	PID-C8H10- 100	св. 10 до 100	св. 44,1 до 441	-	± 15
	PID-C8H10- 500	от 0 до 100 включ.	от 0 до 441 включ.	± 15	-
	PID-C8H10- 500	св. 100 до 500	св. 441 до 2205	-	± 15
Фенилэтилен (стирол) (винилбензол) C8H8	PID-C8H8-40	от 0 до 6,9 включ.	от 0 до 29,9 включ.	± 20	-	15
	PID-C8H8-40	св. 6,9 до 40	св. 29,9 до 173,2	-	± 20
	PID-C8H8-500	от 0 до 100 включ.	от 0 до 433 включ.	± 20	-
	PID-C8H8-500	св. 100 до 500	св. 433 до 2165	-	± 20
н-пропилацетат C5H10O2	PID-C5H10O2- 100	от 0 до 30 включ.	от 0 до 127,5 включ.	± 20	-	15
н-пропилацетат C5H10O2	PID-C5H10O2- 100	св. 30 до 100	св. 127,5 до 425	-	± 20	15
Эпихлоргидрин С3Н5С10	PID-C3H5CIO- 3	от 0 до 0,5 включ.	от 0 до 1,93 включ.	± 20	-	15
Эпихлоргидрин С3Н5С10	PID-C3H5CIO- 3	св. 0,5 до 3	св. 1,93 до 11,55	-	± 20	15
^№димети-лацетамид C4H9NO	PID-C4H9NO- 10	от 0 до 0,8 включ.	от 0 до 2,9 включ.	± 20	-	15
^№димети-лацетамид C4H9NO	PID-C4H9NO- 10	св. 0,8 до 10	св. 2,9 до 36,2	-	± 20	15
Хлористый бензил C7H7CI	PID-C7H7CI-3	от 0 до 0,1 включ.	от 0 до 0,52 включ.	± 20	-	15
Хлористый бензил C7H7CI	PID-C7H7CI-3	св. 0,1 до 3	св. 0,52 до 15,8	-	± 20	15
Фурфуриловый спирт C5H6O2	PID-C5H6O2-3	от 0 до 0,12 включ.	от 0 до 0,49 включ.	± 20	-	15
Фурфуриловый спирт C5H6O2	PID-C5H6O2-3	св. 0,12 до 3	св. 0,49 до 12,24	-	± 20	15

1	2	3	4	5	6	7
Этанол	PID-C2H5OH-	от 0 до 500 включ.	от 0 до 960 включ.	± 15	-	15
C2H5OH	2000	св. 500 до 2000	св. 960 до 3840	-	± 15
Моноэтанолами	PID-C2H7NO-3	от 0 до 0,2 включ.	от 0 до 0,5 включ.	± 20	-	15
н	PID-C2H7NO-3	св. 0,2 до 3	св. 0,5 до 7,6	-	± 20
(2-аминоэтанол)	PID-C2H7NO-10	от 0 до 2 включ.	от 0 до 5,1 включ.	± 20	-
C2H7NO	PID-C2H7NO-10	св. 2 до 10	св. 5,1 до 25,4	-	± 20
Формальдегид	PID-CH2O-10	от 0 до 0,4 включ.	от 0 до 0,5 включ.	± 20	_-	15
СН2О	PID-CH2O-10	св. 0,4 до 10	св. 0,5 до 12,5	-	± 20
2-пропанол (изопропанол) ^С3ШОН	PID-i-C3H7OH-	от 0 до 4 включ.	от 0 до 10 включ.	± 20	-	15
	10	св. 4 до 10	св. 10 до 25	-	± 20
	PID-i-C3H7OH-	от 0 до 20 включ.	от 0 до 50 включ.	± 20	-
	100	св. 20 до 100	св. 50 до 250	-	± 20
Уксусная	PID-C2H4O2-10	от 0 до 2 включ.	от 0 до 5 включ.	± 20	-	15
кислота	PID-C2H4O2-10	св. 2 до 10	св. 5 до 25	-	± 20
C2H4O2	PID-C2H4O2-100	от 0 до 100	от 0 до 250	± 20	-	15
	PID-i-C4H8-10	от 0 до 2 включ.	от 0 до 4,6 включ.	± 15	-	15
2-метилпропен (изобутилен) (ЛОС по изобутилену) i-C4H8	PID-i-C4H8-10	св. 2 до 10	св. 4,6 до 23,3	-	± 15
	PID-i-C4H8-100	от 0 до 10 включ.	от 0 до 23,3 включ.	± 15	-
	PID-i-C4H8-100	св. 10 до 100	св. 23,3 до 233	-	± 15
	PID-i-C4H8-1000	от 0 до 100 включ.	от 0 до 233 включ.	± 15	-	15
	PID-i-C4H8-1000	св. 100 до 1000	св. 233 до 2330	-	± 15
	PID-i-C4H8-6000	от 0 до 500 включ.	от 0 до 1165 включ.	± 15	-
	PID-i-C4H8-6000	св. 500 до 6000	св. 1165 до 13980	-	± 15
	PID-C4H9OH-10	от 0 до 3,2 включ.	от 0 до 9,9 включ.	± 20	-	15
1-бутанол	PID-C4H9OH-10	св. 3,2 до 10	св. 9,9 до 30,8	-	± 20
C4H9OH	PID-C4H9OH-40	от 0 до 9,7 включ.	от 0 до 29,9 включ.	± 20	-
	PID-C4H9OH-40	св. 9,7 до 40	св. 29,9 до 123,3	-	± 20
	PID-C4H11N-10	от 0 до 3 включ.	от 0 до 9,1 включ.	± 20	-	15
Диэтиламин	PID-C4H11N-10	св. 3 до 10	св. 9,1 до 30,4	-	± 20
C4H11N	PID-C4H11N-40	от 0 до 9,8 включ.	от 0 до 29,8 включ.	± 20	-
	PID-C4H11N-40	св. 9,8 до 40	св. 29,8 до 121,6	-	± 20
	PID-CH3OH-10	от 0 до 3,75 включ.	от 0 до 4,98 включ.	± 15	-	15
Метанол	PID-CH3OH-10	св. 3,75 до 10	св. 4,98 до 13,3	-	± 15
CH3OH	PID-CH3OH-40	от 0 до 11,2 включ.	от 0 до 14,9 включ.	± 15	-
	PID-CH3OH-40	св. 11,2 до 40	св. 14,9 до 53,2	-	± 15
Метилбензол (толуол) C7H8	PID-C7H8-40	от 0 до 13 включ.	от 0 до 49,8 включ.	± 15	-	15
	PID-C7H8-40	св. 13 до 40	св. 49,8 до 153,3	-	± 15
	PID-C7H8-100	от 0 до 13 включ.	от 0 до 49,8 включ.	± 15	-
	PID-C7H8-100	св. 13 до 100	св. 49,8 до 383	-	± 15

1	2	3	4	5	6	7
Фенол C6H5OH	PID-C6H5OH-3	от 0 до 0,25 включ.	от 0 до 0,98 включ.	± 20	-	15
	PID-C6H5OH-3	св. 0,25 до 3	св. 0,98 до 11,74	-	± 20
	PID-C6H5OH-10	от 0 до 2 включ.	от 0 до 7,8 включ.	± 20	-
	PID-C6H5OH-10	св. 2 до 10	св. 7,8 до 39,1	-	± 20
1,3- диметилбензол (м-ксилол) m-C8H10	PID-m-C8H10- 100	от 0 до 10 включ.	от 0 до 44,2 включ.	± 15	-	15
1,3- диметилбензол (м-ксилол) m-C8H10	PID-m-C8H10- 100	св. 10 до 100	св. 44,2 до 442	-	± 15	15
1,2- диметилбензол (о-ксилол) O-C8H10	PID-O-C8H10- 100	от 0 до 10 включ.	от 0 до 44,2 включ.	± 15	-	15
1,2- диметилбензол (о-ксилол) O-C8H10	PID-O-C8H10- 100	св. 10 до 100	св. 44,2 до 442	-	± 15	15
1,4- диметилбензол (п-ксилол) P-C8H10	PID-P-C8H10- 100	от 0 до 10 включ.	от 0 до 44,2 включ.	± 15	-	15
1,4- диметилбензол (п-ксилол) P-C8H10	PID-P-C8H10- 100	св. 10 до 100	св. 44,2 до 442	-	± 15	15
Оксид этилена C2H4O	PID-C2H4O-10	от 0 до 1,65 включ.	от 0 до 3 включ.	± 20	-	15
Оксид этилена C2H4O	PID-C2H4O-10	св. 1,65 до 10	св. 3 до 18,3	-	± 20	15
Фосфин PH3	PID-PH3-10	от 0 до 1 включ.	от 0 до 1,4 включ.	± 20	-	15
Фосфин PH3	PID-PH3-10	св. 1 до 10	св. 1,4 до 14,1	-	± 20	15
Нафталин С10Н8	PID-C10H8-10	от 0 до 3,7 включ.	от 0 до 19,7 включ.	± 20	-	15
Нафталин С10Н8	PID-C10H8-10	св. 3,7 до 10	св. 19,7 до 53,3	-	± 20	15
Бром Br2	PID-Br2-2	от 0 до 0,2 включ.	от 0 до 1,33 включ.	± 20	-	15
Бром Br2	PID-Br2-2	св. 0,2 до 2	св. 1,33 до 13,3	-	± 20
Аммиак NH3	PID-NH3-100	от 0 до 20 включ.	от 0 до 14,2 включ.	± 15	-	15
	PID-NH3-100	св. 20 до 100	св. 14,2 до 71	-	± 15
	PID-NH3-1000	от 0 до 100 включ.	от 0 до 71 включ.	± 15	-
	PID-NH3-1000	св. 100 до 1000	св. 71 до 710	-	± 15
Этантиол (этилмеркаптан) С2Н5SH	PID-C2H5SH-10	от 0 до 0,4 включ.	от 0 до 1 включ.	± 20	-	15
Этантиол (этилмеркаптан) С2Н5SH	PID-C2H5SH-10	св. 0,4 до 10	св. 1 до 25,8	-	± 20	15
Метантиол (метилмеркапта ^н)СЛаБЫ	PID-CH3SH-10	от 0 до 0,4 включ.	от 0 до 0,8 включ.	± 20	-	15
	PID-CH3SH-10	св. 0,4 до 10	св. 0,8 до 20	-	± 20
	PID-CH3SH-20	от 0 до 2 включ.	от 0 до 4 включ.	± 20	-
	PID-CH3SH-20	св. 2 до 20	св. 4 до 40	-	± 20
Акриловая кислота C3H4O2	PID-C3H4O2-3,3	от 0 до 1,65 включ.	от 0 до 4,95 включ.	± 20	-	15
	PID-C3H4O2-3,3	св. 1,65 до 3,3	св. 4,95 до 9,9	-	± 20
	PID-C3H4O2-10	от 0 до 1,65 включ.	от 0 до 4,95 включ.	± 20	-
	PID-C3H4O2-10	св. 1,65 до 10	св. 4,95 до 30	-	± 20
Этилацетат C4H8O2	PID-C4H₈O2- 100	от 0 до 13 включ.	от 0 до 47,6 включ.	± 20	-	15
Этилацетат C4H8O2	PID-C4H₈O2- 100	св. 13 до 100	св. 47,6 до 366	-	± 20	15
Бутилацетат C6H12O2	PID-C6H12O2- 100	от 0 до 10 включ.	от 0 до 48,3 включ.	± 20	-	15
Бутилацетат C6H12O2	PID-C6H12O2- 100	св. 10 до 100	св. 48,3 до 483	-	± 20	15

1	2	3	4	5	6	7
Пропилен (пропен) СзНб	PID-C3H6-285	от 0 до 57 включ.	от 0 до 99,8 включ.	± 15	-	15
Пропилен (пропен) СзНб	PID-C3H6-285	св. 57 до 285	св. 99,8 до 499	-	± 15	15
2,3-дитиабутан (диметилдисульфид) С2Н6S2	PID-С2Н6S2-2	от 0 до 0,35 включ.	от 0 до 1,37 включ.	± 20	-	15
	PID-С2Н6S2-2	св. 0,35 до 2	св. 1,37 до 7,8	-	± 20
	PГО-С2Н6S2-10	от 0 до 2 включ.	от 0 до 7,8 включ.	± 20	-
	PГО-С2Н6S2-10	св. 2 до 10	св. 7,8 до 39,2	-	± 20
2,5-фурандион (малеиновый ангидрид) C4H2O3	PID-C4H2O3-3	от 0 до 0,25 включ.	от 0 до 1,02 включ.	± 20	-	15
	PID-C4H2O3-3	св. 0,25 до 3	св. 1,02 до 12,2	-	± 20	15
	PID-C4H2O3-10	от 0 до 2 включ.	от 0 до 8,16 включ.	± 20	-	15
	PID-C4H2O3-10	св. 2 до 10	св. 8,16 до 40,8	-	± 20	15
Дисульфид углерода (сероуглерод) CS2	PID-CS2-10	от 0 до 1 включ.	от 0 до 3,17 включ.	± 20	-	15
Дисульфид углерода (сероуглерод) CS2	PID-CS2-10	св. 1 до 10	св. 3,17 до 31,7	-	± 20	15
Ацетонитрил C2H3N	PID-C2H3N-10	от 0 до 6 включ.	от 0 до 10,2 включ.	± 15	-	15
Ацетонитрил C2H3N	PID-C2H3N-10	св. 6 до 10	св. 10,2 до 17,1	-	± 15	15
Циклогексан С6Н12	PID-С6Н12-100	от 0 до 20 включ.	от 0 до 70 включ.	± 20	-	15
Циклогексан С6Н12	PID-С6Н12-100	св. 20 до 100	св. 70 до 350	-	± 20	15
1,3-бутадиен (дивинил) С4Н6	PID-С4Н6-500	от 0 до 50 включ.	от 0 до 112 включ.	± 20	-	15
1,3-бутадиен (дивинил) С4Н6	PID-С4Н6-500	св. 50 до 500	св. 112 до 1125	-	± 20
н-гексан С6Н14	PID-C6H14- 1000	от 0 до 84 включ.	от 0 до 301 включ.	± 20	-	15
н-гексан С6Н14	PID-C6H14- 1000	св. 84 до 1000	св. 301 до 3584	-	± 20	15
Акрилонитрил C3H3N	PID-C3H3N-10	от 0 до 0,7 включ.	от 0 до 1,45 включ.	± 20	-	15
Акрилонитрил C3H3N	PID-C3H3N-10	св. 0,7 до 10	св. 1,45 до 22,1	-	± 20	15
Муравьиная кислота CH2O2	PID-CH2O2-10	от 0 до 0,5 включ.	от 0 до 0,96 включ.	± 20	-	15
Муравьиная кислота CH2O2	PID-CH2O2-10	св. 0,5 до 10	св. 0,96 до 19,1	-	± 20	15
н-гептан С7Н16	PID-С7Н16-500	от 0 до 50 включ.	от 0 до 208 включ.	± 15	-	15
	PID-С7Н16-500	св. 50 до 500	св. 208 до 2084	-	± 15	15
	PID^^- 2000	от 0 до 100 включ.	от 0 до 416 включ.	± 15	-	15
	PID^^- 2000	св. 100 до 2000	св. 416 до 8334	-	± 15	15
2-пропанон (ацетон) C3H6O	PID-C3H6O- 1000	от 0 до 80 включ.	от 0 до 193 включ.	± 15	-	15
2-пропанон (ацетон) C3H6O	PID-C3H6O- 1000	св. 80 до 1000	св. 193 до 2415	-	± 15	15
1,2-дихлорэтан С2Н4^2	PID^^Ch- 20	от 0 до 2 включ.	от 0 до 8,23 включ.	± 20	-	15
1,2-дихлорэтан С2Н4^2	PID^^Ch- 20	св. 2 до 20	св. 8,23 до 82,3	-	± 20	15
Этилцелло-зольв (2-этоксиэтанол) С4Н10O2	PID-С4Н10O2- 20	от 0 до 2 включ.	от 0 до 7,5 включ.	± 20	-	15
Этилцелло-зольв (2-этоксиэтанол) С4Н10O2	PID-С4Н10O2- 20	св. 2 до 20	св. 7,5 до 75	-	± 20	15

1	2	3	4	5	6	7
Диметиловый Эфир C2H6O	PID-C2H6O- 500	от 0 до 100 включ.	от 0 до 192 включ.	± 15	-	15
Диметиловый Эфир C2H6O	PID-C2H6O- 500	св. 100 до 500	св. 192 до 958	-	± 15	15
2- метилпропан (изобутан) i- C4H10	PID-i-C4H10- 1000	от 0 до 100 включ.	от 0 до 241 включ.	± 15	-	15
2- метилпропан (изобутан) i- C4H10	PID-i-C4H10- 1000	св. 100 до 1000	св. 241 до 2417	-	± 15	15
2-метил-1- пропанол (изобутанол) PC4H9OH	PID-i-C4H9OH- 20	от 0 до 3 включ.	от 0 до 9,2 включ.	± 20	-	15
2-метил-1- пропанол (изобутанол) PC4H9OH	PID-i-C4H9OH- 20	св. 3 до 20	св. 9,2 до 61,6	-	± 20	15
Циклогексанон C6H10O	PID-C6H10O-20	от 0 до 2 включ.	от 0 до 7 включ.	± 20	-	15
Циклогексанон C6H10O	PID-C6H10O-20	св. 2 до 20	св. 7 до 70	-	± 20	15
2-бутанон (метилэтилке-тон) C4H8O	PID-C4H8O- 500	от 0 до 60 включ.	от 0 до 180 включ.	± 15	-	15
2-бутанон (метилэтилке-тон) C4H8O	PID-C4H8O- 500	св. 60 до 500	св. 180 до 1500	-	± 15	15
T етраэтилортос иликат (TEOS) C8H20O4Si	PID- C8H20O4SM0	от 0 до 2 включ.	от 0 до 17,3 включ.	± 20	-	15
T етраэтилортос иликат (TEOS) C8H20O4Si	PID- C8H20O4SM0	св. 2 до 10	св. 17,3 до 86,6	-	± 20	15
Арсин AsH3	PID-AsHs-3	от 0 до 0,1 включ.	от 0 до 0,3 включ.	± 20	-	15
Арсин AsH3	PID-AsHs-3	св. 0,1 до 3	св. 0,3 до 9,7	-	± 20	15
Этилен C2H4	PID-C2H4-300	от 0 до 20 включ.	от 0 до 23,4 включ.	± 15	-	15
	PID-C2H4-300	св. 20 до 300	св. 23,4 до 351	-	± 15	15
	PID-C2H4-1800	от 0 до 100 включ.	от 0 до 117 включ.	± 10	-	15
	PID-C2H4-1800	св. 100 до 1800	св. 117 до 2106	-	± 10	15
Пары нефти⁽³⁾	PID-QH-3500	-	от 0 до 300 включ.	± 15	-	15
Пары нефти⁽³⁾	PID-QH-3500	-	св. 300 до 3500	-	± 15	15
Пары бензина⁽³⁾	PID-QH-3500	-	от 0 до 100 включ.	± 15	-	15
Пары бензина⁽³⁾	PID-QH-3500	-	св. 100 до 3500	-	± 15	15
Пары авиационного топли- ва⁽³⁾	PID-QH-3500	-	от 0 до 300 включ.	± 15	-	15
Пары авиационного топли- ва⁽³⁾	PID-QH-3500	-	св. 300 до 3500	-	± 15	15
Пары топлива для реактивных двигателей⁽³⁾	PID-QH-3500	-	от 0 до 300 включ.	± 15	-	15
Пары топлива для реактивных двигателей⁽³⁾	PID-QH-3500	-	св. 300 до 3500	-	± 15	15
Пары керосина (3)	PID-QH-3500	-	от 0 до 300 включ.	± 15	-	15
Пары керосина (3)	PID-QH-3500	-	св. 300 до 3500	-	± 15	15
Пары дизельного топлива⁽³⁾	PID-QH-3500	-	от 0 до 300 включ.	± 15	-	15
Пары дизельного топлива⁽³⁾	PID-QH-3500	-	св. 300 до 3500	-	± 15	15

1	2	3	4	5	6	7
Пары уайт-спирита⁽³⁾	PID-nH-3500	-	от 0 до 300 включ.	± 15	-	15
Пары уайт-спирита⁽³⁾	PID-nH-3500	-	св. 300 до 3500	-	± 15	15
Сумма углеводородов С2-С10 ⁽⁴⁾	PID-C2C10- 3500	-	от 0 до 300 включ.	± 25	-	15
Сумма углеводородов С2-С10 ⁽⁴⁾	PID-C2C10- 3500	-	св. 300 до 3500	-	± 25	15
⁽¹⁾ - Газоанализаторы с определяемыми компонентами, не приведенными в таблице, но указанными в Руководстве по эксплуатации, могут применяться в качестве индикаторов для предварительной оценки содержания компонентов. ⁽²⁾ - Пересчет значений объемной доли Х, млн^-1, в массовую концентрацию С, мг/м³, проводят по формуле: C=X^M/Vm, где С - массовая концентрация компонента, мг/м³; M - молярная масса компонента, г/моль; Vm - молярный объем газа-разбавителя - воздуха, равный 24,06 дм³/моль, при условиях 20 °С и 101,3 кПа по ГОСТ 12.1.005-88. ⁽³⁾ - Топливо дизельное по ГОСТ 305-2013, уайт-спирит по ГОСТ 3134-78, нефть по ГОСТ Р 51858-2002, бензин автомобильный по техническому регламенту «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», бензин авиационный по ГОСТ 1012-2013, бензин неэтилированный по ГОСТ Р 51866-2002, топливо для реактивных двигателей по ГОСТ 10227-86. Топливо авиационное по ГОСТ Р 52050-2006, керосин осветительный ТУ 38.401-58-10-01. ⁽⁴⁾ - Сумма углеводородов (С2-С10) - суммарное содержание предельных углеводородов: этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), пентан (С5Н12), гексан (С6Н14), гептан (С7Н16), октан (С8Н18), нонан (С9Н20), декан (С10Н22). ⁽⁵⁾ - без учета периодичности измерений концентрации (периодичность определяется при заказе и может быть изменена пользователем)

Таблица 6 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Пределы допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры окружающей среды в диапазоне рабочих условий эксплуатации на каждые 10 °С относительно нормальных условий измерений, в долях от пределов допускаемой основной погрешности	±0,25
Предел допускаемой вариации выходного сигнала, в долях от предела допускаемой основной погрешности	0,5
Время установления выходного сигнала То,9, с, не более	приведено в таблицах 2-5
Нормальные условия измерений: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность окружающей среды, % - атмосферное давление, кПа	от +15 до +25 от 30 до 80 от 84 до 106

Таблица 7 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры (высотахширина*толщина), мм, не более - для исполнения ПГ ЭРИС-411-1	110x36x61
- для исполнения ПГ ЭРИС-411-2	115x50x35
- для исполнения ПГ ЭРИС-414-1	168x45x91
- для исполнения ПГ ЭРИС-414-2	120x63,5x31,5
Масса, г, не более: - для исполнения ПГ ЭРИС-411-1	200
- для исполнения ПГ ЭРИС-411-2	150
- для исполнения ПГ ЭРИС-414-1	500
- для исполнения ПГ ЭРИС-414-2	250
Напряжение автономного питания от аккумуляторных батарей, В	от 3,6 до 4,2
Интервал времени непрерывной работы без подзарядки аккумулятора при нормальных условиях, ч, не менее	20
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, ^оС	от -45 до +50
- атмосферное давление, кПа	от 84 до 106,7
- относительная влажность воздуха (без конденсации влаги), %, не более	95
Средняя наработка на отказ, ч: - для газоанализаторов с термокаталитическим CT и электрохимическим EC сенсором	16000
- для газоанализаторов с оптическим инфракрасным IR (или MEMS/TDLAS/IR) и фотоионизационным PID сенсором	35000
Средний срок службы, лет	20

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку на заднюю часть корпуса газоанализатора способом наклейки и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность средства измерений

Таблица 8 - Комплектность газоанализаторов

Наименование	Обозначение	Количество
Газоанализатор портативный	ПГ ЭРИС-4ХХ	1шт.
Паспорт	АПНС. 421510.4ХХ-01 ПС	1 экз.
Руководство по эксплуатации	АПНС. 421510.4ХХ-00 РЭ	1 экз.
Методика поверки		1 *экз.
Калибровочная насадка		1 шт.
Зарядное устройство		1 шт.
Кейс для переноски		1**шт.
Модуль передачи данных по радио E-WIRE		1**шт.
Ручной насос	-	1**шт.

Наименование	Обозначение	Количество
Моторизированный насос	-	1**шт.
* Один экземпляр на партию, но не менее одного экземпляра в один адрес.
** Определяется заказом.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Газоанализаторы портативные ПГ ЭРИС-411, ПГ ЭРИС-414. Руководство по эксплуатации» АПНС. 421510.4ХХ-00 РЭ, раздел 15.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к газоанализаторам портативным ПГ ЭРИС-411, ПГ ЭРИС-414

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

Приказ Росстандарта от 31 декабря 2020 г. № 2315 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений содержания компонентов в газовых и газоконденсатных средах»;

ГОСТ 13320-81 Газоанализаторы промышленные автоматические. Общие технические требования;

ТУ 4215-410-56795556-2015 Газоанализаторы портативные ПГ ЭРИС-411, ПГ ЭРИС-414. Технические условия.

Изготовитель

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

ИНН 5920017357

Адрес: 617762, Пермский край, г. Чайковский, ул. Промышленная 8/25

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

Телефон: (343) 350-26-18, факс: (343) 350-20-39

E-mail: uniim@uniim.ru

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

УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

от «1» сентября 2022 г. № 2189

Лист № 1 Регистрационный № 73502-18 Всего листов 19

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Муниципальное унитарное предприятие города Абакана «Абаканские электрические сети» (МУП «АЭС») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01 (УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (УСВ).
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Муниципальное унитарное предприятие города Абакана «Абаканские электрические сети» (МУП «АЭС»), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».

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

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

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

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

Для ИК №№ 1 - 68, 78 - 79, 81-84 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

Для ИК №№ 69 - 77, 80 цифровой сигнал с выходов счетчиков по беспроводным каналам связи поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД.

Для ИК №№ 1 - 68, 78 - 79, 81-84 коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.

Для ИК №№ 69 - 77, 80 часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

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

Заводской номер 001, указывается в формуляре АИИС КУЭ. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в эксплуатационную документацию.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» версии не ниже 2.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификацион ные признаки	Значение
Идентификацион ное наименование ПО	Программный комплекс СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ MirServsbor.msi	Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ EnergyRes.msi	Программа ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ MirReaderSetup.msi
1	2	3	4
Номер версии (идентификацион ный номер) ПО	2.0.0.1	2.5	2.0.9.0
Цифровой идентификатор ПО	7d30b09bbf536b7f45db3 52b0c7b7023	55a532c7e6a3c30405d70 2554617f7bc	6dcfa7d8a621420f8a52b 8417b5f7bbc
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5	MD5	MD5

ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

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

Метрологические и технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК

Номер ИК	Наименование объекта	Измерительные компоненты
Номер ИК	Наименование объекта	ТТ	ТН	Счётчик	УСПД
1	2	3	4	5	6
ПС № 22 «Западная» 110/10 кВ
1	ПС № 22 «Западная» 110/10 кВ яч. №13 РУ-10 кВ	ТЛМ-10-2 Кл. т. 0,5 КТТ 300/5 Рег. № 2473-69	НТМИ-10 Кл. т. 0,5 КТН 10000/100 Рег. № 831-53	МИР С-03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19	МИР УСПД-01 Рег. № 27420-04
2	ПС № 22 «Западная» 110/10 кВ яч. №32 РУ-10 кВ	ТПЛМ-10-М-1 Кл. т. 0,5S КТТ 400/5 Рег. № 22192-07	НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 КТН 10000/100 Рег. № 16687-02	МИР С-03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19	МИР УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 22 «Западная»

110/10 кВ

яч. №34

РУ-10 кВ

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S

КТТ 100/5 Рег. № 22192-07

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 22 «Западная»

110/10 кВ

яч. №37

РУ-10 кВ

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S

КТТ 100/5 Рег. № 22192-07

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 22 «Западная»

110/10 кВ

яч. №49

РУ-10 кВ

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S

КТТ 400/5 Рег. № 22192-07

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 22 «Западная»

110/10 кВ

яч. №54

РУ-10 кВ

ТПЛ-10 с

Кл. т. 0,5S

КТТ 200/5 Рег. №

29390-05

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 22 «Западная»

110/10 кВ яч. №08

РУ-10 кВ

ТЛМ-10-1

Кл. т. 0,5

КТТ 200/5 Рег. № 2473-69

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

КТН 10000/100 Рег. №

11094-87

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская» 110/10 кВ

ПС № 20 «Калининская» 110/10 кВ яч. №13

РУ-10 кВ

ТПЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5 Рег. № 2363-68

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская» 110/10 кВ яч. №14

РУ-10 кВ

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S

КТТ 300/5 Рег. № 22192-07

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская»

110/10 кВ яч. №18

РУ-10 кВ

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S КТТ 300/5

Рег. № 22192-07

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская»

110/10 кВ яч. №24

РУ-10 кВ

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5

Рег. № 1276-59

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская»

110/10 кВ яч. №27

РУ-10 кВ

ТПЛ-10 с

Кл. т. 0,5

КТТ 200/5

Рег. № 29390-10

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская»

110/10 кВ яч. №32

РУ-10 кВ

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5

Рег. № 1276-59

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская»

110/10 кВ яч. №35

РУ-10 кВ

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5

Рег. № 1276-59

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская»

110/10 кВ яч. №36

РУ-10 кВ

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S

КТТ 300/5

Рег. № 22192-07

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская»

110/10 кВ яч. №40

РУ-10 кВ

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5S

КТТ 200/5

Рег. № 15128-03

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская»

110/10 кВ яч. №69

РУ-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 400/5

Рег. № 32139-11

НОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 35955-07

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская»

110/10 кВ яч. №8

РУ-10 кВ

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5

Рег. № 1276-59

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5 КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская» 110/10 кВ яч. №9

РУ-10 кВ

ТПЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5 Рег. № 2363-68

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 32 «Подсинее» 110/10 кВ

ПС № 32 «Подсинее» 110/10 кВ яч. №15 РУ-10 кВ

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 200/5

Рег. № 7069-07

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 96 «Полярная» 110/10 кВ

ПС № 96 «Полярная»

110/10 кВ

яч. №10

РУ-10 кВ

ТЛШ-10-1

Кл. т. 0,5S

КТТ 1500/5

Рег. № 11077-03

НАМИТ-10-1

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 96 «Полярная»

110/10 кВ яч. №23

РУ-10 кВ

ТЛШ-10-1

Кл. т. 0,5S

КТТ 1500/5

Рег. № 11077-03

НАМИТ-10-1

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №10 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 100/5

Рег. № 2473-05

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №11 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5

Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №14 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5

Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №15 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5

Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №16 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5

Рег. № 2473-05

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №23 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 150/5 Рег. № 2473-05

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №25 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5

Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №26 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5

Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №28 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 200/5

Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №3 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №30

КРУН-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5

Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №4 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 300/5 Рег. № 2473-05

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №5 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 600/5

Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №6 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №7 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №8 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5

Рег. № 2473-69

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Северная» 110/10 кВ яч. №9 РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 100/5

Рег. № 2473-05

НАМИТ-10-2

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Ташеба-Сельская» 110/10 кВ

ПС «Ташеба-Сельская» 110/10 кВ яч. №9

КРУН-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 150/5 Рег. № 2473-69

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

КТН 10000/100

Рег. №

11094-87

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Элеваторная» 110/10 кВ

ПС «Элеваторная» 110/10 кВ яч. №10 РУ-10 кВ

ТЛК-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 100/5 Рег. № 9143-01

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Элеваторная» 110/10 кВ яч. №15

РУ-10 кВ

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5

Рег. № 1276-59

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС «Элеваторная» 110/10 кВ яч. №16

РУ-10 кВ

ТЛК-10

Кл. т. 0,5S КТТ 50/5

Рег. № 9143-01

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01

Рег. №

27420-04

ПС

«Элеваторная» 110/10 кВ яч. №19

РУ-10 кВ

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5S

КТТ 100/5 Рег. №

22192-01

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС

«Элеваторная» 110/10 кВ яч. №2

РУ-10 кВ

ТВК-10

Кл. т. 0,5

КТТ 150/5

Рег. № 8913-82

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС

«Элеваторная» 110/10 кВ яч. №22 РУ-10 кВ

ТОЛ-10-1М-3

Кл. т. 0,5S

КТТ 300/5 Рег. №

36308-07

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС

«Элеваторная» 110/10 кВ яч. №9

РУ-10 кВ

ТПЛ-10 с

Кл. т. 0,5S

КТТ 150/5

Рег. № 29390-05

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «Юго-Западная» 110/10 кВ

ПС «ЮгоЗападная» 110/10 кВ яч. №12 РУ-10 кВ

ТЛК-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 300/5 Рег. №

42683-09

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «ЮгоЗападная» 110/10 кВ яч. №13

РУ-10 кВ

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 400/5 Рег. № 7069-02

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «ЮгоЗападная» 110/10 кВ яч. №15

РУ-10 кВ

ТОЛ-10-I

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5 Рег. № 15128-03

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «ЮгоЗападная» 110/10 кВ яч. №17

РУ-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 300/5 Рег. № 32139-11

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «ЮгоЗападная» 110/10 кВ яч. №18 РУ-10 кВ

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 400/5

Рег. № 7069-02

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. №

27420-04

ПС «Южная» 110/10 кВ

ПС «Южная» 110/10 кВ яч. №10 РУ-10 кВ

ТЛК-10-6

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5

Рег. № 9143-01

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

18178-99

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. №

27420-04

ПС «Южная» 110/10 кВ яч. №11 РУ-10 кВ

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5 Рег. № 6009-77

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

КТН 10000/100

Рег. №

11094-87

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. №

27420-04

ПС «Южная» 110/10 кВ яч. №12 РУ-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5

Рег. № 32139-06 ТЛК-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5

Рег. № 9143-01 ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5

Рег. № 6009-77

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

18178-99

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. №

27420-04

ПС «Южная» 110/10 кВ яч. №13 РУ-10 кВ

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5

Рег. № 6009-77

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

КТН 10000/100

Рег. №

11094-87

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. №

27420-04

ПС «Южная» 110/10 кВ яч. №15 РУ-10 кВ

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5

Рег. №

15128-07

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

КТН 10000/100

Рег. №

11094-87

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. №

27420-04

ПС «Южная» 110/10 кВ яч. №18 РУ-10 кВ

ТЛК-10

Кл. т. 0,5

КТТ 200/5 Рег. № 9143-01

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

18178-99

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. №

27420-04

ПС «Южная»

110/10 кВ яч. №26

РУ-10 кВ

ТЛК-10

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5

Рег. № 9143-01

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

18178-99

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «Южная»

110/10 кВ яч. №31 РУ-10 кВ

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5 Рег. № 6009-77

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

КТН 10000/100

Рег. №

11094-87

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «Южная»

110/10 кВ яч. №35

РУ-10 кВ

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5 Рег. № 6009-77

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

КТН 10000/100

Рег. №

11094-87

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «Южная»

110/10 кВ яч. №36

РУ-10 кВ

ТЛК-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 150/5 Рег. №

42683-09

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

18178-99

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «Южная»

110/10 кВ яч. №37

РУ-10 кВ

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5 Рег. № 6009-77

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

КТН 10000/100

Рег. №

11094-87

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС «Южная»

110/10 кВ яч. №9

РУ-10 кВ

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 400/5 Рег. № 6009-77

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

КТН 10000/100

Рег. №

11094-87

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

РП-8 10 кВ

яч. №13

РУ-10 кВ

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 100/5 Рег. № 2473-69

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-07

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

РП-8 10 кВ

яч. №14

РУ-10 кВ

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5

КТТ 300/5 Рег. № 22192-07

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100

Рег. №

16687-07

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

РП-8 10 кВ

яч. №15

РУ-10 кВ

ТПЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 200/5 Рег. № 1276-59

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5 КТН 10000/100

Рег. № 16687-07

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

1	2	3	4	5	6
68	РП-8 10 кВ яч. №16 РУ-10 кВ	ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 КТТ 100/5 Рег. № 1276-59 ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S Рег. № 22192-07	НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 КТН 10000/100 Рег. № 16687-07	МИР С-03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19	МИР УСПД-01 Рег. № 27420-04
ТП-111
69	ТП-111 ЗРУ-0,4кВ ввод Т	ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S КТТ 600/5 Рег. № 64182-16	-	МИР С-03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19	-
ТП-126
70	ТП-126 ЗРУ-0,4кВ 2сек-0,4кВ ввод 2Т	ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S КТТ 300/5 Рег. № 15173-06	-	Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07	-
ТП-499
71	ТП-499 ЗРУ-0,4кВ ввод Т	ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S КТТ 600/5 Рег. № 47957-11	-	Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07	-
ТП-507
72	ТП-507 ЗРУ-0,4кВ ввод Т	ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S КТТ 600/5 Рег. № 47957-11	-	Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07	-
ТП-535
73	ТП-535 ЗРУ-0,4кВ ввод Т	ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S КТТ 600/5 Рег. № 15173-06	-	Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07	-
ТП-691
74	ТП-691 ЗРУ-0,4кВ ввод Т	ТШП-0,66 Кл. т. 0,5S КТТ 400/5 Рег. № 15173-06	-	Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07	-
ТП-144
75	ТП-144 ЗРУ-10кВ яч.5	ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 КТТ 100/5 Рег. № 22192-03	НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 КТН 10000/100 Рег. № 18178-99	СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08	-

ТП-147

ЗРУ-10кВ яч.2

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

КТТ 200/5 Рег. № 15128-07

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

ПС «Абакан-Районная» 220/110/10 кВ

ПС «Абакан-Районная» 220/110/10 кВ яч. №11

РУ-10 кВ

ТЛК-СТ-10

Кл. т. 0,5S КТТ 400/5

Рег. № 58720-14

НАМИ-10

Кл. т. 0,2

КТН 10000/100 Рег. №

11094-87

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

ГПП-6 110/10 кВ

ГПП-6 110/10 кВ яч. №1а РУ-10 кВ

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5

КТТ 150/5 Рег. № 22192-03

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 831-69

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ГПП-6 110/10 кВ яч. №49 РУ-10 кВ

ТПЛ-10-М

Кл. т. 0,5

КТТ 150/5

Рег. №22192-03

НТМИ-10-66

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 831-69

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ТП-737

ЗРУ-0,4кВ 2сек-0,4кВ ввод 2Т

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5S

КТТ 300/5 Рег. №15173-06

Меркурий 230

ART-03 PQRSIDN

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

ПС № 20 «Калининская» 110/10 кВ

ПС № 20 «Калининская» 110/10 кВ яч. №7 РУ-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 200/5 Рег. № 32139-06

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 16687-02

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская» 110/10 кВ яч. №50

РУ-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 150/5

Рег. № 32139-11

НОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 35955-07

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. № 27420-04

ПС № 20 «Калининская» 110/10 кВ яч. №51

РУ-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 150/5

Рег. № 32139-11

НОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 35955-07

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. №

27420-04

ПС № 20 «Калининская»

110/10 кВ яч. №54

РУ-10 кВ

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5S

КТТ 300/5 Рег. № 32139-11

НОЛ-СЭЩ-10

Кл. т. 0,5

КТН 10000/100 Рег. № 35955-07

МИР С-03

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №76142-19

МИР

УСПД-01 Рег. №

27420-04

Примечания:

1. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера ИК	Вид электроэнергии	Метрологические характеристики ИК
Номера ИК	Вид электроэнергии	Границы основной погрешности (±6), %	Границы погрешности в рабочих условиях (±6), %
1	2	3	4
1, 8, 11, 12, 13, 14, 18, 19, 24, 25, 26, 27, 29, 30, 31, 32, 33, 35, 36,	активная	± 1,0	± 3,0
37, 38, 42, 45, 50, 53, 55, 58, 59, 65, 66, 67,	реактивная	± 2,5	± 4,7
68, 78, 79
2, 3,4,5, 6, 9,10, 15, 16, 17, 20, 21, 22, 23, 28, 34, 39, 41, 43, 44, 46,	активная	± 1,0	± 3,0
47, 48, 49, 51, 52, 62,	реактивная	± 2,5	± 4,7
68,81,82,83,84
69	активная	± 0,8	± 2,9
69	реактивная	± 2,1	± 4,6
7, 40, 54, 56, 57, 60, 61,	активная	± 0,8	± 2,9
63, 64	реактивная	± 2,2	± 4,6
70, 71, 72, 73, 74, 80	активная	± 0,9	± 3,3
70, 71, 72, 73, 74, 80	реактивная	± 2,3	± ^5,5
75, 76	активная	± 1,2	± 3,3
75, 76	реактивная	± 2,8	± 5,7

активная реактивная

± 0,9

± 2,4

± 2,9

± 4,7

Примечание

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, I = 0,02(0,05)^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 84 от 0 °C до + 40 °C.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Количество измерительных каналов	84
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:	от 90 до 110
параметры сети:	от 2 до 120
- напряжение, % от ином	от 0,5 инд. до 0,8
- ток, % от 1ном	емк^.
- коэффициент мощности	от 49,6 до 50,4
- частота, Гц	от -40 до +70
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ^оС
- температура окружающей среды в месте расположения	от 0 до +40
электросчетчиков, ^оС
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, ^оС	от +10 до +60
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика МИР С-03	320000
для электросчетчика Меркурий 230	150000
для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01	140000
для электросчетчика A1802RAL-P4GB-DW-4	120000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	2

1	2
УСПД:	75000
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
для УСПД МИР УСПД-01	2
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:	70000
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	1
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее	114
- при отключении питания, лет, не менее	45
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц
по каждому каналу, сут, не менее	45
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее	10
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений, лет, не менее	3,5
Предел допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с	±5

Надежность системных решений:

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

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

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

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

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

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

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

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Муниципальное унитарное предприятие города Абакана «Абаканские электрические сети» (МУП «АЭС»).

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Тип	Количество, шт.
1	2	3
Трансформатор тока	ТЛМ-10-2	2
Трансформатор тока	ТЛК-СТ-10	3
Трансформатор тока	ТЛМ-10-1	2
Трансформатор тока	ТЛМ-10	28
Трансформатор тока	ТЛМ-10	13
Трансформатор тока	ТПЛМ-10-М	19
Трансформатор тока	ТПЛМ-10-М	2
Трансформатор тока	ТПЛ-10-М	2
Трансформатор тока	ТПЛ-10-М	6
Трансформатор тока	ТПЛ-10 с	4
Трансформатор тока	ТПЛМ-10	4
Трансформатор тока	ТПЛ-10	13
Трансформатор тока	ТПЛ-10 с	3
Трансформатор тока	ТОЛ-10-1	3
Трансформатор тока	ТОЛ-10-1	3
Трансформатор тока	ТОЛ-10	4
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	15
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	3
Трансформатор тока	ТОЛ-СЭЩ-10	1
Трансформатор тока	ТОЛ-10	3

1	2	3
Трансформатор тока	ТОЛ-10	6
Трансформатор тока	ТЛШ-10-1	6
Трансформатор тока	ТЛК-10	4
Трансформатор тока	ТЛК-10-6	3
Трансформатор тока	ТЛК-10	7
Трансформатор тока	ТВК-10	2
Трансформатор тока	ТОЛ-10-1М-3	3
Трансформатор тока	ТЛК-10-5	6
Трансформатор тока	ТОЛ-10	13
Трансформатор тока	ТШП-0,66	3
Трансформатор тока	ТШП-0,66	12
Трансформатор тока	ТШП-0,66	6
Трансформатор напряжения	НТМИ-10	1
Трансформатор напряжения	НТМИ-10-66	3
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10-2	7
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10-1	2
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10	4
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10	2
Трансформатор напряжения	НАМИ-10	5
Трансформатор напряжения	НАМИТ-10	3
Трансформатор напряжения	НОЛ-СЭЩ-10	4
Счётчик электроэнергии	МИР С-03	75
Счётчик электроэнергии	Mеркурий 230Л1<Т-03 РQRSIDN	6
Счётчик электроэнергии	СЭТ-4ТM.03M.01	2
Счётчик электроэнергии	A1802RAL-₽4GB-DW-4	1
Устройство сбора и передачи данных	МИР УСПД-01	11
Программное обеспечение	ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»	1
Паспорт-Формуляр	1901002975.42231.001.001 ПФ	1

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Муниципальное унитарное предприятие города Абакана «Абаканские электрические сети» (МУП «АЭС»), аттестованном ООО «Метросервис», Уникальный номер записи об аккредитации в Реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311779.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Муниципальное унитарное предприятие города Абакана «Абаканские электрические сети» (МУП «АЭС»)

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.

Изготовитель

Муниципальное унитарное предприятие города Абакана «Абаканские электрические сети» (МУП «АЭС»)

ИНН 1901002975

Адрес: 655017, Республика Хакасия, г. Абакан, ул. Советская, 25

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Метрологический сервисный центр» (ООО «МетроСервис»)

Адрес: 660133, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Сергея Лазо, 6а

Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311779.

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

01 сентября 2022 г. 2189

_______________ Xs _____________

Москва

О внесении изменений в сведения об утвержденных типах 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. Внести изменения в сведения об утвержденных типах средств измерений в части конструктивных изменений, влияющих на их метрологические характеристики, согласно приложению к настоящему приказу.
2. Утвердить измененные описания типов средств измерений, прилагаемые к настоящему приказу.
3. 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.
4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

г Ч

Заместитель Руководителя

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

Е.Р.Лазаренко

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭГТ

Сертификат: 029D109B000BAE27A64C995DOB060203A9

Кому выдан: Лазаренко Евгений Русланович

Действителен: с 27.12.2021 до 27.12.2022

\__________—_________/

Техническая поддержка

4812 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 2189 от 01.09.2022

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

4812 Kb

Файлов: 2 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

Текст приказа Росстандарта № 2189 от 01.09.2022

Текст приказа Росстандарта № 2189 от 01.09.2022

Ссылки на другие приказы Росстандарта

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель